Себестоимость и ценообразование на предприятии

Снижение себестоимости продукции, достигаемое путем сокращения затрат живого и овеществленного труда, является основным источником повышения внутрипромышленных накоплений и рентабельности производства.

Пути снижения себестоимости энергетической продукции весьма многообразны. Некоторые из них обусловливаются внешними, не зависящими от работников условиями, но многие другие могут быть предусмотрены при проектировании и строительстве или достигнуты при ее эксплуатации.

Для снижения себестоимости в условиях действующего предприятия могут быть использованы мероприятия:

реконструктивного характера (реконструкция хвостовых поверхностей нагрева котлов, лопаточного аппарата дымососов, компрессоров или турбин, конденсаторов турбин и т. п.);

режимного характера (выбор наивыгоднейшего состава работающего оборудования, установление наивыгоднейшего распределения нагрузки между работающими энергогенерирующими агрегатами и др.);

направленные на снижение потерь: а) топлива при хранении и транспортировке; б) энергетической продукции при передаче ее потребителям и расходуемой на собственные нужды; в) материалов, масел и др.;

направленные на использование теплоты уходящих газов, отработанного пара, теплоты испарительного охлаждения и др.;

организационно-технического характера (механизация и автоматизация производственных процессов и ремонтных работ, расширение зон обслуживания, укрупнение и объединение мелких административно-управленческих отделов и др.).

Важнейшими путями снижения себестоимости энергетической продукции, которые могут быть использованы в условиях проектирования, являются следующие:

повышение единичных мощностей энергогенерирующего оборудования и предприятий в целом;

применение безотходных производств;

применение комбинированных энергетических и энерготехнологических установок;

разработка рациональных схем топливо- и энергоснабжения, включающих использование ВЭР;

рациональная организация строительства, включающая сокращение сроков строительства, использование местных строительных материалов и др.

Целесообразность проведения того или иного мероприятия должна быть установлена на основе технико-экономического расчета. При этом наряду с денежной оценкой следует учитывать условия надежности энергоснабжения, техники безопасности, условия труда.

Снижение себестоимости энергетической продукции имеет большое народно-хозяйственное значение и оказывает существенное влияние на повышение рентабельности не только энергетических предприятий, но и многих, особенно энергоемких промышленных предприятий.

Основные направления оптимизации процесса теплоснабжения.

Экономное и рациональное расходование топливно-энергетических ресурсов является одной из важнейших народнохозяйственных задач. Расходы топлива на теплоснабжение городов и населенных мест занимают значительное место в общем топливном балансе страны. Велики и затраты электроэнергии в системах централизованного теплоснабжения, которые в основном связаны с транспортированием теплоносителя по тепловым сетям. Все это вызывает необходимость обеспечения работы систем теплоснабжения с высокими технико-экономическими показателями. Значительная роль в этом вопросе принадлежит организациям, эксплуатирующим тепловые сети.

Основными направлениями работ и мерами по экономии тепловой и электрической энергии в системах теплоснабжения являются:

а) разработка и применение при планировании и в производстве технически и экономически обоснованных прогрессивных норм расхода тепловой и электрической энергии для осуществления их экономии и наиболее эффективного использования;

б) организация действенного учета отпуска и потребления энергии;

в) оптимизация эксплуатационных режимов тепловых сетей с разработкой и внедрением наладочных мероприятий;

г) разработка и внедрение организационно-технических мероприятий по ликвидации сверхнормативных и непроизводственных тепловых потерь и утечек в сетях;

д) расчет себестоимости с применением метода предельных издержек, позволяющий объективно учитывать ценность отпускаемой энергии.

Для планирования потребления этих ресурсов и оценки эффективности их использования служат нормы расхода тепловой и электрической энергии в тепловых сетях. Выполнение установленных норм расхода, дифференцированных по времени, срокам и величинам используемого оборудования, является обязательным условием при материальном стимулировании за экономию топливно-энергетических ресурсов как потребителя, так и поставщика энергии. Нормы должны способствовать максимальной мобилизации внутренних резервов экономии энергии с обоих сторон, выполнению плановых задании и достижению высоких технико-экономических показателей теплоснабжения.

Работа теплоэнергетических предприятий по экономии топлива, устранению непроизводительных потерь тепловой энергии и повышению эффективности теплоснабжения базируется на правильно организованном учете отпуска и потребления теплоты. Учет тепловой энергии способствует рациональному ее использованию, а также выявлению и ликвидации факторов расточительного расходования теплоты, превышению договорных нагрузок и качеству поставляемой энергии.

Теплоэнергетические предприятия должны постоянно анализировать данные учета путем сопоставления количества теплоты, фактически отпущенной котельной, с расчетным теплопотреблением подключенных к тепловой сети потребителей. На основе такого анализа необходимо разрабатывать и осуществлять мероприятия, направленные на снижение тепловых потерь в сетях, экономию расхода теплоты в системах теплопотребления зданий и электроэнергии, затрачиваемой на перекачку сетевой воды. Учет отпуска теплоты обеспечивает контроль за удельным расходом топлива на выработку тепловой энергии. Основным путем обеспечения эффективной работы систем теплопотребления зданий (отопления, вентиляции и горячего водоснабжения) и высоких технико-экономических показателей системы централизованного теплоснабжения в целом является оптимизация эксплуатационных режимов тепловых сетей, разработка и внедрение наладочных мероприятий, основанном на графике отопительной нагрузки - графике Россандра.

Режимы работы тепловой сети подразделяют на тепловой и гидравлический. Тепловой режим сети определяет метод регулирования отпуска теплоты и задает соответствующий график температур в тепловой сети и системах теплопотребления. На основе температурных графиков определяют потребные расходы теплоносителя в системах теплопотребления зданий и сетях. Гидравлический режим определяет требуемые перепады давления в тепловых сетях, условия по поддержанию расчетной циркуляции теплоносителя и его правильному распределению по всем подключенным к сетям системам теплопотребления.

