Классификация и Методы Распределения Косвенных Затрат в Энергетике: Анализ Нормативных Новаций (ФСБУ 5/2019) и Отраслевых Проблем Калькулирования

Введение: Актуальность, Цели и Задачи Исследования

Российская энергетическая отрасль, представляющая собой капиталоемкий комплекс с непрерывным и часто комбинированным производственным циклом (например, совместная выработка тепла и электроэнергии), всегда ставила перед управленческим учетом сложнейшие задачи. Точное калькулирование себестоимости продукции (электрической и тепловой энергии) является не только основой для принятия эффективных управленческих решений, но и критически важным фактором в условиях государственного тарифного регулирования, что требует безупречной методической базы.

Актуальность темы исследования резко возросла в свете реформы бухгалтерского учета, кульминацией которой стало введение Федерального стандарта бухгалтерского учета (ФСБУ 5/2019) «Запасы». Этот стандарт существенно изменил подходы к формированию фактической себестоимости готовой продукции, что требует от энергопредприятий пересмотра учетной политики в части классификации и распределения косвенных расходов. Параллельно с этим, методологическая проблема разделения комплексных затрат, в частности, расхода топлива на ТЭЦ, остается нерешенной и приводит к системным искажениям себестоимости и перекрестному субсидированию.

Целью настоящего исследования является получение актуальных и релевантных теоретических, методологических и практических данных, необходимых для разработки научно обоснованного подхода к классификации и методам распределения косвенных затрат на предприятиях энергетической отрасли в контексте современных нормативных требований и технологической специфики.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Проанализировать ключевые изменения, внесенные ФСБУ 5/2019, и их практическое влияние на калькулирование себестоимости энергии.
2. Изучить специфику отраслевого регулирования и классификации затрат в энергетике, включая особенности расчета себестоимости отпущенной продукции.
3. Провести сравнительный анализ традиционных и современных методов распределения косвенных расходов, обосновав эффективность применения АВС-костинга.
4. Выполнить критический анализ проблем, возникающих при калькулировании себестоимости в условиях совместного производства (ТЭЦ), и предложить более рациональные модели разделения комплексных затрат.

Предметом исследования выступают методические и практические аспекты распределения косвенных затрат, возникающих в процессе генерации, передачи и сбыта электрической и тепловой энергии.

Теоретико-Нормативные Основы Учета Затрат в Энергетическом Комплексе

Новации ФСБУ 5/2019 «Запасы» и их Влияние на Себестоимость Энергии

Вступление в силу ФСБУ 5/2019 «Запасы» с 2021 года ознаменовало фундаментальный сдвиг в отечественном бухгалтерском учете, напрямую затронув формирование себестоимости готовой продукции, к которой относится и произведенная энергия. Стандарт, утвержденный в соответствии с принципами Международных стандартов финансовой отчетности (МСФО), ввел ряд строгих требований к составу фактической себестоимости.

Критическое изменение: Пункт 18 ФСБУ 5/2019 прямо предписывает исключать из фактической себестоимости запасов (включая незавершенное производство и готовую продукцию) следующие виды расходов:

1. Сверхнормативные затраты сырья, материалов и прочих ресурсов.
2. Общеуправленческие расходы, за исключением случаев, когда они непосредственно связаны с производством запасов.

Для большинства энергопредприятий это означает, что традиционная практика полного включения общехозяйственных расходов в производственную себестоимость готовой продукции (полный костинг, Absorption Costing), если они не могут быть доказательно отнесены к производственному процессу, должна быть пересмотрена. В условиях ФСБУ 5/2019, общеуправленческие расходы (например, зарплата административного персонала, не связанного с генерацией или передачей) должны признаваться расходами периода, в котором они были понесены, и списываться на финансовый результат, что фактически приближает российский учет к системе Директ-костинга (Variable Costing) для целей финансовой отчетности. И что из этого следует? Это требует от предприятий четкого разделения затрат на прямые (связанные с производством) и периодические, что кардинально меняет подход к оценке операционной эффективности подразделений.

