Анализ внеоборотных активов предприятия

3. «Энергия на хознужды» на сумму 1735 тыс.руб. Данная экономия обусловлена тем, что значительный расход энергии на хознужды идет на выработку обессоленной воды КОАО «АЗОТ», который с начала года отказался от потребления обессоленной воды. Проведенный анализ себестоимости 1 кВТч, 1 Гкал показал следующие изменения, отраженные в табл. 4.

 

 

Таблица 4

Изменения себестоимости  по топливной составляющей

Топливная составляющая	Расчет	Факт	Отклонения
1 коп/кВтч	9,13	9,46	0,33
1 руб/Гкал	37,88	39,86	1,98

 

На увеличение топливной  составляющей, по сравнению с расчетной  величиной на 1 коп/кВтч отпущенной электроэнергии повлияло:

- рост цены 1 тут (тонны условного топлива) привел к увеличению топливной составляющей на 0,36 коп;

- снижение фактического удельного расхода условного топлива на гр/кВтч, по сравнению с заданной величиной, в результате изменения режима работы станции, привело к снижению топливной составляющей на 0,03 коп/кВтч.

На увеличение топливной составляющей, по сравнению с расчетной величиной  на 1 руб/Гкал выработанной теплоэнергии повлияло:

- рост цены 1 тут привел к увеличению топливной составляющей на 2,04 руб/Гкал;

- снижение фактического удельного расхода условного топлива на кг/Гкал, по сравнению с заданной величиной, в результате изменения режима работы станции привело к снижению топливной составляющей на 0,06 руб/Гкал.

На снижение переменной составляющей, по сравнению с расчетной  величиной, на 1 коп/кВтч отпущенной электроэнергии повлияло:

- изменение условно-постоянных расходов привело к снижению переменной составляющей на 0,32 коп/кВтч;

- невыполнение плана по выработке электроэнергии, привело к увеличению переменной составляющей на 0,14 коп/кВтч;

- снижение процента расхода электроэнергии на собственные нужды,

привело к снижению переменной составляющей на 0,02 коп/кВтч. На увеличение переменной составляющей, по сравнению с расчетной величиной, на 1 руб/Гкал выработанной теплоэнергии повлияло:

- изменение условно-постоянных расходов привело к увеличению переменной составляющей на 1,35 руб/Гкал;

- перевыполнение плана по выработке электроэнергии, привело к снижению переменной составляющей на 0,54 руб/Гкал. Данные изменения отражены в табл. 5.

Таблица 5

Изменения себестоимости  по переменной составляющей

Переменная составляющая	Расчет	Факт	Отклонения
1 коп/кВтч	8,59	8,39	-0,20
1 руб/Гкал	34,85	35,65	+0,81

 

По себестоимости энергии  за 12 месяцев 2004 г. сложилась экономия в сумме 37921 тыс.руб. за счет Статьи «Топливо» (экономия по этой статье составила 42713 тыс.руб.).

Наряду с этим по статье «Условно-постоянные расходы» допущен  перерасход в сумме 4792 тыс.руб.

Экономия по статье «Топливо», в значительной степени, сложилась  за счет снижения объемов производства (станция работала в заданном режиме), кроме того, снизилась и цена 1 тут. Для более конкретного рассмотрения проведем анализ изменения цены 1 тут по отдельным факторам, от которых зависит эта цена (табл. 6).

Таблица 6

Факторы изменения цены

Факторы	Отклонения, тыс. руб.
1. За счет изменения цены 1 тнт	1097
1.1. угля	2490
1.2. газа	-1774
1.3. мазута	381
2. За счет изменения калорийности	-2851
2.1. угля	-4689
2.2. газа	2069
2.3. мазута	-231
3. за счет изменения структуры топлива	-40959
3.1. угля	-100042
3.2. газа	65353
3.3. мазута	6270
ВСЕГО	-42713

 

Из приведенных в  табл. 6 данных видно, что на снижение затрат по статье «Топливо» оказало влияние:

1. Уменьшение расхода  угля, в связи со снижением  объемов производства, по сравнению  с плановыми показателями, и увеличением  расхода газа на производство (поставка газа определяется договорами, заключаемыми ОАО «Кузбасэнерго»).

