- •ВВЕДЕНИЕ
- •Методические указания и рекомендации по выполнению вопросов организационно-экономической части
- •1. Социально-экономическое обоснование темы проекта
- •2. Технико-экономическое обоснование проектных решений
- •3. Расчет основных технико-экономических показателей для проектируемой ТЭС и анализ безубыточности работы станции
- •3.1. Расчет капитальных вложений и проектируемую ТЭС
- •3.2. Расчет годового расхода топлива
- •3.3. Расчет себестоимости производства электро- и теплоэнергии
- •ПРИЛОЖЕНИЯ
- •СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Q
Впк Qут пк пк , т.у.т,
где – Qпк отпуск теплоты от пиковых водогрейных котлов, ГДж;пк – К.П.Д. пиковых котлов, д. е.
Удельные расходы топлива:
– на отпуск теплоты внешним потребителям
Т ВТ , кГ / ГДж;
QТ
–на выработанный 1 кВтч
эвыр Вэ , Г / кВтч.
ЭГ
К.П.Д. котлов может быть определен по справочной литературе или на основании данных, приведенных в приложении 7.
На основе расчета величины эвыр может быть определен К.П.Д. электростанции по производству электроэнергии
эвыр 0,123 100;% .
эвыр
К.П.Д. электростанциипопроизводствутепламожетбытьопределенкак:
Т |
|
0,0342 QT |
100,%. |
|
|||
|
|
BT |
3.3. Расчет себестоимости производства электро- и теплоэнергии
Себестоимость отпущенной потребителям энергии может быть определена на основе составления укрупненной сметы затрат, включающей в себя следующие элементы:
−топливо на технологические цели ( ИТ );
−расходы на оплату труда ( ИЗП );
14
−отчисления на социальные нужды ( ИСН );
−амортизация основных средств ( ИА);
−отчисления на ремонтный фонд ( ИРФ );
−прочие расходы ( ИПР ).
Рассмотрим, как могут быть определены отдельные элементы затрат. 1. Затраты на топливо на технологические цели ( ИТ ) приближенно
могут быть определены по следующей формуле:
ИТ |
ВУ |
|
7000 |
(Ц Д |
ИТР )(1 |
|
Р |
), тыс.руб / год, |
|
QPH |
100 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
где ВУ – годовой расход условного топлива, т.у.т.;
QPH – теплота сгорания топлива, предполагаемого к использованию на проектируемой ТЭС, ккал/кГ (может быть определена по приложени-
ям 8, 9);
ЦД – цена добычи топлива, руб/т.н.т.;
ЦТР – цена транспортировки топлива, руб/т.н.т. (определяется в за-
висимости от тарифа на перевозку и дальности транспортировки топлива), а именно:
ЦТР СТР L, тыс.руб.,
где СТР – тариф на перевозку топлива, руб/т.н.т. км; L – дальность транспортировки топлива, км;
Р – потери топлива при перевозке, разгрузки и хранении, %.
Цена добычи топлива и транспортный тариф могут быть определены по согласованию с руководителем по организационно-экономической части проекта на основе договорных цен на котельно-печное топливо, по данным действующих энергокомпаний с учетом их проектных изменений в перспективе.
Потери топлива в пути, установленные при приемке топлива при
15
хранении и перебросках (в пределах норм естественной убыли) списываются на удорожание топлива. Величина в данном расчете может быть принята в пределах 0,3–1,5 % для твердого топлива в зависимости от дальности его транспортировки (процент потерь возрастает по мере увеличения дальности транспортировки).
На тепловых электростанциях затраты на топливо являются основными. Они могут составлять 60 и более процентов (при дорогом топливе) в текущих издержках производства.
2. Элемент «Расходы на оплату труда» ( ИЗП ) отражает расходы на оплату труда основного эксплуатационного персонала электростанции, включая премии рабочим, специалистам и служащим за производственные результаты, стимулирующие и компенсирующие выплаты (доплаты за работу в ночное время, за совмещение профессий, расширение зон обслуживания, единовременные вознаграждения за выслугу лет, вознаграждения по результатам работы за год, оплата очередных и дополнительных отпусков, льготных часов подростков, перерывов в работе кормящих матерей, времени, связанного с выполнением государственных обязанностей, выплаты по районным коэффициентам и др.), а также расходы на оплату труда работников, не состоящих в штате станции, относящихся к основной деятельности.