На основе разработанного гидравлического режима задают параметры работы сетевых, подкачивающих и подпиточных насосов, автоматических регуляторов, рассчитывают дроссельные и смесительные устройства, устанавливаемые на тепловых пунктах и в системах теплопотребления. Следует подчеркнуть принципиальное отличие режимов, разрабатываемых на стадии проектирования систем теплоснабжения, и эксплуатационных режимов. Проектные тепловые и гидравлические режимы разрабатывают, как правило, при проектировании магистральных тепловых сетей, с их помощью определяют условия для дальнейшего проектирования распределительных сетей и выбирают схемы присоединения систем теплопотребления зданий к сетям.

Система централизованного теплоснабжения с момента ввода в эксплуатацию постоянно развивается за счет подключения к ней новых потребителей и строительства новых участков тепловых сетей. В связи с этим на каждый конкретный отопительный сезон следует рассчитывать и корректировать эксплуатационные режимы, учитывающие фактическое состояние системы теплоснабжения. Оптимизация эксплуатационных режимов должна предусматривать наиболее полное использование характеристик фактически установленного оборудования, рационализацию схем тепловых пунктов, использование возможности совместной работы тепловых сетей от нескольких источников теплоты, закрытие мелких неэкономичных котельных, увеличение пропускной способности сетей по теплоте за счет применения высоких температурных графиков регулирования отпуска теплоты.

Не требует особого пояснения, что затраты на производство тепла бывают постоянными и переменными (зависимыми от погоды). При 100% переменном тарифе энергосбережение у потребителя не выгодно производителю тепла как из-за уменьшения объема продаж, так и из-за сохранения на прежнем уровне постоянных затрат, оплату за которые он перестает получать.

При установке теплосчетчика потребитель может резко сократить свое потребление, но считаться подключенным по максимальной мощности с соответствующим резервированием по источникам тепла и диаметрам трубопроводов.

При установке счетчиков тариф резко изменяется от практически 100% фиксированного (по проектным нагрузкам) до 100% переменного. В переходный период для более разумного разделения затрат между потребителями со счетчиками и без них и для появления свободных мощностей на ТЭЦ необходимо ввести в тарифах высокую фиксированную часть, отражающую все фиксированные затраты, в том числе затраты на нормируемые тепловые потери.

За недопоставку тепла должны налагаться серьезные штрафы.

Температура обратной сетевой воды является важнейшим параметром при продаже тепла, т.к. сравнительно небольшие инвестиции со стороны потребителей могут значительно снизить температуру обратной воды и привести к значительной экономии у поставщика тепла (особенно, если это ТЭЦ) как за счет удешевления процесса выработки тепла в комбинированном режиме, так и за счет уменьшения теплопотерь, диаметров трубопроводов, снижения затрат электроэнергии на перекачку воды.

Стимулирование потребителей к снижению температуры обратной сетевой воды возможно тремя способами:

а) введением разного уровня тарифов, отражающих себестоимость востребованной установленной мощности, отдельно для высокопотенциального и низкопотенциального тепла;

б) понижающими и повышающими коэффициентами к тарифу при понижении или повышении температуры обратной сетевой воды относительно регламентированного температурного графика, например, по

Т_{ср. мес}.=1000 Q_мес. /G_мес.);

в) введением переменной части тарифа, как тарифа на расход сетевой воды с учетом температуры в подающем трубопроводе.

Отсутствие в тарифе стимулов к снижению температуры обратной сетевой воды имеет негативные последствия, т.к. дает возможность потреблять только высокопотенциальное тепло, нарушая гидравлические режимы всей системы, и, сводя на нет выгоды теплофикации, оплачивая по показаниям теплосчетчика те же деньги, что и в нормальном режиме.

Из-за сезонной неравномерности теплопотребления на ТЭЦ и в котельных имеется огромный запас мощностей для преодоления зимнего минимума температур (10 дней из 365). С учетом того, что высокопотенциальное тепло самое дорогое, представляется целесообразным ввести сезонное понижение тарифов в теплое время года и повышение их в холодное, с наивысшим тарифом в зимние месяцы. Это создает дополнительные стимулы для экономии в самые холодные месяцы (в частности, путем уменьшения заявленной мощности при проведении энергосберегающих мероприятий), усиливает эффект от превращения котельных в пиковые, стимулирует создание дешевых местных источников покрытия пиковой нагрузки.

Это также послужит мощным экономическим стимулом к поддержанию необходимой температуры сетевой воды в подающем теплопроводе. А пока производство высокотемпературного теплоносителя невыгодно АО-энерго, а иногда и убыточно.

Идеальный новый потребитель тепла для ТЭЦ - это потребитель, который пользуется теплом 7-8 месяцев в году в теплое время. Для него не требуется дополнительных инвестиций в увеличение резерва мощности, он потребляет наиболее дешевое низкопотенциальное тепло, причем имеющееся в этот период в избытке. И таких потребителей много - это потребители, сейчас получающие тепло от муниципальных и заводских котельных, которые можно перевести в пиковый режим. Технически это решается путем наладки режимов теплопотребления, стимулирования потребителей к снижению температуры обратной сетевой воды (с соответствующим уменьшением расходов), использованием резервов по диаметрам трубопроводов, строившихся, как и все остальное, с огромным запасом (что позволяет сетям работать практически без регулировки).

Но завышенные тарифы на тепло привели к тому, что переключать нагрузку на ТЭЦ не выгодно даже в летний период. То есть АО-энерго сами отвадили от себя самых выгодных потребителей. Получается, что города дважды оплачивают тепло, вырабатываемое в котельных, и тепло, бесполезно теряющееся в градирнях ТЭЦ.

При плановой экономике все крупные котельные повсеместно минимум на 5 месяцев переключали свою нагрузку на ТЭЦ, сейчас эта практика прекращена, что приводит к огромным потерям.

Специалисты уже 70 лет спорят о методике установления цен на тепловую и электрическую энергию при комбинированной их выработке. Эти споры имели смысл при социализме. Сейчас РЭК может утвердить обоснованный тариф, а потребитель отреагирует на него отключением и строительством собственного теплоисточника. Тарифы на тепло от ТЭЦ должны устанавливаться ниже себестоимости производства тепла в локальных котельных.

