Анализ себестоимости

2.5 Анализ себестоимости

Согласно результатам проведенного анализа, основная проблема в деятельности МУП «Электросеть» заключается в убыточном характере ее деятельности, что связано с высоким уровнем расходов. В связи с этим целесообразно провести анализ себестоимости услуг предприятия.

В таблице 2.8 представлена динамика себестоимости на предприятии за три года.

Таблица 2.8. Динамика себестоимости МУП «Электросеть»

Элементы затрат	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2007 г. к 2006 г.		2008 г. к 2007 г.
				Изменения, +/-	Темп роста, %	Изменения, +/-	Темп роста, %
Услуги производственного характера	5697,50	6598,62	6995,31	901,12	115,82	396,69	106,01
Покупные вспомогательные материалы	12664,08	13684,30	15657,12	1020,22	108,06	1972,82	114,42
Энергия всех видов	3264,90	6498,54	10896,61	3233,64	199,04	4398,07	167,68
Топливо на иные технологические нужды	551,57	1271,08	2659,30	719,51	230,45	1388,22	209,22
Итого материальных затрат	22178,05	28052,54	36208,34	5874,49	126,49	8155,80	129,07
Затраты на оплату труда	38480,88	51136,00	72014,04	12655,12	132,89	20878,04	140,83
Отчисления на социальные нужды	13853,12	16363,52	18003,51	2510,40	118,12	1639,99	110,02
Амортизация	9669,15	10266,21	1654,60	597,06	106,17	-8611,61	16,12
Прочие расходы	2451,80	1662,70	1898,50	-789,10	67,82	235,80	114,18
Итого затрат	86633,00	107481,00	129779,00	20848,00	124,06	22298,00	120,75

Из данных таблицы видно, что в сопоставлении с предыдущим годом в 2007 году сумма себестоимости предприятия выросла на 20848 тыс.руб. или на 24,06%, а в 2008 году увеличилась еще на 22298 тыс.руб. или на 20,75%.

В абсолютном выражении наиболее существенно выросли затраты на оплату труда: + 12655,12 тыс.руб. в 2007 году и + 20878,04 тыс.руб. в 2008 году. Это было вызвано как увеличением среднесписочной численности персонала, так и ростом среднемесячной заработной платы.

В относительном выражении в 2007 и в 2008 гг. наибольший рост был обеспечен по топливу на иные технологические нужды, что связано с ростом отпускных цен на него.

В таблице 2.9 представим структуру себестоимости МУП «Электросеть».

Таблица 2.9. Структура себестоимости МУП «Электросеть», в %

Элементы затрат	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2007 г. к 2006 г.	2008 г. к 2007 г.
Услуги производственного характера	6,58	6,14	5,39	-0,44	-0,75
Покупные вспомогательные материалы	14,62	12,73	12,06	-1,89	-0,67
Энергия всех видов	3,77	6,05	8,40	2,28	2,35
Топливо на иные технологические нужды	0,64	1,18	2,05	0,55	0,87
Итого материальных затрат	25,60	26,10	27,90	0,50	1,80
Затраты на оплату труда	44,42	47,58	55,49	3,16	7,91
Отчисления на социальные нужды	15,99	15,22	13,87	-0,77	-1,35
Амортизация	11,16	9,55	1,27	-1,61	-8,28
Прочие расходы	2,83	1,55	1,46	-1,28	-0,08
Итого затрат	100,00	100,00	100,00	0,00	0,00

Из данных таблицы видно, что основную долю в составе себестоимости занимают затраты на оплату труда, доля которых за три года увеличилась с 44,42 до 55,49%. При этом было отмечено некоторое снижение доли социальных отчислений, что связано со снижением ставки ЕСН. Материальные затраты в целом занимают чуть менее трети от общего объема затрат, при этом в 2007 году их доля увеличилась на 0,50%, а в 2008 году – еще на 1,80%. В составе материальных затрат основную долю занимают покупные вспомогательные материалы. Обращает на себя внимание существенное снижение доли амортизации в общем объеме затрат, что связано со значительным сокращением суммы основных фондов на балансе МУП «Электросеть». В целом, однако, структура затрат предприятия отличается относительной стабильностью. В таблице 2.10 представим расчет уровня затрат на рубль продукции (услуг). Таблица 2.10. Уровень затрат в расчете на рубль продукции (услуг) МУП «Электросеть»