Помимо этого, ФСБУ 5/2019 ввел требование об оценке запасов на отчетную дату по наименьшей из двух величин (п. 28): фактической себестоимости или чистой стоимости продажи (ЧСП).

Чистая стоимость продажи (ЧСП) — это предполагаемая цена, по которой организация может продать запасы, за вычетом предполагаемых затрат на завершение производства, подготовку к продаже и осуществление самой продажи.

Если фактическая себестоимость энергии оказывается выше ЧСП, предприятие обязано создать резерв под обесценение запасов, а величина обесценения признается расходом периода (п. 31). В энергетике, где тарифы часто регулируются государством, оценка ЧСП может быть напрямую связана с утвержденными тарифами, что обеспечивает более прозрачное отражение потенциальных убытков или нерентабельности, возникающих из-за высоких производственных затрат.

Отраслевое Регулирование и Объект Калькуляции Себестоимости

Учет затрат в энергетике не ограничивается общими стандартами ФСБУ; он жестко регулируется специализированными нормативно-правовыми актами, отражающими технологические особенности отрасли. Ключевыми документами являются Федеральный закон № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» и Приказ Министерства энергетики РФ от 12 августа 2022 г. № 811.

С технологической точки зрения, электрическая и тепловая энергия не могут быть складированы в привычном смысле, а их производство и потребление совпадают по времени. Этот факт влияет на методологию калькуляции:

Объектом калькуляции для энергопредприятий является не произведенная, а отпущенная продукция (франко-потребитель).

Этот подход отражает специфику энергетического потока:

1. На генерирующих объектах (электростанциях): Себестоимость рассчитывается по энергии, отпущенной с шин станции. Часть произведенной энергии (до 5–10%) расходуется на собственные нужды генераторов (отопление, освещение, работа насосов), и эти объемы исключаются из калькулируемого объема.
2. На предприятиях сетей (передача и распределение): Себестоимость рассчитывается по энергии, полезно отпущенной потребителям, с учетом нормативных и сверхнормативных потерь в сетях.

Таким образом, в силу непрерывной связи производства и потребления, все производственные затраты могут быть списаны непосредственно на выпущенную энергию, что исключает необходимость распределения затрат между произведенной продукцией и незавершенным производством (НЗП) в классическом понимании.

Специфическая Классификация Производственных Затрат по Стадиям Энергопотока

Классификация затрат в энергетике, как и вся отраслевая специфика, строится на стадиях преобразования и движения энергии. Это позволяет выделить центры затрат и объекты калькуляции, соответствующие технологическому процессу.

Производственные затраты в энергетическом комплексе делятся на следующие основные категории:

Категория затрат	Стадия энергопотока	Состав затрат
Затраты производства (Генерация)	Электростанции (ТЭС, ГЭС, АЭС)	Топливо, вода, основные и вспомогательные материалы, амортизация генерирующего оборудования, зарплата производственного персонала, расходы на ремонт и техническое обслуживание.
Затраты передачи и распределения	Предприятия электрических/тепловых сетей	Амортизация и ремонт ЛЭП, трансформаторных подстанций, теплотрасс, затраты на технологические потери (в рамках норматива), зарплата персонала сетей.
Затраты на реализацию (Сбыт)	Энергосбытовые компании	Расходы на содержание сбытового аппарата, услуги по сбору платежей, маркетинговые и рекламные расходы.
Общехозяйственные/Управленческие	Аппарат управления энергокомпании	Административно-управленческие расходы, не связанные напрямую с производством. (Исключаются из себестоимости ГП согласно ФСБУ 5/2019).

Ключевой элемент затрат: Топливная составляющая

На тепловых электростанциях (ТЭС и ТЭЦ) наибольшую долю в структуре себестоимости занимает топливо. Для корректного учета, планирования и анализа, а также для межотраслевых сравнений, натуральное топливо (уголь, газ, мазут) должно быть приведено к единому измерителю — условному топливу (т у.т.).