Это будет выгодно всем:

потребитель получит дешевое тепло и сэкономит деньги на эксплуатации своей котельной, либо откажется от ее строительства;

государство получит значительный общегосударственный эффект в уменьшении затрат на теплоснабжение;

АО-энерго смогут вернуть потребителей и продать тепло, которое иначе улетучится в воздух через градирни ТЭЦ, работающих в комбинированном режиме.

Затраты на обслуживание легко рассчитываются, т.к. они относятся не к переменным, а к постоянным, и целиком за год зависят не от суммарного теплопотребления, а только от продолжительности отопительного сезона и стоимости электроэнергии.

Экономия средств может образовываться как за счет уменьшения теплопотребления (появляется стимул к установке в ЦТП приборов учета), так и за счет штрафных санкций к АО-энерго за качество теплоносителя.

Теплоисточникам надо отдавать средства на обслуживание внутренних систем отопления и функции контроля над качеством теплопотребления. При введении нормальных расценок на обслуживание систем отопления зданий окажется выгодно их не контролировать, а брать на обслуживание самим либо через подрядчика. Расчеты с немуниципальными потребителями, бюджетными потребителями и жилыми зданиями, оборудованными счетчиками, могут осуществляться по привычной схеме - за гигакалорию.

Тарифы на тепло не могут определяться разными организациями в зависимости от ведомственной принадлежности котельных и тепловых сетей. Сейчас тарифы на тепло от муниципальных источников определяют сами муниципалитеты, заменяя в этом вопросе государство, а от всех остальных источников тарифы устанавливают региональные энергетические комиссии. Для проведения общей тарифной политики, вопросы тарифообразования должны быть сконцентрированы в одном государственном органе.

Технико-экономические показатели по котельным МУП "ГорТЭП" за 201 год, тыс. руб.



Основные технические показатели деятельности предприятия МУП "ГорТЭП" приводятся в таблице 1.

к объемам отпуска тепловой энергии населению относятся объемы отпуска для частных лиц, с которыми непосредственно энергоснабжающей организацией заключены договоры энергоснабжения;

заполняется для каждого вида теплового носителя (горячая пода, пар), по каждой системе централизованного теплоснабжения, дополнительно заполняется сводная таблица;

отпуск тепловой энергии с коллекторов энергетических источников - объем тепловой энергии, равный сумме тепловой энергии, выработанный энергетическими источниками (агрегатами энергетических источников), за вычетом тепловой энергии, использованной в энергетических источниках на собственные нужды, и переданный в тепловую сеть.

Возможными путями комплексного решения задач по снижению затрат является следующее:

внедрение новых, более эффективных горелочных устройств (акустических форсунок, малых горелочных устройств);

создание водотопливных эмульсий в самих форсунках.

Разработанные принципы комплексного рационального природопользования позволяют найти механизм решения одновременно вопросов энергосбережения, повышения экологической безопасности и надёжности работы оборудования.

Предлагаемые технические решения позволили бы экономически выгодно осуществит комплексный подход к решению вышеуказанных задач при сжигании газообразного и жидкого видов топлива в котлах.

При применении принципа комплексного подхода при сжигании газообразного топлива одновременно со снижением выхода окислов азота до 70%, было повышено КПД котлов на 1,7 %.

Применение принципа комплексного подхода при сжигании мазута позволило за счет нового типа горелочного устройства повысить КПД котла на 2,3%, снижение же выхода окислов азота достигнуто 30%.

Применение же водотопливных эмульсий позволило:

повысить КПД котла на 2-3 %;

снизить выход сажистых частиц на 90 %;

снизить выход окислов азота на 50 %;

Определение резервов снижения себестоимости тепловой энергии.

В заявленном максимальном среднесуточном расходе тепловой энергии - 435 Гкал/ч, доля часовой нагрузки на ГВС составляет 11,85% или 51,558 Гкал/ч.

Для каждого интервала температуры наружного воздуха получаем удельные отопительные значения.

При построении графика необходимо определить три зоны, исходя из технических условий:

1. Базовая нагрузка - это нагрузка горячего водоснабжения (ГВС). Она практически не меняется и по году ее продолжительность 8ґ760 часов.

2. Полубазовая нагрузка - это нагрузка отопления. Она ограничена двумя фундаментальными условиями - а) начало отопительного периода - начинается при похолодании окружающего воздуха ниже +8єС, б) температурой сетевой воды и температура окружающего воздуха, свыше которой ужесточаются требования (техники безопасности, ПТЭ, Госгортехнадзора) к энергетическому хозяйству - котлам, насосам, хим.подготовке, квалификации персонала и другое, что влечет за собой гораздо большие расходы на содержание и эксплуатацию мощностей. Продолжительность периода - 5ґ280 часов.

3. Пиковая нагрузка - при температуре сетевой воды выше 110єС и наружного воздуха ниже - 15єС. Продолжительность периода - 2ґ100 часов.

Время использования максимума нагрузки по факту:

где - фактический отпуск тепловой энергии ТЭЦ-6 за 2004 год, Гкал; - средняя по году располагаемая (доступная) тепловая мощность на котельной, Гкал/ч.

(2.4)

Время использования максимума нагрузки МУП «КТСК» по графику Россандра (определяется как произведение доли заполненной площади графика и продолжительности работы), час:

(2.5)

где - отношение интегрального значения площади отпуска теплоэнергии к общей площади построения графика; - число часов в году, час.

(2.6)

При соблюдении температурного графика расчетный отпуск тепловой энергии мог составить:

(2.7)

где - максимальный среднечасовой расход теплоэнергии, Гкал/ч

(2.8)

Недоиспользованный резерв по отпуску тепла, тыс.Гкал в год:

(2.9)

(2.10)

Коэффициент недоиспользования тепловой нагрузки составляет:

(2.11)

(2.12)

Таким образом, в связи с нарушениями условий температурного графика, гидравлических характеристик потребителем и сложившейся температуру окружающего воздуха по году объем отпуска теплоэнергии занижен на 23,8%.

