Себестоимость электрической энергии на конденсационных электростанциях
Себестоимость продукции − стоимостная оценка используемых в процессе производства продукции природных ресурсов, сырья материалов, топлива, энергии, основных средств, трудовых ресурсов, а также других затрат на ее производство и реализацию.
Себестоимость энергетической продукции и издержки ее производства входят в состав основных показателей деятельности энергопредприятий.
Издержки производства планируются составлением сметы затрат. Планирование издержек необходимо и для определения расчетного объема финансовых средств энергоснабжающих организаций, включающего себестоимость и прибыль по основным видам энергетической продукции за планируемый период. Смета затрат составляется, как правило, на год с использованием прогнозных цен, тарифов и других стоимостных оценок. Периодически смета уточняется (ежеквартально или ежемесячно) в связи с изменением цен, тарифов, уровня оплаты труда и других факторов, обусловленных состоянием экономической и финансовой среды. При проведении анализа финансово-хозяйственной деятельности сопоставляются в том числе плановые и фактические показатели себестоимости энергетической продукции.
Состав издержек зависит от типа, состава и уровня энергетического объекта.
В качестве объектов могут рассматриваться РАО «ЕЭС России», АО-энерго, электростанции, предприятия электрических сетей (ПЭС), предприятия тепловых сетей (ПТС).
Затраты РАО «ЕЭС России» включают:
, (5.3.1)
где ΣИс − затраты по отдельным энергосистемам (АО-энерго), входящих в состав РАО «ЕЭС России»; 
− издержки по сетям РАО «ЕЭС России»; 
− издержки по электростанциям, входящим в состав РАО «ЕЭС России» как самостоятельные хозяйственные единицы; 
− издержки на содержание ЦДУ ЕЭС России; 
− общехозяйственные издержки РАО «ЕЭС России».
Указанный состав издержек обусловлен соединением в единый комплекс генерирующих, передающих и распределяющих звеньев.
Уровни издержек и себестоимости по отдельным энергосистемам зависят от состава, входящих в АО-энерго электростанций, участвующих в покрытии единого графика нагрузки.
Работа по единому графику нагрузки обусловливает колебание уровня себестоимости электроэнергии, производимой на отдельных электростанциях и в энергосистеме в целом в зависимости от степени их участия в покрытии единого для объединений энергосистем графика нагрузки.
Себестоимость электроэнергии зависит от:
1 природных факторов (наличия гидроресурсов, запасов органического топлива и т.д.);
2 режима электропотребления;
3 конфигурации сети, ее протяженности, плотности электрических нагрузок;
4 структуры генерирующих мощностей;
5 оптимизации режимов работы электростанций.
При определении издержек производства для АО-энерго учитываются затраты по всем электростанциям, ПЭС и ПТС, входящим в их состав:
, (5.3.2)
где 
− суммарные издержки по электростанциям, входящим в состав АО-энерго; 
− суммарные издержки по ЛЭП и подстанциям (ПЭС), входящим в состав АО-энерго; 
− суммарные издержки по ПТС, входящим в состав АО-энерго; 
− общесистемные издержки АО-энерго; 
− издержки на оплату покупной электроэнергии от параллельно работающих АО-энерго.
При составлении сметы издержек по энергетической системе учитываются следующие статьи затрат:
, (5.3.3)
где Ит − издержки на топливо на технологические цели; Ив − затраты на воду, включая платежи в бюджет за водопользование; Исм − затраты на сырье и материалы, в основном для проведения ремонтных работ; Ивсп − затраты на вспомогательные (смазочные, обтирочные и прочие) материалы; Иусл − затраты на услуги производственного характера; Иот − затраты на оплату труда; Исоц − отчисления на социальные нужды; Иам − амортизация основных средств; Ипок − стоимость покупной энергии на производственные и хозяйственные нужды; Ипр − прочие затраты.