Показатели	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2008 г. к 2006 г.,	2008 г. к 2007 г.
Выручка от выполненных работ, тыс.руб.	50202	62246	85434	12044	23188
Общая сумма затраты, тыс.руб.	86633	107481	129779	20848	22298
Уровень затрат на рубль выручки, руб.	1,73	1,73	1,52	0,00	-0,21

Из данных таблицы видно, что во всех трех отчетных периодах уровень затрат в расчете на рубль выручки существенно превышал единицу, что и стало причиной убыточного характера деятельности предприятия. Положительно следует оценить некоторое снижение данного показателя в 2008 году. В целом, однако, по результатам анализа можно сделать вывод о том, что деятельность МУП «Электросеть» является недостаточно эффективной и нуждается в совершенствовании, в первую очередь за счет оптимизации расходов и улучшения финансовых результатов.
3 Пути совершенствования хозяйственной деятельности МУП «Электросеть»   Как показали результаты проведенного исследования, ключевой проблемой в деятельности МУП «Электросеть» являются отрицательные финансовые результаты, что вызвано высоким уровнем затрат. Таким образом, перспективы дальнейшего развития предприятия и повышения эффективности его хозяйственной деятельности связаны с улучшением финансовых результатов и ростом прибыли. Как известно, рост прибыли может быть обеспечен при увеличении доходов и (или) снижении расходов. Рассмотрим возможности роста доходов и сокращения расходов МУП «Электросеть». 3.1 Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях

 

Потери электроэнергии в электрических сетях - важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций. В настоящее время почти повсеместно наблюдается рост абсолютных и относительных потерь электроэнергии при одновременном уменьшении отпуска в сеть. Так, по данным экспертов, в электрических сетях России относительные потери в 2008 году составили 12,22%. Относительные потери электроэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4-5%. Потери электроэнергии на уровне 10% можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи электроэнергии по сетям.

Очевидно, что на фоне происходящих изменений хозяйственного механизма в энергетике, кризиса экономики в стране проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а наоборот - выдвинулась в одну из задач обеспечения финансовой стабильности организаций. Актуальной данная проблема является и для МУП «Электросеть».

В общем виде классификация мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях представлена на рисунке 3.1.

Рис. 3.1. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях

Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях – сложная комплексная проблема, требующая значительных капитальных вложений, постоянного внимания персонала, его высокой квалификации и заинтересованного участия в эффективном решении задачи.

В таблице 3.1 представлен комплекс мероприятий по снижению потерь электроэнергии в МУП «Электросеть».

Таблица 3.1. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в МУП «Электросеть»