Этот перевод регламентирован нормативными актами (например, Приказ Минэнерго России от 29 октября 2021 г.) и основан на теплоте сгорания.

Формула перевода топлива в условное:

Ту.т. = Тнат ⋅ (Qрн / Qу.т.)

Где:

• Т_у.т. — объем условного топлива;
• Т_нат — объем натурального топлива;
• Q^р_н — низшая теплота сгорания данного вида топлива (по данным лабораторного анализа);
• Q_у.т. — низшая теплота сгорания условного топлива, принятая за 7000 ккал/кг.

Точность этого пересчета критически важна, поскольку любые ошибки в определении Q^р_н (например, из-за некачественного лабораторного контроля) напрямую искажают себестоимость и, как следствие, финансовый результат. Какой важный нюанс здесь упускается? Ошибки в лабораторном контроле Q^р_н могут привести к необоснованному завышению или занижению топливной составляющей, что ставит под удар справедливость тарифообразования.

Методический Инструментарий Распределения Косвенных Расходов

Энергетические предприятия, особенно крупные вертикально интегрированные холдинги, имеют сложную структуру вспомогательных и обслуживающих производств (ремонтные цеха, транспортные службы, IT-подразделения), чьи затраты являются косвенными по отношению к основным продуктам (теплу и электричеству). Выбор метода распределения этих затрат определяет точность калькуляции.

Традиционные Методы Распределения Вспомогательных Производств

Традиционные методы распределения затрат вспомогательных подразделений на основные производства (генерация, передача) используются для учета взаимных услуг и имеют возрастающую степень точности и сложности:

Метод распределения	Принцип действия	Преимущества	Недостатки
Прямой метод	Затраты вспомогательных цехов списываются только на основные производства. Взаимные услуги между вспомогательными цехами игнорируются.	Прост в применении, не требует сложных расчетов.	Искажает себестоимость, так как не учитывает реальный объем услуг, оказанных вспомогательными цехами друг другу (например, ремонтный цех ремонтирует транспортный цех).
Пошаговый метод (Step-down)	Затраты распределяются последовательно, начиная с того вспомогательного цеха, который оказывает наибольшее количество услуг другим цехам (но сам от них услуг не получает).	Частично учитывает взаимные услуги, точнее прямого метода.	Остается неточность: услуги, оказанные цехам, которые уже были распределены, игнорируются.
Метод взаимного распределения (Reciprocal)	Учитывает полный объем взаимных услуг между всеми вспомогательными подразделениями. Расчет производится с использованием системы линейных уравнений или итерационных методов.	Максимальная точность, позволяет наиболее справедливо распределить затраты.	Наиболее трудоемок, требует развитой автоматизированной системы учета.

Методологический вывод: Для крупных энергопредприятий, где доля вспомогательных производств высока (например, собственный автопарк, крупные ремонтные цеха), единственным методологически корректным является метод взаимного распределения. Он обеспечивает точность за счет установления полного цикла потребления услуг.

Activity-Based Costing (АВС-костинг): Применение в Управленческом Учете Энергетики

Традиционные методы распределения (пропорционально машино-часам или ФОТ) часто не отражают реальной причинно-следственной связи между косвенными расходами и конечным продуктом. В условиях высокого удельного веса косвенных затрат, характерного для капиталоемкой энергетики, внедрение Activity-Based Costing (АВС-костинга) становится стратегической необходимостью.

Концепция АВС-костинга основана на принципе: продукция потребляет «деятельность», а деятельность потребляет «ресурсы».