Расчеты себестоимости тепловой энергии, учитывая предельные издержки производства, будут производиться на примере отчетных данных по результатам работы МУП "ГорТЭП" за 2004 год:

Отпуск тепловой энергии - 1ґ246,246 тыс. Гкал в год;

Среднегодовая доступная мощность (учитывает вывод оборудования в ремонт) составляет 532,57 Гкал/ч;

Максимальный среднечасовой расход тепловой энергии (по заданию теплосети) - 435,0 Гкал/час;

Температурный график - 160/70 со срезкой 150;

Расходы на топливо - 157ґ452 тыс. рублей;

Расходы на воду - 4ґ701,4 тыс. рублей;

Расходы на заработную плату - 15ґ769,0 тыс. рублей;

Расходы на ремонт - 27ґ883,0 тыс. рублей;

Амортизационные отчисления - 11ґ560,0 тыс. рублей;

Себестоимость тепловой энергии - 201,08 руб/Гкал.

Условно-переменные расходы, компенсирующие энергию, состоят из расходов на топливо и воду, общей суммой 162ґ153,1 тысяч рублей.

Условно-постоянные расходы, компенсирующие мощность, состоят из расходов на зарплату персонала, ремонт, амортизационных отчислений и прочих, общей суммой 88ґ444,9 тысяч рублей.

Сравнение расчетного тарифа на теплоэнергию в отдельности по ТЭЦ-6, и сравнение его с установленным в 2004 году тарифа- 301,84 руб/Гкал, некорректно. В общем тарифе учитываются неотъемлемые расходы энергосистемы, оказываемые другими подразделениями предприятия и сторонними организациями (АУП, охрана, сбыт, передача энергии, отчисления в разные фонды).

В связи с этим анализ проводится по себестоимости выработки тепловой энергии.

В себестоимость тепловой энергии не вошли расходы на электрическую энергию, потребляемую в технологическом процессе теплоснабжения. Данный фактор обусловлен отнесением статьи расходов электрической энергии на МУП "ГорТЭП" к производственным нуждам энергосистемы, и учтены в других статьях расходов энергосистемы.

Согласно полученных результатов по графику отопительной нагрузки:

1. Использование мощности для периодов составляют:

a) Базовая нагрузка - 11%;

b) Полубазовая нагрузка - 55%;

c) Пиковая нагрузка - 34%.

Это означает, что установленная на предприятии единица теплогенерирующей мощности, удовлетворяющая спрос, в течении года используется согласно этих пропорций.

2. Использование энергии для периодов составляют:

a) Базовая нагрузка - 27%;

b) Полубазовая нагрузка - 64,5%;

c) Пиковая нагрузка - 8,5%.

Это означает, что произведенная на предприятии единица тепловой энергии, удовлетворяющая спрос, в течении года распределяется согласно этих пропорций.

	Наименование	Время, час	Энергия	Мощность
А	Базовая нагрузка	8 760	27%	11%
В	Полубазовая нагрузка	5 280	64,5%	55%
С	Пиковая нагрузка	2 100	8,5%	34%
			100%	100%

Рассмотрим два варианта условий формирования себестоимости выработки тепловой энергии на МУП "ГорТЭП" 1. Вариант Х - учитывает подключенную нагрузку потребителей (по заявке теплосети) - 435 Гкал/ч и собственные нужды - 65 Гкал/ч (пароснабжение - 15 Гкал/ч, технологический резерв - 15 Гкал/ч и ремонтная мощность - 35 Гкал/ч).

При расчете по данному варианту, затраты на содержание оставшейся запасной мощности

N_запас = 585 - 435 - 65 = 85 Гкал/ч,

которая не имеет спроса у потребителя, равномерно распределяются на всех подключенных потребителей.

Маргинальная цена на энергию может отражаться в виде одноставочного, сезонного тарифа за отпущенную энергию по категориям потребителей. Этот тариф более нагляден, легче понимается, но по нему сложнее производить практические взаимные расчеты.

Двухставочный тариф в виде платы за заявленную мощность и за отпущенную энергию имеет более глубокий технологический смысл и в большей степени отвечает технологии производства энергии. Он предусматривает фиксированную себестоимость 203ґ321,5 руб/год за право получать в любое время года заявленную тепловую мощность 1 Гкал/час, и так же отдельно оплачивает себестоимость потребленной энергии от котельной по цене 130,11 рубля/Гкал.

2. Вариант Y - учитывает подключенную нагрузку потребителей (по заявке теплосети) - 435 Гкал/ч, резерв мощности, отдельно оплачиваемым потребителем - 85 Гкал/ч и собственные нужды - 65 Гкал/ч (пароснабжение - 15 Гкал/ч, технологический резерв - 15 Гкал/ч и ремонтная мощность - 35 Гкал/ч).

При расчете по данному варианту запасной мощности нет.

Потребитель тепловой энергии, относящийся к базовой нагрузке (база "А", где маргинальная себестоимость 154,03 руб/Гкал) платит в 2,39 раз ниже, чем потребитель, пользующийся тепловой энергией только в часы пиковых нагрузок (пик "С", где маргинальная себестоимость 367,59 руб/Гкал)

Маргинальная себестоимость единицы мощности составит 170ґ086,3 руб/год - за право получения заявленной тепловой мощности 1 Гкал/час в любое время года, а себестоимость потребленной энергии будет 130,11 рубля/Гкал от котельной.

Очевидно, что при спросе, обеспечивающий загрузку или резервирование всех установленных мощностей теплогенерирующего источника, себестоимость, а соответственно и тариф для конечного потребителя, снижается.