Виды потерь		Мероприятия по снижению
1		2
Технические потери для системообразующих электрических сетей 110 кВ и выше		- налаживание серийного производства и широкое внедрение регулируемых компенсирующих устройств для оптимизации потоков реактивной мощности и снижения недопустимых или опасных уровней напряжения в узлах сетей, в том числе управляемых шунтируемых реакторов, статических компенсаторов реактивной мощности; - строительство новых линий электропередачи и повышение пропускной способности существующих линий для выдачи активной мощности от «запертых» электростанций для ликвидации дефицитных узлов и завышенных транзитных перетоков.
Технические потери в распределительных электрических сетях 0,4–35 кВ		- использование 10 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети; - увеличение доли сетей напряжением 35 кВ; - сокращение радиуса действия и строительство воздушной линии 0,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине; - применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для воздушной линии напряжением 0,4-10 кВ; - использование максимального допустимого сечения провода в электрических сетях 0,4-10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы; - разработка и внедрение нового более экономичного электрооборудования, в частности, распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, встроенных в комплектную и закрытую трансформаторные подстанции конденсаторных батарей; - применение столбовых трансформаторов малой мощности 6–10/0,4 кВ для сокращения протяженности сетей 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них; - более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь; - комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий; - повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.
Коммерческие потери	- замена старых, отработавших свой ресурс индукционных счетчиков класса точности 2,5 на новые. Это позволит в среднем повысить учитываемый полезный отпуск электроэнергии на 10–12 %; - поверка и метрологическая аттестация трансформатора тока и трансформатора напряжения в рабочих условиях эксплуатации, создание и внедрение соответствующих поверочных средств для измерительных трансформаторов всех ступеней напряжения; - установка дополнительных счетчиков электроэнергии, трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, обеспечивающих учет отпуска и потерь электроэнергии по ступеням напряжения; - активизация внедрения автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) на электрических станциях, подстанциях, у крупных потребителей с постепенным переходом к внедрению АСКУЭ бытового потребления; - информационная и функциональная увязка АСКУЭ и автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ); - создание автоматизированных баз данных по потребителям электроэнергии (юридическим и физическим лицам) с их привязкой к электрическим сетям для контроля за динамикой объема потребления электроэнергии по месяцам и годам и ее соответствия динамике объема выпускаемой продукции, например; расчета и анализа фактических и допустимых небалансов электроэнергии по электрическим сетям; - корректировка правил устройства электроустановок, строительных норм и правил проектной документации для защиты бытовых электросчетчиков от хищений и разрушения потребителями, ужесточение мер ответственности за неисполнение; - широкое внедрение счетчиков прямого включения с предоплатой.
Хищение электроэнергии	оснащение контролеров приборами по выявлению скрытых проводок, образцовыми однофазными счетчиками, токоизмерительными клещами на телескопических изолирующих штангах для измерения токов на вводах и т. п. замена голых проводов на вводах в частные владения на изолированные кабели; вынос приборов учета за границу частных владений; применение счетчиков электроэнергии, защищенных от хищений электроэнергии, в том числе установки счетчиков совместно с устройствами защитного отключения

Выбор обоснованного перечня приоритетных мероприятий по снижению технических и коммерческих потерь электроэнергии в МУП «Электросеть» невозможен без детального расчета структуры потерь, расчета фактических и допустимых небалансов электроэнергии по фидерам, центрам питания и электрической сети в целом. Так как технические и особенно коммерческие потери электроэнергии сосредоточены в основном в электрических сетях 0,38–110 кВ, наибольшее внимание должно быть уделено уточнению расчетов балансов и технических потерь в электрических сетях именно этого класса напряжения.

Одним из наиболее известных и распространенных в отечественных электрических сетях является разработанный ОАО «ВНИИЭ» совместно с ООО «Энергоэкспертсервис» комплекс программ РТП 3 , который предназначен для расчета технических потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,38–220 кВ и для расчета допустимых и фактических небалансов электроэнергии в сети 0,38–6 (10) кВ. РТП 3 состоит из программ РТП 3.1, РТП 3.2, РТП 3.3.

РТП 3.1 обеспечивает:

-  расчет установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий и трансформаторов в разомкнутых электрических сетях 6(10), 35, 110, 220 кВ;

-  расчет потерь мощности и электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35, 110, 220 кВ;

-  расчет токов короткого замыкания в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35, 110, 220 кВ;

-  расчет потерь электроэнергии в приборах учета (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики);

-  расчет потерь электроэнергии в дополнительном оборудовании: в вентильных разрядниках, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах, ограничителях напряжения, в устройствах присоединения ВЧ-связи, в соединительных проводах и шинах подстанции, от токов утечки по изоляторам воздушных линий;

-  формирование сводной таблицы норматива потерь электроэнергии по ступеням напряжения с разбивкой на структурные составляющие.

РТП 3.2 обеспечивает:

-  расчет установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий в разомкнутых электрических сетях 0,38 кВ;

-  расчет потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ.

РТП 3.3 обеспечивает:

-  ведение баз данных по потреблению электроэнергии абонентами с привязкой их точек учета к схеме сети;

-  расчет допустимого, фактического небалансов и количества неучтенной электроэнергии в разомкнутых электрических сетях.

 Расчет по программе РТП 3.1 ведется с помощью базы данных, которая содержит схемные и режимные параметры распределительных сетей.

Интерфейс программы удобен и прост, что позволяет сократить затраты труда на подготовку и расчет электрической сети. Ввод схемы существенно облегчается и ускоряется набором редактируемых справочников. При возникновении каких-либо вопросов во время работы с программой всегда можно обратиться за помощью к справке или к инструкции пользователя.

