Инновационные процессы энергетической отрасли и возможности их применения в АО ДГК (1221054), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

Рисунок 2.2.Объемы реализации теплоэнергии 2012-2014 гг., тыс. Гкал

Уменьшение объемов реализации электрической энергии в 2013 г. по сравнению с 2012 г. на 946,60 млн. кВтч или 4,76%, что видно на рисунке 2.1., обусловлено увеличением доли выработки станциями ПАО «РусГидро» (приоритетная загрузка в связи с необходимостью срабатывания объёмов водохранилищ Зейской ГЭС и Бурейской ГЭС, особенно в периоды август-октябрь) и работой станций АО «ДГК» с меньшим включенным составом основного оборудования.

Увеличение объемов реализации э/энергии в 2014 г. относительно 2013 на 995,2 млн. кВтч или 5,26% (рисунок2.1) обусловлено снижением доли выработки гидроэлектростанциями ПАО «РусГидро» в 4 квартале 2014 г. ввиду низких притоков в водохранилища Зейской и Бурейской ГЭС в период августа-сентября 2014 г., которые оказались существенно ниже среднемноголетних и работой электростанций АО «ДГК» с большим включенным составом основного оборудования на фоне роста потребления электроэнергии регионами при снижении температур наружного воздуха относительно 2013 г.

В соответствии с рисунком 2.2 в 2013 г. произошло увеличение объемов реализации т/энергии на 127,20 тыс. Гкал или 0,90%, которое обусловлено снижением потерь тепловой энергии по сравнению с фактом 2012 г. по следующим причинам:

1. Увеличение полезного отпуска в мае из-за снижения среднесуточных температур наружного воздуха и смещения сроков окончания отопительного периода в Хабаровском крае, ЕАО и Приморском крае;

2. Снижение потерь тепловой энергии в ноябре по филиалам "Нерюнгринская ГРЭС" и "Хабаровская теплосетевая компания", вследствие уменьшения отпуска тепла с коллекторов по причине повышенных среднесуточных температур наружного воздуха;

3. Снижение потерь тепловой энергии в декабре по всем филиалам АО "ДГК", вследствие уменьшения отпуска тепла с коллекторов по причине повышенных среднесуточных температур наружного воздуха по всем регионам.

В 2014 г. произошло уменьшение объемов реализации тепловой энергии на 551,32тыс. Гкал или на 3,86% по сравнению с 2013 г. (рисунок 2.2). Оно вызвано повышением температуры наружного воздуха в январе в Приморском и Хабаровском краях, ЕАО в марте и апреле на всех территориях действия АО «ДГК» и более ранним окончанием отопительного сезона во всех регионах в среднем на 5-7 дней.

Рисунок 2.3. Установленная электрическая мощность генерирующего оборудования АО «ДГК» 2012 – 2014, МВт

Уменьшение установленной электрической мощности в 2013 г. относительно 2012 г. на 19,00 МВт или 0,33%, произошло по причинам:

1. Вывод из эксплуатации теплоагрегата ст.№3 Т-25-29-25 МВт с 01.01.2012 на Комсомольской ТЭЦ-2;

2. Вывода из эксплуатации ГТГ ст. № 3 – 12 МВт с 01.01.2012 на Майской ГРЭС;

3. Вывода из эксплуатации т/а ст. №3 Р-10-29/1,2-9 МВт и т/а ст. №4 Р-10-29/1,2-9 МВт с 01.01.2013 на Комсомольской ТЭЦ-2.

Изменение установленной электрической мощности в 2014 г. относительно 2013г. на-132,74 МВт или -2,31 % (рисунок 2.3) произошло по причине вывода из эксплуатации на Комсомольской ТЭЦ-2 т/а ст. №3 Р-10-29/1,2-9 МВт и т/а ст. №4 Р-10-29/1,2-9 МВт с 01.01.2013 (двух теплоагрегатов).

Объемы реализованной электроэнергии зависят от задаваемых графиков электрических нагрузок системным оператором филиалом «СО ЕЭС» ОДУ Востока, поэтому напрямую ДГК не может повлиять на их изменение.

Отпуск тепловой энергии зависит от температурных изменений разных регионов присутствия АО «ДГК» на Дальнем Востоке России, поэтому компания повлиять на эти показатели не может.