Этапы применения АВС в энергетике:

1. Идентификация центров деятельности (Cost Pools): Группировка косвенных затрат по видам деятельности (например, «Техническое обслуживание турбин», «Ремонт и калибровка счетчиков», «Управление сетями»).
2. Выбор драйверов затрат (Cost Drivers): Определение причинно-следственных связей. Драйверы — это факторы, которые вызывают затраты и используются как база для их распределения на объекты калькуляции.
3. Распределение затрат по драйверам: Косвенные расходы распределяются на конечные продукты (кВт·ч электроэнергии, Гкал тепла) пропорционально потреблению этими продуктами соответствующих видов деятельности.

Отраслевые Драйверы Затрат в Энергетике:

Для энергетических компаний в качестве ключевых драйверов затрат, обеспечивающих высокую точность калькуляции, могут выступать:

Деятельность (Cost Pool)	Типичный Косвенный Расход	Драйвер Затрат (Cost Driver)
Генерация энергии	Зарплата ремонтного персонала, запасные части	Машино-часы работы производственного оборудования (котлов, турбин)
Передача/Распределение	Расходы на обслуживание ЛЭП и подстанций	Количество трансформаторных подстанций в обслуживании; Протяженность сетей (км)
Техническое обслуживание	Затраты на контроль качества	Количество плановых/внеплановых ремонтов или Количество точек контроля
Учет и Сбыт	Расходы на эксплуатацию счетчиков	Количество абонентов или Количество выставленных счетов
Управление персоналом	Общие расходы на HR	Объем трудозатрат (человеко-часы) производственного персонала

Использование АВС-костинга позволяет точно отнести расходы, вызванные, например, частыми внеплановыми ремонтами старого оборудования, именно на ту продукцию, для производства которой это оборудование используется. Это повышает надежность показателей себестоимости и позволяет оценить реальную рентабельность отдельных услуг или направлений (например, генерация базовой нагрузки vs. пиковой мощности). Использование именно АВС-костинга не только повышает точность калькуляции, но и позволяет руководству принимать решения, основанные на знании истинных причин возникновения затрат. Но способны ли традиционные учетные системы справиться с такой детализацией без автоматизации?

Проблема Калькулирования и Распределения Комплексных Затрат в Условиях Совместного Производства (ТЭЦ)

Ключевая и наиболее острая методологическая проблема управленческого учета в энергетике связана с тепловыми электроцентралями (ТЭЦ), которые ведут совместное (комбинированное) производство двух продуктов: электрической энергии и тепловой энергии.

ТЭЦ обладают значительным экономическим преимуществом: они используют принцип когенерации, при котором тепло, выделяемое при производстве электроэнергии, не выбрасывается, а утилизируется для нужд теплоснабжения, что обеспечивает существенную экономию топлива по сравнению с раздельным производством.

Проблема заключается в следующем: как разделить общие комплексные затраты (прежде всего, расход топлива и условно-переменные расходы) между двумя конечными продуктами таким образом, чтобы не исказить их фактическую себестоимость?

Критика Физического Метода Распределения Расхода Топлива на ТЭЦ

В российской практике наиболее распространенным и часто требуемым регуляторами (ФАС) для целей тарифообразования остается физический метод (или метод физических единиц), несмотря на его методологическую несостоятельность.

Принцип физического метода: Общий расход топлива (и других комплексных затрат) делится между теплом и электричеством пропорционально их физическим характеристикам, например, на основе условного топлива, затраченного на производство каждой единицы энергии.

Ключевой недостаток и искажение: Физический метод распределяет общий расход топлива, но не учитывает, что вся экономия топлива, полученная благодаря комбинированной выработке (когенерации), фактически относится на один из продуктов — электрическую энергию.

Это приводит к следующим негативным последствиям:

1. Искажение себестоимости: Себестоимость электрической энергии искусственно занижается (за счет получения всей экономии от комбинирования), а себестоимость тепловой энергии, наоборот, искусственно завышается.
2. Перекрестное субсидирование: Фактически, потребители тепловой энергии через завышенные тарифы субсидируют производство электрической энергии. Это искажение является критическим для конкурентоспособности теплоэнергии и создает конфликт интересов между потребителями и регулирующими органами.