С помощью программы за один рабочий день оператор может ввести информацию для расчета технических потерь по 30 распределительным линиям 6 (10) кВ средней сложности.

Для наглядности некоторые результаты выводятся на расчетную схему фидера (токи в ветвях, уровни напряжения в узлах, токовая нагрузка на трансформаторах, потоки энергии, токи короткого замыкания). Предусмотрено цветовое отображение загруженных элементов.

Детальные результаты расчета потерь мощности и электроэнергии состоят из двух таблиц с подробной информацией о параметрах режима и результатах расчета по ветвям и узлам фидера.

Все результаты расчета можно сохранять в текстовом формате или формате Excel.

Для облегчения расчета всей совокупности фидеров, хранящихся в базе, существует файл замеров, в который заносятся замеры токов, уровней напряжения, отпусков электроэнергии. С помощью этих данных можно сразу рассчитать все фидеры или выборочно, предварительно не открывая для просмотра рассчитываемую схему.

В программе предусмотрен гибкий режим редактирования, который позволяет вводить любые необходимые изменения исходных данных, схем электрических сетей.

Максимально удобен режим печати. Пользователь всегда может распечатать схему фидера, предварительно просмотрев, как и на каком количестве листов размещается схема (при необходимости изменяется масштаб для вывода изображения на печать).

Программа выполняет различные проверки исходных данных и результатов расчета.

В программе РТП 3.2, предназначенной для расчета установившихся режимов, потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,38 кВ, реализовано несколько методик расчета с использованием схем электрической сети и без них. Без ввода схем можно выполнять расчеты по наиболее распространенной в практике эксплуатации методике расчета по потере напряжения от трансформаторной подстанции до наиболее электрически удаленной точки сети и по оценочному методу расчета по обобщенным данным электрической сети.

Расчет режимных параметров и потерь мощности и электроэнергии в сети 0,38 кВ c использованием расчетной схемы можно выполнять по исходным данным, полученным непосредственно для линии 0,38 кВ или по данным трансформаторной подстанции (введенным пользователем или рассчитанным программой). Все расчеты выполняются с учетом несимметричной загрузки фаз, исполнения участков и привязки абонентов к сети. Результатами расчета являются: относительные и абсолютные потери мощности и электроэнергии по каждому участку линии, уровни напряжения в узлах, относительные потери напряжения (в процентах от номинального и заданного в центре питания), коэффициент дополнительных потерь от несимметричной загрузки фаз, максимальное значение потерь напряжения. Результаты расчета и исходные данные по всей базе электрических сетей 0,38 кВ можно сохранять в зависимости от метода расчета в соответствующих таблицах для создания базы результатов расчета по всем фидерам. В таблице суммируются результаты расчета по ТП 6 (10)/0,4 кВ, фидерам 6 (10) кВ, центрам питания, районам электрических сетей, по всем электрическим сетям.

В комплексе программ РТП 3.3 для расчета баланса электроэнергии необходима информация о фактическом полезном отпуске электроэнергии абонентов и классах точности приборов. Если расчеты выполняются по фидеру 6 (10) кВ, а не по сети 0,38 кВ, то дополнительно следует выполнить привязку абонентов и их точек учета электроэнергии к трансформаторным подстанциям.

Расчет баланса выполняется по заданному активному отпуску электроэнергии на головном участке линии за рассчитываемый период, среднему напряжению за этот период на шинах питающей подстанции и коэффициенту мощности. Происходит формирование нагрузки в узлах сети – это сумма потребленной электроэнергии по всем привязанным к этой трансформаторной подстанции точкам учета. Допустимый небаланс электроэнергии определяется по погрешностям измерительных каналов точек учета в соответствии с заданными классами точками и по доле зафиксированного счетчиком количества электроэнергии от суммарного количества электроэнергии, поступившего на фидер.

Результатами расчета баланса электроэнергии являются: фактический и рассчитанный полезный отпуск; технические потери электроэнергии в линиях и трансформаторах; фактический небаланс электроэнергии в абсолютных и относительных единицах; относительный допустимый небаланс электроэнергии, количество неучтенной электроэнергии.