Расходы на оплату труда укрупненно могут быть рассчитаны как
ИЗП nэ з 12, тыс.руб / год,
где nэ – численность эксплуатационного персонала (без административноуправленческого) ТЭС, чел., может быть определена по укрупненным нормативам численности, приведенным в приложениях 1, 2.
Численность АУП может быть принята: для блочных и смешанных ТЭС порядка 5–8 % от нормативной численности ППП, а для ТЭС с поперечными связями – 8 – 10 %;
з – среднемесячная заработная плата 1 работника станции, руб/чел.
16
мес. может быть принята на основе среднестатистических данных либо получена из расчета фонда оплаты труда, включаемого в себестоимость продукции (энергии).
В элементе «Расходы на оплату труда» отражаются расходы на оплату труда основного эксплуатационного персонала электростанции, включая премии рабочим, специалистам и служащим за производственные результаты, стимулирующие и компенсирующие выплаты (доплаты за работу в ночное время, за совмещение профессий, расширение зон обслуживания, единовременные вознаграждения за выслугу лет, вознаграждения по результатам работы за год, оплата очередных и дополнительных отпусков, льготных часов подростков, перерывов в работе кормящих матерей, времени, связанного с выполнением государственных обязанностей, выплаты по районным коэффициентам и др.), а также расходы на оплату труда работников, не состоящих в штате станции, относящихся к основной деятельности.
3.Отчисления на социальные нужды определяются по ставке страховых взносов, составляющей для энергетики 34,3 % от фонда оплаты труда эксплуатационного персонала:
ИСН Н100СН ИЗП , тыс.руб/ год,
где НСН – ставка страховых взносов во внебюджетные фонды социального назначения, %.
В обшей ставке 30,2 % 22 % приходится на отчисления в пенсионный фонд; 3,1 % – в фонд социального страхования (из них 0,2 % учитывают страховой риск в отрасли «Электроэнергетика») и 5,1 % – в государственный фонд обязательного медицинского страхования, (в том числе в федеральный и территориальные фонды).
4. Размер амортизационных отчислений может быть определен как:
17
НН
Иа 100а ФОСН 100а КТЭС , тыс. руб / год,
где На – средневзвешенная норма амортизации для электростанций (в учебных расчетах может быть принята с определенной степенью приближения: для ТЭЦ – 3–3,2 %, а для КЭС 2,8–3,0 %);
ФОСН – среднегодовая стоимость производственных фондов (в проектных расчетах может быть принята равной величине капитальных вложений в ТЭС – КТЭС ).
5. «Отчисления в ремонтный фонд (Ирф)» определяются исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов (которая условно может быть принята равной величине капитальных вложений) и нормативов отчислений в ремонтный фонд ( НРФ ), утверждаемых самими предприятиями – НРФ . Таким образом можно записать:
ИРФ Н100РФ ФОСН Н100РФ КТЭС ,тыс.руб/ год.
6. К элементу «Прочие расходы» в составе себестоимости продукции относятся: платежи по обязательному страхованию имущества предприятия, учитываемого в составе производственных фондов; вознаграждения за приобретения и рационализаторские предложения; плата по процентам за краткосрочные кредиты, возмещение расходов сбербанкам и другим организациям за прием от населения платежей за энергию и коммунальные услуги; командировочные расходы по установленным нормам, плата сторонним предприятиям за пожарную и сторожевую охрану, оплата услуг связи и вычислительных центров, плата за аренду в случае аренды отдельных объектов основных производственных фондов и др. затраты. Величина «прочих расходов» может быть приближенно рассчитана исходя из структуры себестоимости производства энергии и принята в размере 15–20 % от суммы условно-постоянных расходов, т. е.:
Ипроч проч И усл.пост . , тыс. руб / год,
18
где проч. – коэффициент, учитывающий долю прочих расходов в сумме ус-
ловно-постоянных расходов, д. е.
Тогда, годовые издержки производства на ТЭС составят:
И ИТ ИЗП ИСН Иа ИРФ Ипроч . , тыс. руб / год .
Себестоимость единицы отпущенной энергии на КЭС может быть определена как:
Sэ ЭИ ; руб/ кВтч.