Единственная мера, которая может быть рекомендована к работе компании и позволила бы увеличить объемы реализации тепловой энергии - это снижение потерь тепла при транспортировке потребителям, которые происходят в тепловых сетях муниципальных транспортировщиков, получающих тепловую энергию на границах раздела тепловых сетей АО «ДГК» от компании.

Решить эту проблему можно двумя путями:

1. Повлиять на работу посредников, допускающих в отдельных случаях потери тепла в размере 40% через органы местного самоуправления, чтобы они снизили потери до нормативных значений;

2. Получить собственность над посредническими тепловыми сетями, чтобы напрямую контролировать процесс передачи тепла и снизить его потери также с помощью местных властей.

2.3. Анализ расходов на производство и реализацию продукции

Планирование и учет себестоимости электрической и тепловой энергии и их передачи на ТЭЦ осуществляются:

1. по калькуляционным статьям расходов - при определении плановой и фактической себестоимости энергии и ее передачи и распределения;

2. по экономическим элементам (при определении плановых и фактических затрат по всей производственной деятельности энергопредприятия).

По этим признакам устанавливается следующая группировка затрат, представленная в таблице 2.2:

Таблица 2.2 - Группировка затрат на энергопредприятиях

Полная с/с электрической и тепловой энергии (плановая и фактическая) калькулируется в районных энергетических управлениях на полезный отпуск, т.е. франко-потребитель, слагается из:

а) фабрично-заводской себестоимости энергии на электростанциях;

б) фабрично-заводской себестоимости передачи и распределения энергии в электрических и тепловых сетях, включая расходы по содержанию производственных служб районных энергоуправлений;

в) расходов по содержанию аппарата районного энергетического управления, включая энергосбыт;

г) стоимости покупной энергии отблок-станций и смежных энергосистем.

В связи с этим в энергосистемах составляется три калькуляции себестоимости энергии:

1. на электростанциях - калькуляция фабрично-заводской себестоимости электрической и тепловой энергии;

2. в электрических и тепловых сетях - калькуляция себестоимости передачи и распределения электрической и тепловой энергии;

3. в районном энергетическом управлении - калькуляция полной себестоимости энергии как сумма затрат электростанций, электрических и тепловых сетей и районного энергоуправления, включая производственные службы, энергосбыт и покупную энергию.

Форма калькуляции для всех трех подразделений применяется единая, с единой номенклатурой калькуляционных статей расходов. [1]

Все затраты энергопредприятия на производство и реализацию энергетической продукции, выраженные в денежной форме, составляют себестоимость этой продукции.

Годовые затраты (руб./год) на производство энергетической продукции при расчете по экономическим элементам можно определить формулой (2.1):

И = И_Т + И_АМ + И_ЗП + И_РЕМ + И_ПРОЧ, (2.1)

где И_Т - расходы на топливо;

И_АМ - амортизационные отчисления;

И_РЕМ - расходы на ремонт;

И_ЗП - расходы на заработную плату;

И_ПРОЧ - прочие расходы.

Проведем анализрасходовна производство и реализацию продукции компании, а также их структуры за 2012-2014 гг. в таблице 2.3.

Расходы на производство и реализацию продукции в 2013 г. увеличилась относительно 2012 г. с 52747 476,80 до 53 557 600,00 тыс. руб., что видно на рисунке 2.4.Основные причины:

1. Вторая по величине в общей величине затрат статья «Затраты на оплату труда» увеличилась на 610 750,00 тыс. руб. или 10,07%, главным образом, за счет ежеквартальной индексации тарифных ставок и должностных окладов.

2. Выросла сумма «Социальных взносов по обязательному страхованию» на 207 594,00 тыс. руб. или 12,31 %.

3. Расходы на «Амортизацию основных средств и НМА» увеличились на 271 047,00 тыс. руб. или 8,1 % в связи с переоценкой основных фондов и вводом новых основных средств.

Увеличение затрат по данным статьям перекрыло экономию по таким статьям как, «Материальные затраты», «Прочие затраты» и «Расходы на негосударственное пенсионное обеспечение», поэтому итоговое значение затрат на производство и реализацию продукции в 2013 г. больше, чем в 2012 г. на 810123,20 тыс. руб. или 1,54 %.

Таблица 2.3 - Динамика расходов на производство и реализацию продукции, тыс. руб.

37

Характеристики

Список файлов ВКР