Нагрузка	Вариант X	Вариант Y
	Одноставочная	Двухставочная	Одноставочная	Двухставочная
		ставка за Энергию	ставка за Мощность		ставка за Энергию	ставка за Мощность
	руб/Гкал	руб / Гкал	тыс.руб/Гкал в год	руб/Гкал	руб / Гкал	тыс.руб/Гкал в год
базовая	159,03	130,11	203,3215	154,30	130,11	170 086,2736
полубазовая	190,63	130,11	203,3215	180,74	130,11	170 086,2736
пиковая	413,99	130,11	203,3215	367,59	130,11	170 086,2736
резерв						170 086,3
Средняя	201,08	130,11	203,3215	201,08	130,11	170 086,2736

Маргинальные тарифы - это квалифицированный инструмент внедрения энергосберегающих технологий вообще, и теплофикации в частности. Главным результатом применения маргинальных тарифов в энергетике станет существенная разница в ценах на энергию, достигающая 10-20-кратного значения в зависимости от технологии производства и структуры спроса тепловой и электрической энергии на рынке. Большая разница в ценах вызовет жесткую борьбу за рынок. Мгновенно выявятся необоснованно завышенные и неиспользуемые установленные тепловые и электрические мощности источников. Моментально возрастет спрос на энергосберегающие технологии, мероприятия и оборудование, такие как: теплофикация, тепловые насосы, тепловое аккумулирование, утепление строительных конструкций, сокращение совмещенного максимума нагрузок, поиск более дешевых пиковых и аварийных источников энергоснабжения. Производители энергии уже не будут объяснять причины высоких цен на энергию, а конкурентной борьбой будут вынуждены самостоятельно находить технологические решения, позволяющие максимально экономить затраты на производство энергии. Так, в условиях Урала применение маргинальных тарифов открывает экономические направления для дальнейшего развития теплофикации с большим экономическим потенциалом энергосбережения.

В краткосрочном периоде (1-3 года) применение маргинальных тарифов вызовет:

массовый отказ потребителей от ранее заказанной, но практически неиспользуемой тепловой и электрической мощности;

перераспределение нагрузок с целью сокращения пиковой части нагрузок;

значительное ужесточение взаимных договорных обязательств (по совмещенному графику нагрузок, по температуре, по гидравлике, по давлению, по химическому режиму);

снижению экономически обоснованного тарифа при учете расходов по заявленной потребителем тепловой мощности;

экономическое стимулирование энергоисточников в поиске новых рынков сбыта и загрузке простаивающих мощностей;

снижение необходимых дотационных отчислений для населения в бюджетах города и области.

В долгосрочном периоде (3-8 лет) маргинальные тарифы вызовут:

создание, развитие новых технологий производства энергии, таких как: низкотемпературный транспорт тепла на сверхдальние расстояния, применение тепловых насосов для транспорта низкотемпературной тепловой энергии, тепловое аккумулирование энергии, полиэтиленовые трубопроводы для тепловых сетей;

переход от традиционных, двухтрубных на трехтрубные системы транспорта с отдельно выделенной трубой только для горячего водоснабжения;

создание технологических схем совместной параллельно-последовательной работы ТЭЦ в базе нагрузок и промышленных котельных в пике нагрузок, с дальнейшим развитием теплофикации в городе создание конкурентного рынка тепловой энергии с выходом котельных на единые тепловые сети города;

развитие малых ТЭЦ, парового привода на базе существующих тепловых нагрузок, применение схем с утилизацией тепла уходящих газов, тепловых насосов, и т.д.

экономическую заинтересованность предприятий снижать свои издержки, предлагая потребителю по более свой товар и услуги, по конкурентной цене.

В качестве эффективных инструментов для достижения наилучших показателей функционирования системы теплоснабжения, серьезном снижении дотационных отчислений из бюджетов и заинтересованности потребителями в самостоятельном принятии решений о необходимости внедрении энергосберегающих технологий необходимо введение финансовой и административной ответственности:

1. Потребителями

а) теплопотребление согласно с заключенным договорам с энергоснабжающими организациями (ЭСО);

б) эксплуатация теплового оборудования согласно установленным технологическим нормам и требованиям (узлы учета, регулирования нагрузки, тепловые пункты, периодичность и качество промывок систем теплоснабжения);

в) обеспечение температуры обратной сетевой воды не выше указанной в договоре;

г) превышения расхода сетевой воды от указанного в договоре;

д) соответствие заявленной тепловой мощности и фактически потребляемой (особенно актуально при пользовании одноставочным тарифом);

е) внесение изменений в гидравлическую схему без согласования с ЭСО;

ж) за сверхнормативные потери теплоэнергии и теплоносителя;

з) нарушения качества возвращаемого теплоносителя.

2. Энергоснабжающей организацией

а) нарушение температурного графика;

б) нарушение критериев надежности и бесперебойности теплоснабжения;

в) нарушения качества теплоносителя.

Не менее важным направлением является внедрение системы автоматизированного учёта тепловой энергии.

Разработка системы автоматизированного расчета по определению стоимости выработки тепловой энергии в производственно-отопительных котельных направлена на решение целого комплекса задач:

- единообразие проведения расчетов при одновременной компенсации дефицита инженерно-технических работников с базовым теплоэнергетическим образованием;

- обеспечение оперативности расчета технико-экономических показателей для своевременного принятия управленческих решений;

- компьютерное моделирование влияния различных факторов на величину отпускной цены, позволяющее решить оптимизационную задачу при модернизации или реконструкции объектов, выполнение прогнозных расчетов.

Отпускная цена предоставления тепловой энергии как услуги определяется на базе ее себестоимости, устанавливаемой непосредственным расчетом на основе научно-обоснованных нормативов потребления материальных, энергетических и трудовых ресурсов, сложившихся цен на эти ресурсы, отражающих уровень технического оснащения предприятия, региональные особенности размещения производителя и потребителя услуги.

Существенное влияние на уровень цены на предоставляемую тепловую энергию оказывают предусматриваемые действующим законодательством обязательные отчисления на социальные нужды, налоги, учитываемые в составе себестоимости, и другие затраты.

В соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации на производство тепловой энергии следует относить следующие виды затрат:

- затраты на приобретение и хранение топлива, определяемые уровнем его цены и нормативом расхода, необходимым для выработки тепловой энергии;

- затраты на содержание оборудования котельной, определяемые действующим уровнем его стоимости и отчислений на амортизацию, нормативов на текущее содержание и метрологическое обслуживание оборудования;

- затраты на содержание служебных помещений котельной (его ремонт и амортизацию);

- затраты на освещение, охрану труда персонала, обслуживающего котельную;

- затраты на водоснабжение, необходимое для обеспечения нормативных потребностей собственно теплоснабжающих предприятий, включая расходы воды на соблюдение санитарно-гигиенических норм;

- затраты на оплату труда персонала, обслуживающего котельную, определяемые его численностью и уровнем оплаты их труда с начислениями;

- платежи за выбросы загрязняющих веществ, налоги и сборы, относимые на себестоимость, расходы на подготовку кадров и др., учитываемые в составе прочих расходов.