2. Увеличение калорийности угля, по сравнению с расчетной величиной (расчетная - 5530 ккал, фактическая - 5581 ккал). В то же время фактическая калорийность газа была ниже расчетной (расчет - 8622 ккал, факт - 8358 ккал), что повлияло на снижение цены на газ. Вместе с тем, увеличилась, по сравнению с расчетной величиной, цена 1 тн угля. В табл. 7 проанализировано, за счет чего произошло увеличение.

Таблица 7

Факторы, повлиявшие на увеличение цены угля

	Расчет.руб/тн	Факт.руб/тн	Отклон., руб/тн	Отклон., %
Цена 1 тонны угля, руб/тн всего	284,85	281,3	-3,55	-1,2
В том исле: 1. Прейскурантная цена	284,85	281,3	-3,55	-1,2
2. Цена перевозки	48,61	53,79	5,18	10,7
2.1. Услуги ОАО «АЗОТ» (ППЖТ)	19,67	20,92	1,25	6,4
2.2. Ж/д тариф	28,94	32,87	3,93	13,6

 

Из табл. 7 видно, что на рост цены угля повлияло увеличение ж/д тарифа.

Наряду с этим, произошло  снижение фактической прейскурантной цены тонн угля, по сравнению с расчетной  величиной. Это связано с тем, что начиная с 3 кв. 2004 г. прекратились поставки угля от ОАО «Южный Кузбасс», прейскурантная цена которого - 321,8 руб/тн, ЗАО «Сибуглемет», прейскурантная цена - 330,26 руб/тн. Доля этих поставщиков за 6 месяцев 2004 г. составила 26,3% от общего прихода. Кроме того, в 3 кв. 2004 г. уголь поступал от всех поставщиков по сниженным ценам (средняя цена угля, поступившего в 3 кв. 2004 г. составила 258,98 руб/тн, доля его - 22,5% от всего поступившего за год угля).

По условно-постоянным расходам сложился перерасход в сумме 4814 тыс.руб.

Изменение себестоимости  продукции НК ТЭЦ представлено в табл. 8.

 

Таблица 8

Изменение себестоимости  продукции

Себестоимость товарной продукции	тыс.руб.	Отклонения к 2002 г., тыс.руб.	Отклонения к 2003 г., тыс. руб.
1	2	3	4
2002г.	6	-	-
2003г.	6 442	+6436	-
2004г.	9 950	+9944	+3508

 

Таким образом, как показывают данные табл. 8 себестоимость продукции Ново-Кемеровской ТЭЦ по сравнению с 2002 г. в 2003 г. возросла на 6436 тыс. руб., в 2004 г. на 9944 тыс. руб. по сравнению с 2002 г. и на 3508 тыс. руб. по сравнению с 2003 г.

 

 

2.2.2 Анализ объема выпуска  и реализации продукции

Максимальный отпуск тепла потребителям пара и горячей  воды пришелся на 1984-1992 годы, который  достиг 6,3 млн. Гкал.

Установленная мощность ТЭЦ составляла: тепловая 1399 Гкал/ч; электрическая 515 Мвт.

В 1992 году заменено оборудования блока станции №7 с установкой принципиально новой противодавленческой  турбины типа ПТРна 1,2 ата с производственным отбором на 13 ата мощностью 80 Мвт (вместо 60 Мвт).

В настоящее время  ТЭЦ является самой крупной станцией ОАО «Кузбассэнерго» по отпуску тепла потребителям. Доля НК ТЭЦ в системе ОАО «Кузбассэнерго» представлена на рис. 2 и 3.

 

Рис. 2. Отпуск теплоэнергии потребителям

 

 

Рис. 3. Отпуск электроэнергии потребителям

 

Как показано на рис. 2 и 3, НК ТЭЦ занимает приблизительно ¹/₅ часть в составе ОАО «Кузбассэнерго» по обеспечению потребителей теплом. По отпуску потребителям электроэнергии доля Ново-Кемеровской ТЭЦ в системе «Кузбассэнерго» незначительна и составляет всего 8%.