Потребность в средствах на оплату топлива на технологические цели определяется на основании нормативов удельных расходов топлива на производство электрической энергии и теплоты, рассчитываемых на базе нормативных энергетических характеристик энергетического оборудования и планируемого режима работы оборудования, с учетом прогнозируемых цен на топливо и тарифов на перевозки. Нормативные энергетические характеристики энергетического оборудования электростанций утверждаются РАО «ЕЭС России» (АЭС − по согласованию с концерном «РОСЭНЕРГОАТОМ»).
Годовой планируемый расход топлива, определяемый по нормативным удельным расходам топлива, составит:
, (5.3.4)
где 
− нормативные удельные расходы топлива на единицу электроэнергии и теплоты; Эг, Qг − планируемые объемы производства электроэнергии и теплоты.
Издержки на топливо с учетом потерь при транспортировке определяются по формуле
Ит=Вг(1 + αп)Цт/αк, (5.3.5)
где αп − коэффициент, учитывающий потери топлива при транспортировке; Цт − прогнозная цена топлива с учетом транспортных расходов, руб/т, руб/тыс. м ; αк − калорийный эквивалент.
Затраты на сырье, основные и вспомогательные материалы рассчитываются по действующим нормам и нормативам с учетом прогнозируемых на планируемый период цен и тарифов на используемые сырье и материалы.
Расчет затрат на услуги производственного характера производится исходя из необходимости проведения регламентных (ремонтных и других) работ с учетом прогнозируемых цен и тарифов на оказываемые услуги.
Расчет расходов на оплату труда персонала, занятого в основной деятельности, определяется по отраслевым тарифным соглашениям. Методика расчета средств, направляемых на оплату труда, утверждается ФЭК России.
Издержки на заработную плату персонала ТЭС могут быть определены на основе среднего фонда оплаты труда и штатного коэффициента:
Иот=nштNуФ, (5.3.6)
где nшт − удельная численность персонала; Nу − установленная мощность ТЭС; Ф − годовой фонд заработной платы одного работающего, млн. руб/(чел.∙год).
Отчисления на социальные нужды, в том числе отчисления на социальное страхование, в фонд занятости, в пенсионный фонд, на обязательное медицинское страхование и другие отчисления, предусмотренные, действующим законодательством производятся на основе установленных нормативов отчислений от фонда оплаты труда, с учетом нормативных правовых актов, действующих на территории России:
, (5.3.7)
где 
− нормативы отчислений в социальные фонды.
Расчет амортизации основных средств на их полное восстановление (реновацию) производится по нормам амортизационных отчислений, утвержденных Правительством России по видам основных средств и балансовой стоимости этих основных средств:
, (5.3.8)
где 
− норма амортизационных отчислений по i-й группе основных средств; Кi − балансовая стоимость по i-й группе основных средств.
Стоимость покупной энергии на производственные и хозяйственные нужды, в том числе стоимость покупной электроэнергии и мощности и теплоэнергии, получаемых с ФОРЭМ (Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности) или от других производителей энергии рассчитывается исходя из утвержденного Федеральной энергетической комиссией (ФЭК) баланса энергии и мощности и уровня утвержденных ФЭК тарифов на электроэнергию и мощность, поставляемую с ФОРЭМ.
В составе прочих издержек учитываются следующие составляющие:
, (5.3.9)
Ицс − целевые средства энергоснабжающих организаций, которые формируются в соответствии с нормативами установленными действующим законодательством (в настоящее время в их состав включаются страховой фонд, инвестиционные средства, фонд средств на проведение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, для финансирования программ по созданию и освоению новой техники, эффективных и безопасных технологий); 
− амортизация по нематериальным активам, которая может быть определена по формуле 
; ИПДВ − плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ, определяемая в соответствии с действующими экологическими нормативами Минэкологии, по формуле
, (5.3.10)
где 
− масса выброса за период, в размере не превышающем предельно допустимое значение по i-му элементу загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу, в водные источники или в почву; Пi− норматив платы за выбросы не превышающем предельно допустимое значение по i-му элементу; Кэс − коэффициент экологической ситуации района выброса;