Планирование бизнеса энергокомпании

Расходная часть топливного баланса отражает общую потребность в условном топливе (ту.т). Приходная часть топливного баланса представляет расчет обеспечения топливом станций, выраженной в условных и натуральных единицах с учетом видов топлива (тн.т).В работе рассчитывается топливный баланс для суточной потребности в топливе зимнего и летнего периодов года, на основе которого разрабатывается годовой баланс топлива и издержки на топливо ТЭС.

8.1 Расход топлива на КЭСОпределим расход топлива на КЭС в зимний и в летний период, используя для этого графики нагрузки для соответствующего сезона и нормативные энергетические характеристики турбоагрегатов станции. Расход топлива на КЭС одинаков зимой и летом, т.к. станция постоянно максимально загружена. Таблица 8.1 — Расчет расхода топлива на КЭС (зимний и летний периоды) ИнтервалвремениNтфQтQкQк, %ηк, %Вкэс, т/ч0−2 412 002 242,22309,46 610 070 429,33За сутки2 880 053 812,855427,18 410 303,914Ремонтный период0−249 001 681,651732,110 070 321,997За сутки2 160 040 359,641570,397 727,935Суммарный расход топлива на КЭС за зимний и летний периоды составит: Bкэс = 10 303,914*305+7727,935*60 = 3606,37 тыс. т.у.т.Определим удельный расход топлива на КЭС для разных периодов года: bош зима = 372,682 г. у.т./кВтчbош лето = 372,682 г. у.т./кВтч8.

2 Расход топлива на ТЭЦОпределим расход топлива на ТЭЦ в зимний и летний период и распределим общий расход топлива между отпускаемой электроэнергией и теплом. Для выполнения расчетов воспользуемся энергетическим методом, который позволяет, с одной стороны, существенно упростить процесс распределения топлива по видам энергии на стадии текущего планирования производственной программы энергокомпании и предприятий, а с другой — использовать среднеарифметическую пропорцию отнесения приоритетов на оба вида энергии. В расчете принимаются следующие допущения:

тепловая энергия потребителю отбирается в виде пара и горячей воды только из отборов турбин (для упрощения расчетов принято, что отсутствует отбор горячей воды от ПВК и сетевых насосов ТЭЦ);не учитываются дополнительные расходы тепла при работе конденсаторов с ухудшенным вакуумом;

ГН по пару не учитывает различия его по параметру — давлению в кгс/см2; расчет выполняется в пределах расчетных давлений отборного пара и горячей воды, определяемых характеристическими условиями нормативных энергетических характеристик турбоагрегатов ТЭЦ;не учитывается возможность отпуска редуцированного пара от котлов потребителям;

коэффициент теплового потока может быть принят — Таблица 8.2 — Расчет расхода топлива на ТЭЦ для зимнего периода.

Т-250−240NтфNкнQтQкQк, %ηкВк, т/ч0−6229,7520,25 636,61655,70 100,0080,112,526−20 229,7520,25 636,61655,70 100,0080,112,5220−24 229,7520,25 636,61655,70 100,0080,112,52За сутки2700,45Р-50−130/13NтфNкнQтQкQк, %ηкВк, т/ч0−650,000,260,40268,21 100,0080,0046,036−2050,000,260,40268,21 100,0080,0046,0320−2450,000,260,40268,21 100,0080,0046,03За сутки1104,60ПТ-50−130/7NтфNкнQтQкQк, %ηкВк, т/ч0−614,5735,43 172,54177,7188,8890,0027,956−2030,8719,13 194,12199,94 100,0080,0034,3120−2421,7028,31 179,48184,8792,4685,0030,40За сутки769,67Таблица 8.3 — Расчет расхода топлива на ТЭЦ для летнего периода.