Вклад НК ТЭЦ в теплоснабжение коммунально-бытовых потребителей г.Кемерово можно увидеть на рис. 4 и 5.

 

Рис. 4 Вклад НК ТЭЦ  в теплоснабжение коммунально-бытовых  потребителей г.Кемерово (в тепле)

 

Рис. 5 Вклад  НК ТЭЦ в теплоснабжение коммунально-бытовых  потребителей г.Кемерово (в подпитке)

 

Как показано на рис. 4 и 5, по обеспечению коммунально-бытовых  потребителей теплом Ново-Кемеровская  ТЭЦ занимает ¹/₅ часть доли рынка г.Кемерова и занимает на этом рынке второе место, вслед за Красноярской гидроэлектростанцией.

Установленная мощность Ново-Кемеровской ТЭЦ составляет:

Начало 2003 года Конец 2003 года

- тепловая, Гкал/ч. всего 1399 1399

в т.ч. по турбоустановкам 1357 1357

- электрическая. МВт 515 515

Располагаемая и рабочая  мощности станции характеризуются  следующими данными (табл. 9).

Задание по рабочей мощности выполнено на 105,41 %.

Увеличение рабочей  мощности на 34,7 МВт от уровня 2004 года определяется изменением графика ремонта, снижением времени нахождения в ремонтах на 34,9 % с 6608 до 4301 час.

 

Таблица 9

Располагаемая и рабочая мощности станции

Период	Располагаемая мощность, МВт	Рабочая мощность, МВт
		Факт за 2003 год	План на 2004 год	Факт за 2004 год
январь	495	471,5	486,0	496,7
февраль	485	446,5	475,7	487,0
март	435	373,2	421,7	437,4
апрель	400	360,5	399,3	405,1
май	275	251,4	271,9	271,9
июнь	205	180,0	191,4	207,9
июль	185	163,0	130,0	156,4
август	195	165,0	177,4	198,6
сентябрь	265	245,6	232,9	268,6
октябрь	360	329,9	352,0	360,0
ноябрь	480	446,2	472,0	482,9
декабрь	500	465,2	484,5	493,6
За 2004 год	356,7	-	340,3	358,7
За 2003 год	323,3	324,0	-	-

 

На Ново-Кемеровской ТЭЦ установлено:

- 8 турбоагрегатов: из них четыре типа «Р» Ленинградского металлического завода и четыре типа «ПT» Уральского турбомоторного завода. Все турбоагрегаты оборудованы регенеративной схемой подогрева питательной воды;

- 10 котлоагрегатов Таганрогского котельного завода типа К - 420-140 Ж. Все котлоагрегаты П-образной компановки с естественной циркуляцией и жидким шлакоудалением. Основное топливо - уголь, растопочное - мазут. Котлоагрегаты оснащены горелочными устройствами для сжигания избытков природного газа. Суммарная паропроизводительность котлоагрегатов - 4200 т/ч.

Использование установленной  мощности турбинного и котельного оборудования в отчетном году, в час можно  увидеть в табл. 10.

 

Таблица 10

Использование установленной мощности турбинного и котельного оборудования

Период	Число часов использования  установленной мощности турбин				Число часов использования  установленной паровой мощности котлоагрегатов
	Электрической		Тепловой
	2003 г.	2004 г.	2003 г.	2004 г.	2003 г.	2004 г.
1	2	3	4	5	6	7
январь	592	528	451	329	466	395
февраль	516	462	358	276	397	338
март	506	457	343	266	385	333
апрель	434	399	282	222	329	284
мaй	266	204	158	129	220	174
июнь	173	159	145	115	155	143
июль	175	139	127	133	17	135
август	165	167	119	123	152	157
сентябрь	223	230	152	142	187	187
октябрь	359	401	241	231	285	285
ноябрь	442	450	277	281	341	318
декабрь	567	558	400	403	442	427
За 2004 год	-	4154	-	2650	-	3176
За 2003 год	4420	-	3054		3516	-