Методики расчета и комплекс программ прошли экспертизу РАО «ЕЭС России» на соответствие отраслевым нормативным требованиям и допущены к использованию в электроэнергетике для расчетов потокораспределения, потерь мощности и электроэнергии, отклонений напряжения в узлах, токов короткого замыкания, оценки последствий оперативных переключений в разомкнутых электрических сетях в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах.

На комплекс программ получен сертификат соответствия требованиям нормативных документов Госстандарта России № РОСС RU.СП12.С0005 и лицензия на применение знака соответствия системы сертификации ГОСТ Р.

Комплекс программ рекомендован Госстроем России для практического применения в коммунальных электрических сетях.

Программный комплекс РТП 3 эффективно используется более чем в семидесяти электросетевых предприятиях, в четырех региональных управлениях Госэнергонадзора и трех региональных энергетических комиссиях. По результатам внедрения РТП 3 награжден председателем оргкомитета Всероссийской специализированной выставки «Энергосбережение в регионах России», руководителем Госэнергонадзора Минэнерго РФ дипломом второй степени. На основе анализа результатов расчета балансов и технических потерь электроэнергии, локализации «очагов» потерь разрабатываются соответствующие мероприятия по их снижению.

В таблице 3.2 представлена смета затрат на автоматизацию МУП «Электросеть» с использованием комплекса программ РТП 3.

Таблица 3.1. Смета затрат на автоматизацию МУП «Электросеть»

Статья затрат	Сумма, тыс.руб.
РТП 3.1	310,40
РТП 3.2	280,60
РТП 3.3	179,80
Установка и настройка программ	55,40
Обучение персонала	68,70
Итого	894,90

Таким образом, совокупные затраты на автоматизацию МУП «Электросеть» с использованием комплекса программ РТП 3 составит 894,90 тыс.руб. финансирование затрат может быть осуществлено за счет собственных средств предприятия. Внедрение комплекса программ РТП 3 обеспечит выявление и эффективную реализацию мероприятий по снижению технических и коммерческих потерь в сетях МУП «Электросеть». В таблице 3.3 представлены данные относительно результатов внедрения данного комплекса программ на аналогичных предприятиях.

Таблица 3.3.Результатов внедрения комплекса программ РТП 3

Предприятие	Сокращение технических потерь (в % от объема закупаемой электроэнергии)	Сокращение коммерческих потерь (в % от объема выручки от реализации электроэнергии)
ОАО «Мосэнерго»	7,8	5,2
РЭК Смоленской обл	8,1	4,8
Центральные электрические сети ОАО «Оренбургэнерго»	6,9	3,8
РЭК Пензенской обл.	6,7	2,8
ОАО «Удмуртэнерго»	8,1	4,5
ОАО «Рязаньэнерго»	7,5	5,8
ОАО «Сахалинэнерго»	5,2	4,4
ОАО «Чукотэнерго»	4,9	5,7
В среднем	6,9	4,63

Таким образом, в среднем реализация мероприятия по снижению потерь в электросетях обеспечило предприятиям, внедрившим комплекс программ РТП 3, сокращение технических потерь – на 6,9%, а также сокращение коммерческих потерь – на 4,63%.

По итогам 2008 года, общая сумма расходов МУП «Электросеть» на приобретение электроэнергии составила 10 896,61 тыс. руб. таким образом, сокращение технологических потерь на 6,9% обеспечит предприятию снижение затрат в размере:

10 896,61 х 6,9% = 751,87 тыс. руб.

По итогам 2008 года общая сумма дохода МУП «Электросеть» составила 85 434 тыс.руб., в том числе от реализации электроэнергии - 72 649 тыс.руб. Сокращение коммерческих потерь на 4,63% обеспечит компании дополнительную выручку в размере:

72 649 х 4,63% = 3 363,65 тыс. руб.

Это означает, что МУП «Электросеть» сможет дополнительно получить 3 363,65 тыс.руб., которые в настоящее время не оплачиваются потребителями в связи с хищениями и недостоверностью данных учета электроэнергии.

Таким образом, совокупный экономический эффект от сокращения потерь электроэнергии в сетях составит:

751,87 + 3 363,65 = 4 115,52 тыс.руб.

Следовательно, затраты на автоматизацию окупятся за:

894,90 : 4 115,52 = 0,22 года.