Поскольку на сегодняшний день отсутствует универсально признанный, рационально обоснованный метод разделения комплексных затрат, академическое сообщество активно ищет более справедливые подходы.

Экономически Обоснованные Модели Разделения Комплексных Затрат

В качестве альтернативы физическому методу, который является удобным для регулятора, но некорректным для управленческого анализа, используются следующие принципы:

1. Метод сравнения (или метод исключения одного продукта): Этот метод предполагает, что один из продуктов (например, тепло) рассматривается как основной, а затраты на его производство определяются по себестоимости раздельного производства (если бы тепло производилось в отдельной котельной). Оставшаяся часть комплексных затрат целиком относится на второй продукт (электричество).

Преимущество: Отражает экономию, но делает это односторонне, что может завысить себестоимость «остаточного» продукта.

2. Метод «отключения» (принцип выделения основного продукта): Метод, при котором общие затраты делятся пропорционально рыночной стоимости или плановой себестоимости продуктов. Более справедливое распределение достигается за счет использования весовых коэффициентов, отражающих долю каждого продукта в общем экономическом результате.

Практическое применение: Требует надежной оценки рыночных цен или использования нормативов.

3. Экономико-математические модели: Наиболее точным, но сложным в реализации подходом является построение экономико-математических моделей, основанных на принципах термодинамики (эксергетический метод). Эти модели распределяют затраты, исходя из физической ценности каждого потока энергии (эксергии), а не только ее количества.

Суть: Эксергетический анализ позволяет определить, какая часть потребленного топлива действительно пошла на производство тепла, а какая — на производство электричества, устраняя искажение, присущее физическому методу. Этот подход является наиболее перспективным для внутреннего управленческого учета, но редко используется для внешнего тарифообразования из-за своей сложности.

Влияние Цифровизации на Повышение Точности Распределения Затрат

Внедрение современных информационных технологий и специализированных ERP-систем (Enterprise Resource Planning) является ключевым фактором, позволяющим энергопредприятиям не только соответствовать новым требованиям ФСБУ, но и существенно повысить точность и оперативность управленческого учета.

Автоматизация Учета в Специализированных ERP-системах

Цифровизация позволяет автоматизировать наиболее трудоемкие процессы, в частности, распределение косвенных расходов по различным базам и направлениям деятельности.

В российской энергетике для автоматизации бизнес-процессов распределительных сетевых компаний и учета затрат активно используются специализированные отраслевые решения, например, «1С:ERP Энергетика 2».

Функционал автоматизированного распределения затрат:

• Гибкая настройка баз распределения: Система позволяет настроить множество правил распределения косвенных расходов, привязанных к различным драйверам (машино-часам, километражу сетей, количеству ремонтов) для разных центров затрат, реализуя принципы АВС-костинга.
• Распределение по направлениям деятельности: ERP-системы легко справляются с разделением общепроизводственных расходов между различными видами деятельности (генерация, передача, сбыт) пропорционально выручке, валовой прибыли или другим заданным параметрам.
• Итерационные и матричные методы: Автоматизированные системы способны выполнять сложные расчеты, необходимые для метода взаимного распределения затрат вспомогательных производств (решение систем линейных уравнений), что вручную было бы чрезмерно трудоемко.

Использование автоматизированного распределения затрат, настроенного на основе релевантных драйверов, позволяет руководству компании получать более точную информацию о рентабельности каждого направления бизнеса. Например, если в структуре себестоимости сбыта необоснованно высока доля управленческих расходов, автоматизированный анализ, основанный на ЧСП (как того требует ФСБУ 5/2019), позволяет выявить узкие места и оптимизировать процессы. Насколько критично отставание в цифровизации может повлиять на конкурентоспособность энергокомпании в условиях жесткого тарифообразования?