Кроме того, следует учитывать основные расходы, общие для всех хозяйств отрасли, и общехозяйственные расходы предприятия, начисляемые на сумму его основных производственных расходов (в части оплаты труда), связанных с выработкой тепловой энергии.

В целях обеспечения единых подходов к обоснованию уровня платы за предоставляемую тепловую энергию сторонним потребителям отрасли разработана и утверждена Методика определения стоимости тепловой энергии, отпускаемой потребителям.

Современное развитие информационных технологий и их широкое применение позволяет проводить такие расчеты с использованием средств вычислительной техники. Реализация такой задачи позволит облегчить труд работникам отрасли, занятых проведением необходимых расчетов.

Представляется возможным сформулировать основные требования к программному обеспечению. Программное средство и алгоритм расчета должны:

- соответствовать утвержденной методике;

- обеспечивать возможность проведения расчетов техническими работниками без специальной теплоэнергетической подготовки;

- обеспечивать выполнение вариантных расчетов при изменении базовых показателей, характеризующих производственные условия. Например, при изменении технического состояния эксплуатируемого оборудования (модернизация, естественное старение и т. п.) или изменении производственной программы (объема работ);

- способствовать повышению увеличения уровня информационного обслуживания пользователей за счет формирования базы данных нормативно-справочной информации (НСИ).

2. Анализ резервов снижения себестоимости теплоэнергии в котельной предприятия МУП «ГорТЭП»

2.1 Характеристика предприятия МУП «Городское Теплоэнергетическое Предприятие»

Муниципальное унитарное предприятие «Городское Теплоэнергетическое Предприятие» зарегистрировано Министерством РФ по налогам и сборам от 29 ноября 2002 года. Выдано свидетельство о государственной регистрации предприятия № 000735616, серия 6, ОГРН 1026601214342.

Таблица 1

Муниципальное унитарное предприятие «Городское Теплоэнергетическое Предприятие» / МУП «ГорТЭП»
Местонахождение (юридический адрес)	Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Энгельса,27
Учредители	Администрация ГО Красноуральск, действующая на основании ст. 17 ФЗ от 6 октября 2003 года № 131 - ФЗ «Об общих принципах организации местного самоуправления в РФ» (с изм. и доп.)

Муниципальное унитарное предприятие «Городское Теплоэнергетическое Предприятие» города Красноуральска создано путем перехода из государственной собственности в муниципальную и осуществляет свою хозяйственную деятельность в целях надежного, экологически безопасного обслуживания населения, промышленных и иных потребителей. Учредителем предприятия является Администрация города Красноуральска в лице исполнительного органа местного Самоуправления Комитета по управлению имуществом города Красноуральска. Общероссийский классификатор форм собственности (ОКФС): 14 - Муниципальная собственность. Общероссийский классификатор организационно- правовых форм (ОКОПФ) 42 - Унитарные предприятия, основанные на праве хозяйственного ведения.

Устав Муниципального унитарного предприятия «Городское Теплоэнергетическое Предприятие» (далее по тексту Предприятие) утвержден Постановлением Администрации городского округа Красноуральск от 12 ноября 2009 г. № 1276.

Предприятие является коммерческой организацией, имущество которого находится в муниципальной собственности и принадлежит ему на праве хозяйственного ведения. Предприятие действует в соответствии с Гражданским кодексом РФ, ФЗ «О государственных и муниципальных унитарных предприятиях» от 14.11.02 № 161-ФЗ и иными правовыми актами законодательства РФ.

Основной целью деятельности Предприятия является необходимость осуществления деятельности в целях решения социальных задач, а именно: организации теплоснабжения на территории ГО Красноуральск.

Предметом деятельности в соответствии с Уставом Предприятия является эффективное использование и содержание в исправном состоянии котельных, находящихся в собственности ГО Красноуральск, а также сетей отопления и горячего водоснабжения, и иных объектов, входящих в состав инженерно-теплового хозяйства ГО Красноуральск. На Предприятие возложены и иные полномочия в части решения вопросов местного значения, а именно: обеспечение водоснабжения и водоотведения потребителей ГО Красноуральск, сбор, вывоз и утилизация твердых и иных отходов на территории ГО Красноуральск.

В соответствии с Уставом Предприятие осуществляет следующие виды деятельности:

деятельность по отоплению, горячему водоснабжению, водоснабжению и водоотведению;

деятельность по обеспечению работоспособности тепловых сетей;

деятельность по обеспечению работоспособности котельных;

распределение пара и горячей воды (тепловой энергии);

производство пара и горячей воды (тепловой энергии) котельными;

производство изоляционных работ;

- производство металлических резервуаров, радиаторов и котлов
центрального отопления;

удаление сточных вод, отходов и аналогичная деятельность;

удаление и обработка твердых отходов;

- уборка территории и аналогичная деятельность;

- иная деятельность, не запрещенная требованиями действующего
законодательства РФ.

Предприятию предоставлена Лицензия № ВП-54-001657 (КС) от 03.07.2009, выданная Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору, на осуществление эксплуатации взрывоопасных производственных объектов.

Места осуществления лицензируемого вида деятельности (в соответствии с Лицензией № ВП-54-001657 (КС) от 03.07.2009):

Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Урицкого, 2 (котельная «Центральная»);

Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Свободы, 1 (котельная «Красногвардейская»);

Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Устинова, 56 (котельная «Микрорайон»);

Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Янкина, 9 (котельная «57 квартал»);

Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Янкина, 14-А (котельная «Больничный городок»);

Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Янкина, 14-Б (котельная «Пристрой»);

Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Дачная, 6 (котельная «27 квартал»);

Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Белинского, 6 А (котельная «25 квартал»);

Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Красина, 5 (котельная «Баня»);

10) Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Леваневского, 13.