отп
На электростанциях, с комбинированным использованием топлива – ТЭЦ – затраты необходимо распределить между видами производимой энергии. Для этого может быть использован балансовый (или так называемый физический метод) распределения затрат, суть которого излагается в [7].
Согласно этого метода, расход топлива, относимый на тепловую энергию, т.у.т.,
BТЭ` |
Q отп |
. |
|
nKH QPH |
|||
|
|
где QPH = 7000 – теплота сгорания условного топлива, ккал/кГ [4]. Расход топлива, относимый на электроэнергию, т.у.т.,
BЭЭ` Bгод BТЭ` .
Удельный расход топлива на один отпущенный МВтч, т.у.т./МВтч,
|
|
|
B` |
|
bОТП |
|
|
ЭЭ |
. |
Э |
Э |
г |
ЭСН |
|
|
||||
|
|
ТЭ |
Расход топлива на теплоснабжение внешних потребителей, т.у.т.,
BТЭ BТЭ` bЭОТП ЭТЭСН .
Расход топлива, относимый к отпуску электроэнергии с шин ТЭЦ,
т.у.т.
BЭЭ BГОД BТЭ.
19
Для распределения затрат на производство энергии необходимо определить абсолютные значения статей затрат, распределить затраты по стадиям производства – цехам, а затем в каждой группе цехов – по видам энергии.
Абсолютные значения затрат по статьям расходов определены выше. При распределении затрат по цехам выделяют три группы цехов.
К первой группе цехов относят: топливно-транспортный, котельный, химический и цех тепловой автоматики и измерений. Ко второй группе относят турбинный и электрический цеха. (Если на станции организуется единый котлотурбинный цех, то его относят к первой группе цехов). В третью группу включают общестанционные расходы.
Распределение затрат по названным группам цехов в разрезе отдельных статей показано в табл. 1.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1 |
|
Распределение затрат по группам цехов ТЭЦ |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Статьи |
|
|
|
Группы цехов |
|
|
|
||
затрат |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
2 |
|
3 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
% |
|
|
|
% |
|
тыс. руб. |
% |
|
тыс. руб. |
тыс. руб. |
||
|
|
|
|
|
|
|
– |
|
|
ИТ |
100 |
|
|
– |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
|
|
Иа |
50 |
|
|
45 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
30 |
|
|
И ЗН |
35 |
|
|
35 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
30 |
|
|
ИСН |
35 |
|
|
35 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
|
|
ИРФ |
50 |
|
|
45 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
100 |
|
|
ИПР |
– |
|
|
– |
|
|
|
|
|
Итого |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20
Распределение затрат по группам цехов между электрической и тепловой энергией осуществляется следующим образом:
а) затраты по первой группе цехов распределяются между электрической и тепловой видами энергии пропорционально расходам топлива на получение каждого из этих видов:
ИЭ1 И1 |
BЭЭ |
. |
|
||
|
Bгод |
б) затраты по второй группе цехов относят целиком на производство электроэнергии:
ИЭ2 И2 .
в) общестанционные расходы распределяются между электрической и тепловой энергией пропорционально суммам затрат на эти виды энергии по 1 и 2 группам цехов.
ИЭ3 И3 |
ИЭ1 ИЭ2 |
. |
|
||
|
И1 И2 |
Распределение затрат производится по всем статьям расходов. Результаты расчета могут быть представлены в виде табл. 2.
ИТЭ ИТЭ1 ИТЭ2 ИТЭ3 .
Таблица 2 Распределение затрат по группам цехов между видами энергии
Статьи |
Группы цехов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
затрат |
1 |
|
2 |
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего э/э |
т/э Всего |
э/э |
т/э Всего э/э |
т/э |
ИТ
Иа
ИЗН
21
Статьи |
|
Группы цехов |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
затрат |
1 |
|
|
2 |
|
3 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего |
э/э |
т/э |
Всего |
э/э |
т/э |
Всего |
э/э |
т/э |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ИСН |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ИРФ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ИПР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Издержки, относимые на электроэнергию, тыс. руб составят:
ИЭ ИЭ1 ИЭ2 ИЭ3 .
Издержки, относимые к теплоэнергии, тыс. руб.:
ИТЭ ИТЭ1 ИТЭ2 ИТЭ3 .