Заключение и Практические Рекомендации

Проведенный анализ подтверждает, что учет затрат в энергетике является сложной, многоуровневой системой, требующей интеграции общероссийских стандартов (ФСБУ) и строгой отраслевой специфики.

Ключевые выводы исследования:

1. Нормативный вызов ФСБУ 5/2019: Внедрение ФСБУ 5/2019 требует от энергопредприятий пересмотра учетной политики в части исключения общеуправленческих расходов из фактической себестоимости готовой продукции (энергии). Это сдвигает фокус управленческого учета в сторону директ-костинга для целей формирования финансовой отчетности и подчеркивает важность оценки запасов по наименьшей из двух величин (себестоимость или ЧСП).
2. Необходимость АВС-костинга: В условиях высокой доли косвенных затрат, традиционные методы (пропорционально ФОТ или материалам) не обеспечивают точности. Для целей управленческого учета рекомендуется внедрение АВС-костинга с использованием отраслевых драйверов, таких как машино-часы работы оборудования и протяженность обслуживаемых сетей, что позволит установить истинные причинно-следственные связи.
3. Критическая проблема ТЭЦ: Наибольшее методологическое искажение возникает при распределении комплексных затрат на ТЭЦ. Широко распространенный физический метод является несостоятельным, поскольку он приводит к перекрестному субсидированию и занижению себестоимости электроэнергии за счет тепла. Для внутреннего управленческого анализа необходим переход к экономически обоснованным моделям, например, на основе эксергетического анализа.
4. Роль цифровизации: Внедрение специализированных ERP-систем (например, «1С:ERP Энергетика 2») является необходимым условием для эффективной реализации сложных методов распределения (взаимный метод, АВС-костинг) и обеспечения оперативной, достоверной управленческой информацией.

Практические рекомендации по оптимизации учетной политики:

1. Формирование себестоимости по ФСБУ 5/2019: Четко разграничить в учетной политике производственные и общеуправленческие расходы. Общеуправленческие расходы (не связанные с производством) списывать на финансовый результат периода.
2. Выбор метода распределения вспомогательных затрат: Для достижения максимальной точности калькуляции в управленческом учете использовать метод взаимного распределения затрат вспомогательных производств, автоматизировав его в ERP-системе.
3. Управленческая калькуляция для ТЭЦ: В дополнение к расчету, требуемому регулятором (физический метод), внедрить внутреннюю управленческую модель калькуляции комплексных затрат, основанную на экономико-математических (эксергетических) моделях, чтобы получить достоверные данные о реальной себестоимости и рентабельности тепла и электричества.
4. Применение АВС: Разработать и утвердить перечень отраслевых драйверов затрат, соответствующих центрам деятельности (например, количество ремонтов, машино-часы), и использовать АВС-костинг для контроля и оптимизации косвенных расходов.