Перечень передаваемого имущества на праве хозяйственного ведения (в соответствии с Договором № 01/12-10 ХВ от 03.12.2010 г. и подтверждено Актом приема-передачи к Договору, табл.2).

Таблица 2

№ пп/п	Наименование	Местоположение	Балансовая стоимость, руб.	Износ, руб.	Остаточная стоимость, руб.
11.	Котельная «Центральная»	Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Урицкого, 2	14 025 351,35	3 756 300,44	10 269 050,91
22.	котельная «Красногвардейская»	Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Свободы, 1	2 778 359,00	1 468 405,70	1309 953,31
33.	котельная «Микрорайон»	Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Устинова, 56	2 726 562,00	852 133,00	1 874 429,00
44.	котельная «57 квартал»	Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Янкина, 9	1 260 595,44	597 501,66	663 093,78
55.	котельная «Больничный городок»	Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Янкина, 14-А	146 789,00	94 875,00	51 914,00
66.	котельная «Пристрой»	Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Янкина, 14-Б	921 526,33	598 223,00	323 303,33
77.	котельная «27 квартал»	Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Дачная, 6	655 617,00	340 440,00	315 177,00
88.	котельная «25 квартал»	Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Белинского, 6А	59 635,00	56 248,00	3 387,00
99.	котельная пос. Дачный	Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Советская	110 040,00	37 293,00	72 747,00
110.	котельная «Баня»	Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Красина, 5	2 678 998,00	1 832 452,24	846 545,76
111.	Контрольно-измерительные приборы и автоматика (КИПиА)		181 386,00	176 696,00	4 690,00
112.	электрослужба	Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Энгельса,27	111 760,00	44 016,00	67 744,00
113.	монтажный цех	Свердловская область, г. Красноуральск, ул. Энгельса,27	5 043 096,92	301 515,00	4 741 581,92
114.	тепловые сети ГО Красноуральск		28 744 271,03	27 966 551,29	777 719,77
115.	объекты теплового хозяйства пос. пригородный, входящие в состав ГО Красноуральск		4 653 747,53	4 466 466,70	187 280,83
Итого:		64 097 734,00	42 589 116,99	21 508 617,61

Предприятие является юридическим лицом со 02 декабря 2002года. Предприятие начало хозяйственную деятельность с 01 января 2003года, имеет обособленное имущество, самостоятельный баланс, расчетные и иные счета в банках, печать установленного образца и другие реквизиты. Предприятие вправе от своего имени заключать договоры, приобретать и осуществлять имущественные и неимущественные права, нести, обязанности, быть истцом и ответчиком в суде.

Реквизиты предприятия:

Место нахождения Общества:

Юридический адрес: Российская Федерация, 624330,Свердловская область, город Красноуральск, ул. Энгельса, дом 27.

Почтовый адрес: 624330,Свердловская область, город Красноуральск, ул. Энгельса,дом27.

ОГРН1026601214342

Инспекция МНС России по городу Красноуральску Свердловской области

Код 6618 присвоен ИНН/КПП 6618003728/661801001.

Виды экономической деятельности (ОКВЭД):

40.30.14-Производство пара и горячей воды (тепловой энергии) котельными

40.30.2-Передача пара и горячей воды (тепловой энергии)

40.30.2-Распределение пара и горячей воды (тепловой энергии)

40.30.4-Деятельность по обеспечению работоспособности котельных

40.30.5-Деятельность по обеспечению работоспособности тепловых сетей

Основной целью деятельности предприятия является оказание населению, предприятиям, организациям жилищно- коммунальных услуг.

Для достижения указанной цели предприятие осуществляет следующие виды деятельности:

-выработка тепловой энергии;

-передача тепловой энергии;

-обслуживание систем внутреннего и наружного теплоснабжения;

-текущий и капитальный ремонт систем теплоснабжения;

-техническое обслуживание внутридомового оборудования.

В ведении МУП «ГорТЭП» находится 12 котельных, из них 10 работает на газу, 2 на твёрдом топливе, а также 79,2 км магистральных тепловых сетей, являющихся основной системой централизованного теплоснабжения. Доля зоны теплоснабжения предприятия на рынке тепловой энергии города Красноуральска составляет 72%. Отапливаемая площадь жилищного фонда составляет 390,4 тыс.кв.м.

Фактическая численность работников 243,5 человек. По сравнению с 2003годом численность увеличилась на 68 шт.ед., в связи с передачей в хозяйственном ведение предприятия котельных посёлка Октябрьский, загородного лагеря «Берёзка», тепловых сетей посёлка Пригородного, с выполнением работ по техническому обслуживанию внутридомовых систем брошенного жилого фонда.

Организационная структура предприятия. (Приложение № А).

Руководство деятельностью МУП «ГорТЭП» осуществляет директор.

2.2 Анализ финансового состояния предприятия МУП «Городское Теплоэнергетическое Предприятие»

Анализ финансового состояния предприятия позволяет выявить ключевые факторы, влияющие на развитие предприятия. Эффективное воздействие на данные факторы позволяет улучшить финансово-экономическую деятельность предприятия и спрогнозировать развитие предприятия в целом и производства в частности.

Набор экономических показателей, характеризующих финансовое положение и активность компании, зависит от глубины исследования, однако большинство методик анализа финансового положения предполагает расчет следующих групп показателей:

* коэффициенты, характеризующие платежеспособность предприятия;

* коэффициенты, характеризующие финансовую устойчивость
предприятия;

* коэффициенты, характеризующие деловую активность предприятия.

Анализ платежеспособности Предприятия МУП «ГорТЭП»

Платежеспособность означает наличие у предприятия финансовых возможностей для регулярного и своевременного погашения своих долговых обязательств и одновременного продолжения бесперебойной деятельности. Индикаторами низкой платежеспособности являются неудовлетворительные показатели ликвидности, постоянный рост просроченной кредиторской задолженности перед бюджетом, персоналом и кредитующими организациями.

Для оценки платежеспособности Предприятия исследованы: коэффициент абсолютной ликвидности, коэффициент текущей ликвидности, показатель обеспеченности обязательств, предприятия его активами, степень платежеспособности по текущим обязательствам.