Витоге себестоимость единицы электрической энергии, отпущенной
сшин ТЭЦ, может быть подсчитана как:
Sэ ЭИотпэ ; руб./ кВт .
Себестоимость тепла, отпущенного с коллекторов:
ST ИQт.э. , руб / ГДж .
T
Все расчеты следует свести в табл. 3, где наряду с абсолютными величинами статей затрат необходимо привести структуру себестоимости электро- и теплоэнергии, производимой на ТЭС.
22
Таблица 3
Затраты на производство электро- и теплоэнергии на ТЭЦ и их структура
|
|
|
Величина затрат |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Статьи затрат |
|
Э/Э |
Т/Э |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
тыс. |
|
% |
тыс. |
|
% |
|
руб. |
|
руб. |
|
||
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
ИТ |
|
|
|
|
|
|
Иа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
И ЗН |
|
|
|
|
|
|
ИСН |
|
|
|
|
|
|
ИПР |
|
|
|
|
|
|
ИТОГО |
Иэ |
|
100 |
ИТЭ |
|
100 |
В заключение работы необходимо привести сводную таблицу основных технико-экономических показателей работы ТЭЦ (по форме табл. 4), а также сделать выводы по их уровню (путем сравнения с аналогичными действующими электрическими станциями или их лучшими образцами), и привести краткий анализ показателей в зависимости от заданных условий и факторов, влияющих на их величину.
Таблица 4
Сводная таблица технико-экономических показателей по ТЭЦ
№ |
Наименование |
Условное |
Единица |
Величина |
п/п |
показателя |
обозначения |
измерения |
показателя |
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
|
|
|
|
Установленная мощ- |
|
|
|
1 |
ность ТЭЦ |
NY |
МВт |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
23 |
|
|
|
|
|
Продолжение табл. 4 |
|
|
|
|
|
|
№ |
Наименование |
Условное |
Единица |
Величина |
п/п |
показателя |
обозначения |
измерения |
показателя |
|
|
|
|
|
|
Число часов использо- |
hy |
|
|
2 |
вания установленной |
|
ч |
|
|
мощности |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент расхода |
|
|
|
3 |
электроэнергии на |
КСН |
% |
|
собственные нужды |
|
|||
|
|
|
|
|
|
станции |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Количество электро- |
|
|
|
4 |
энергии, отпущенной |
ЭОТП |
млн кВтч |
|
|
с шин ТЭЦ за год |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Годовое число часов |
|
|
|
5 |
использования макси- |
|
|
|
|
мума: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– отопительной на- |
ТмахОТ |
ч |
|
|
грузки |
|
|
|
|
– технологической на- |
ТМАХТЕХ |
ч |
|
|
грузки |
|
|
|
|
Годовой отпуск тепла |
|
|
|
6 |
с коллекторов, всего, в |
QТ |
тыс. ГДж |
|
|
т. ч.: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– на нужды отопления |
|
|
|
|
и горячего водоснаб- |
QТот |
тыс. ГДж |
|
|
жения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– на технологические |
QТпр |
тыс. ГДж |
|
|
нужды |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7 |
Удельные расходы ус- |
|
|
|
ловного топлива на: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24
|
|
|
Продолжение табл. 4 |
|
|
|
|
|
|
№ |
Наименование |
Условное |
Единица |
Величина |
п/п |
показателя |
обозначения |
измерения |
показателя |
|
|
|
|
|
|
– 1 кВтч электроэнер- |
эотп |
|
|
|
гии, отпущенной с |
|
кг/кВтч |
|
|
шин ТЭЦ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– 1 ГДж тепла, отпу- |
|
|
|
|
щенного с коллекто- |
|
|
|
|
ров ТЭЦ, в т. ч.: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– в горячей воде |
Тот |
кг/ГДж |
|
|
|
|
|
|
|
– в паре |
Тпр |
кг/ГДж |
|
|
|
|
|
|
8 |
КПД станции по: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– по производству |
тэсэ |
% |
|
|
электроэнергии |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– отпуску электро- |
тэсэотп |
% |
|
|
энергии |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– отпуску тепла |
тэсТ |
% |
|
|
|
|
|
|
9 |
Капитальные вложе- |
Ктэс |
млн руб. |
|
ния в ТЭС |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10 |
Удельные капиталь- |
Куд |
руб/кВт |
|
|
ные вложения в ТЭЦ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Штатный коэффици- |
|
|
|
11 |
ент станции, всего, в |
nППП |
чел./МВт |
|
|
т. ч. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– по эксплуатацион- |
nэ |
чел./МВт |
|
|
ному персоналу |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
– по ремонтному пер- |
np |
чел./МВт |
|
|
соналу |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12 |
Годовые издержки |
И |
тыс. руб. |
|
|
производства |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Себестоимость |
Sэ |
руб/кВтч |
|
|
|
|
|
|
25
|
|
|
Окончание табл. 4 |
|
|
|
|
|
|
№ |
Наименование |
Условное |
Единица |
Величина |
п/п |
показателя |
обозначения |
измерения |
показателя |
|
|
|
|
|
13 |
отпущенной электро- |
|
|
|
|
энергии |
|
|
|
|
|
|
|
|
14 |
Себестоимость отпу- |
SТЭ |
руб/ГДж |
|
|
щенного тепла |
|
|
|
|
|
|
|
|
3.4. Анализ безубыточности работы ТЭС.