Список использованной литературы

1. Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия : учебник. 4-е изд., перераб. и доп. М.: ИНФРА-М, 2009. 512 с.
2. Шеремет А.Д., Иванова А.Ф. Финансы предприятий: менеджмент и анализ : учеб. пособие. 2-е изд., испр. и доп. М.: ИНФРА-М, 2007. 479 с.
3. Шеремет А.Д. Комплексный анализ хозяйственной деятельности. М.: ИНФРА-М, 2006. 415 с.
4. Галицкая С.В. Финансовый менеджмент. Финансовый анализ. Финансы предприятий : учебное пособие. М.: Эксмо, 2009. 652 с.
5. Кондраков Н.П. Бухгалтерский учет : учебник. 2-е изд., перераб. и доп. М.: ИНФРА-М, 2010. 720 с.
6. Лобачева Е.Н. Экономика : учебник для вузов. М.: Экзамен, 2003. 592 с.
7. Вахрушина М.А. Бухгалтерский управленческий учет. М.: Омега-Л, 2004. 576 с.
8. Любушин Н.П. Экономический анализ : учебное пособие. 2-е изд., перераб. и доп. М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2007. 423 с.
9. Гинсбург А.И. Экономический анализ. СПб.: Питер, 2004. 480 с.
10. Дубровский В.Ж., Кокшарова В.В., Чайкин Б.И., Ярин Г.А. Планирование, контроль и анализ деятельности фирмы : учебное пособие. Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. экон. ун-та, 2006. 370 с.
11. Ефремова А.А. Себестоимость: от управленческого учета затрат до бухгалтерского учета расходов. М.: Вершина, 2006. 208 с.
12. Кондукова Э.В. АВС: Себестоимость без искажений. М: Эксмо, 2009. 288 с.
13. Потапова И.И. Калькуляция и учет. М.: Академия, 2009. 160 с.
14. Бабаев Ю.А. Учет затрат на производство и калькулирование себестоимости продукции (работ, услуг) : учебно-практическое пособие. М.: Вузовский учебник, 2010. 159 с.
15. Хамидуллина Г.Р. Управление затратами. Планирование. Учет. Контроль. Анализ издержек обращения. М.: Экзамен, 2004.
16. Юдина Л.Н. Анализ себестоимости и прибыли в системе «директ-костинг» // Финансовый менеджмент. 2010. № 5.
17. Барышева О.И. Отчетность: «Многословная» себестоимость: как выбрать метод беседы // Консультант. 2010. № 3.
18. Савчук В., Троян И. Direct Costing или полная себестоимость // Финансовый директор. 2004. № 6.
19. Попова Л.В., Головина Т.А. Выбор методики калькулирования себестоимости продукции в целях управления предприятием // Управленческий учет. 2010. № 6.
20. Кузьмина М.С. Учет затрат, калькулирование и бюджетирование в отраслях производственной сферы. М.: Кнорус, 2010. 248 с.
21. Юрьева Н.А. Методы учета затрат и калькулирования себестоимости // Всё для бухгалтера. 2010. № 29.
22. УПРАВЛЕНЧЕСКИЕ РАСХОДЫ В КОНТЕКСТЕ ФСБУ 5/2019 «ЗАПАСЫ». URL: http://213.226.126 (Дата обращения: 22.10.2025).
23. Как Распределять Косвенные Расходы Между Объектами Учета. URL: http://arghome.ru (Дата обращения: 22.10.2025).
24. Учет сверхнормативных расходов по-новому: ФСБУ 5/2019. URL: http://klerk.ru (Дата обращения: 22.10.2025).
25. К ВОПРОСУ КАЛЬКУЛИРОВАНИЯ СЕБЕСТОИМОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ НА ТЭЦ. URL: http://elibrary.ru (Дата обращения: 22.10.2025).
26. Классификация затрат предприятий энергетического комплекса. Текст научной статьи. URL: http://cyberleninka.ru (Дата обращения: 22.10.2025).
27. Разъяснения по применению федерального стандарта по бухгалтерскому учету «запасы» (ФСБУ 5/2019). URL: http://ipbr.org (Дата обращения: 22.10.2025).
28. Методика распределения косвенных расходов на основе АВС. URL: http://studme.org (Дата обращения: 22.10.2025).
29. Учет издержек и производственной стоимости в энергетической промышленности. UNEC. URL: http://unec.edu.az (Дата обращения: 22.10.2025).
30. Распределение условно – переменных затрат на ТЭЦ между теплом. URL: http://vti.ru (Дата обращения: 22.10.2025).
31. Ещё раз о проблеме калькулирования себестоимости в электроэнергетике. URL: http://narod.ru (Дата обращения: 22.10.2025).
32. Распределение косвенных расходов по направлениям деятельности: польза для бизнеса. URL: http://aspro.cloud (Дата обращения: 22.10.2025).
33. Приказ Министерства энергетики РФ от 12 августа 2022 г. № 811 “Об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей электрической энергии”. Доступ из справ.-правовой системы «ГАРАНТ».