Коэффициент абсолютной ликвидности отражает способность предприятия выполнять краткосрочные обязательства за счет свободных денежных средств и краткосрочных финансовых вложений, быстро реализуемых в случае надобности. Рекомендуемое значение данного показателя - не менее 0,2.

Значения коэффициента абсолютной ликвидности за исследуемый период являются неудовлетворительными, значительно ниже рекомендуемой величины. Изменения значения коэффициента в наибольшей степени были обусловлены изменениями сумм свободных денежных средств на счетах Предприятия. После 2008 года наблюдается тенденция снижения коэффициента абсолютной ликвидности, обусловленная увеличением краткосрочных обязательств (в 2011 году на 65% по сравнению с 2010 годом и в 2012 году на 73% по сравнению с 2011 годом). Тенденция снижения значений коэффициента в конце анализируемого периода позволяет пока сделать вывод о нестабильном финансовом состоянии предприятия.

Коэффициент текущей ликвидности характеризует обеспеченность организации оборотными средствами для ведения хозяйственной деятельности и своевременного погашения текущих обязательств и определяется как отношение ликвидных активов к текущим обязательствам предприятия. Величина такого показателя должна быть не ниже 2.

Значение коэффициента текущей ликвидности в течение всего анализируемого периода было меньше 1, т.е. денежные средства и предстоящие поступления от текущей деятельности (оборотные средства) не могли покрыть текущие долги Предприятия. В целом значение коэффициента снизилось на 24%: с 0,96 по стоянию на 31.12.2004 до 0,73 по состоянию на 31.12.2012.

При этом особо следует отметить снижение коэффициента текущей деятельности с 0,82 по состоянию на 31.12.2010 до 0,73 по состоянию на 31.12.2012, преимущественно связанное со значительными изменениями текущих обязательств (рост текущих обязательств более чем на 73% по данным за отчетный период 2010 года по сравнению с данными за отчетный период 2010 года), не сопровождающихся соразмерным увеличением сумм ликвидных активов Предприятия.

Показатель обеспеченности обязательств организации его активами характеризует величину активов организации, приходящихся на единицу долга, и определяется как соотношение суммы ликвидных и скорректированных внеоборотных активов к обязательствам организации. Основанием для признания предприятия платежеспособным является достижение данного показателя величины 0,85.

За анализируемый период показатель обеспеченности обязательств, Предприятия его активами, характеризующий величину активов Предприятия, приходящихся на единицу долга, уменьшился на 46,5%: его значение снизилось с 1,59 до 0,85. Наблюдаемая тенденция снижения показателя практически за весь исследуемый период деятельности Предприятия связана, прежде всего, с ростом его обязательств. Некоторое увеличение показателя обеспеченности обязательств активами в 2010 году (с 0,78 до 0,97, или на 24,36%) было обусловлено ростом величины внеоборотных и ликвидных активов. Последние 4 года анализируемого периода (начиная с 2009 года по 2012 год включительно) обязательства Предприятия превышают величину активов, иными словами Предприятие может рассчитаться по всем своим обязательствам только при условии реализации всех своих активов.

Степень платежеспособности по текущим обязательствам определяет текущую платежеспособность организации, объемы её краткосрочных заёмных средств и период возможного погашения организацией текущей задолженности перед кредиторами за счет выручки. Степень платежеспособности определяется как отношение текущих обязательств организации к величине среднемесячной выручки.

Самая благоприятная ситуация наблюдалась в 2008 году, когда значение степени платежеспособности составило 6, при значениях 10 в 2007 году и 9 в 2009 году. В целом платежеспособность Предприятия сложно оценить как удовлетворительное, так как даже в 2006 году при направлении всей выручки на расчеты с кредиторами для погашения задолженности понадобилось бы полгода.

За период с 2010 по 2012 годы платежеспособность Предприятия имеет тенденцию к снижению: показатель платежеспособности за этот период увеличился с 8 до 13.

По состоянию на 31.12.2012 года величина степени платежеспособности, равная 13, свидетельствует о том, что при существующих объемах валовой выручки для погашения текущих обязательств, Предприятию потребуется период более года.

Анализ финансовой устойчивости Предприятия МУП «ГорТЭП»

Финансовая устойчивость - это степень независимости предприятия от внешних условий и факторов.

Для оценки финансовой устойчивости Предприятия были проанализированы: коэффициент автономии (финансовой независимости), коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами, показатель отношения дебиторской задолженности к совокупным активам и доля просроченной кредиторской задолженности.

Коэффициент автономии (финансовой независимости) показывает долю активов организации, которые обеспечиваются собственными средствами, и определяется как отношение собственных средств, к совокупным активам. Юридическое лицо считается финансово независимым при коэффициенте автономии не менее 0,4.

Анализ значений и динамики изменения коэффициента автономии показывает финансовую зависимость Предприятия от внешних источников финансирования и четкую тенденцию её усиления. Если на 31.12.2005 года значение коэффициента автономии было равным 0,44, что в целом соответствует критическому уровню финансовой независимости Предприятия, то на 31.12.2012 года значение этого показателя снизилось до -0,01.

Положительная динамика появилась за отчетный период 2010 года, коэффициент автономии на начало года с -0,02 увеличился к концу года до 0,23. Это произошло ввиду уменьшения накопления убытков, полученных по итогам финансово-хозяйственной деятельности. Но, уже начиная, с 2011 года снова наблюдается тенденция снижения коэффициента автономии вплоть до 2012 года (включительно). Причиной снижения коэффициента автономии послужило накопление убытков, полученных по итогам финансово-хозяйственной деятельности.

Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами (доля собственных оборотных средств в оборотных активах) определяет степень обеспеченности организации собственными оборотными средствами, необходимыми для её финансовой устойчивости, и рассчитывается как отношение разницы собственных средств и скорректированных внеоборотных активов к величине оборотных активов. Основанием для признания структуры баланса неудовлетворительной, а предприятия - неплатежеспособным является значение коэффициента обеспеченности собственными оборотными средствами ниже 0,1.

...