Данный вид анализа направлен на поиск путей снижения затрат и получение запланированной прибыли. Это инструмент управленческого планирования, оценки альтернативных решений и контроля.
Задачей анализа безубыточности работы ТЭС является – при заданной нагрузке и установленной цене определить минимальный объем продаж электроэнергии, обеспечивающий получение прибыли и выявить зону безопасности работы ТЭС.
В основе анализа безубыточности лежит взаимосвязь затрат, выручки, объема производства и прибыли.
Взаимосвязь «затраты – объем продаж – прибыль» можно выразить графически. Для этого на график наносят условно-постоянные затраты, к ним добавляют переменные издержки и из начала координат проводят линию объема продаж (см. рис. 1). Точка безубыточности (критическая точка объема продаж) – это такой объем продукции, при реализации которого выручка покрывает совокупные затраты. В этой точке прибыль равна нулю, но и убытки тоже отсутствуют.
К постоянным затратам на ТЭС относят затраты, изменение которых не зависит от объема производства и реализации энергии. Они включают затраты на амортизацию, ремонт объектов основных средств, расходы на оплату труда, отчисления на социальные нужды, управленческие расходы и некот. др. Постоянные затраты существуют с момента создания предприятия независимо от ведения производства. Графически
26
постоянные затраты можно представить прямой, параллельной линии объема производства и реализации энергии.
Переменные затраты – это затраты, величина которых непосредственно зависит от объема производства продукции. К переменным затратам на ТЭС относят топливные затраты. Они возникают с момента начала производственного процесса и при увеличении объема производства энергии их общая сумма возрастает.
ОП, И, П Млн руб
ОП
|
|
|
|
|
|
|
И |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Ипер |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ипост |
|
|
|
|
Зона безопасности |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
Эг |
|
Э,109 кВт ч |
Экр
|
Рис 1. Определение точки безубыточности работы ТЭС |
|
Выручка от реализации энергии может быть определена: |
|
ОП э Эг , |
гдеЭг |
– годовая выработка энергии электростанцией, МВтч; |
|
э – цена рынка (в дипломном проектировании может быть приня- |
та по |
согласованию с консультантом по экономическому разделу). |
С учетом постепенного снижения объемов торговли электрической энергией по регулируемым ценам, условно принимаем, что весь объем произве-
27
деннойэлектроэнергиипродаетсявконкурентномсекторерынка.
Зона, которая находится правее точки безубыточности, называется зоной безопасности, находясь в ней, ТЭС получает прибыль. Зона безопасности в % от годового отпуска электроэнергии определяется следующим образом:
Э |
|
Эг Экр |
100 . |
|
|||
б,% |
|
Эг |
|
|
|
Как видно из рис.1 зона безопасности зависит от уровня издержек производства, а также от отпускной цены товара.
В условиях конкуренции и сложных внешних условий величина подобного запаса играет важную демпфирующую роль, позволяя станции даже при снижении объема продаж энергии оставаться в положительном балансе, и давая время руководству энергокомпании на претворение в жизнь необходимых управленческих решений, направленных на увеличение прибыли.
28