Т-250−240NтфNкнQтQкQк, %ηкВк, т/ч0−6123,34 126,66584,76 602,3199,2880,20 103,186−20 132,06117,94 589,01606,68 100,0080,104,1120−24 127,70122,30 586,89604,4999,6480,10 103,64За сутки2491,17Р-50−130/13NтфNкнQтQкQк, %ηкВк, т/ч0−633,2 183,53189,0492,8585,0031,096−2036,16 197,66203,59 100,0080,0034,9420−2433,81 187,06192,6794,6483,0032,24За сутки804,56Таблица 8.4 — Расчет КПД по производству тепла и электроэнергии на ТЭЦ для зимнего периода.

ПараметрЕд. изм. Т-250−240Р-50−130/13ПТ-50−130/7ТЭЦQотбп.

Гкал0,157 680,0048545,206 225,00Qотбг.

в.Гкал255 500,000,24 333,33279833,33Э тф.

МВтч167 717,5036500,18 444,06222661,56Э кн.

МВтч14 782,500,18 055,9432838,44Эош.

МВтч182 500,0036500,219 000,00438000,00QтГкал428 271,65189435,90 125 051,55742759,10Q к нетто441 119,80195118,98 128 803,09765041,87 В сумт.

у.т.130 065,62 В эт.у.т.0,5 от суммарного расхода65 032,81 В тэт.

у.т.0,5 от суммарного расхода65 032,81b ош Эг.у.т./кВт*ч164,61b ок Q137,23э/э тэц%74,72т/э тэц%104,21Так как КПД ТЭЦ по производству тепловой энергии свыше 100%, задаем его значение ηт/э тэц = 96%, тогда:

В эт.у.т.56 144,25 В тэт.

у.т.73 921,37b ош Эг.у.т./кВт*ч142,11b ок Q152,08э/э тэц%86,55т/э тэц%96,00Таблица 8.5 — Расчет КПД по производству тепла и электроэнергии на ТЭЦ для летнего периода.

ПараметрЕд. изм. Т-250−240Р-50−130/13ТЭЦQотбп.

Гкал0,117 548,25117548,25Qотбг.

в.Гкал159 505,000,159 505,00Этф.

МВтч94 281,3325536,77 119 818,09Э кн.

МВтч88 218,680,88 218,68Эош.

МВтч182 500,0025536,77 208 036,77QтГкал392 494,31139766,14 532 260,45Q к нетто.

Гкал402 558,27143349,89 545 908,16 В сумт.

у.т.92 968,75 В эт.у.т.0,5 от суммарного расхода46 484,38 В тэт.

у.т.0,5 от суммарного расхода46 484,38b ош Эг.у.т./кВт*ч247,72b ок Q172,08э/э тэц%49,65т/э тэц%83,108.

3 Составление топливного баланса энергосистемы.

Топливный баланс разрабатывается по энергосистеме и отражает потребность в топливе отдельных тепловых электростанций на производство электроэнергии и тепла. Расходная часть топливного баланса отражает общую потребность в условном топливе. Приходная часть представляет расчет обеспечения топливом станций с учетом видов топлива. По полученным выше результатам составим годовой баланс топлива энергосистемы и представим его в виде таблицы 8.6 и 8.

7.Таблица 8.6 — Форма 2.

1. План по топливу (потребность в топливе (по видам) на электростанциях)№ п/пНаименование.

Ед. изм. Период итого1 квартал2 квартал3 квартал4 квартал1. Отпуск электроэнергии с шин ЭСмлнк.

Вт.ч1706,731 329,281329,281 706,736072,03-по теплофикационному циклумлнк.

Вт.ч667,98 359,45359,45 667,982054,88-по конденсационному циклумлнк.

Вт.ч1038,75 969,83969,831 038,754017,162.Отпуск тепла с коллекторов источниковтыс. Гкал1534,92 874,91874,911 534,924819,653.Удельный расход топлива на отпуск электроэнергииг у.т./кВт.ч3.

1.ТЭЦ:г у.т./кВт.ч1062,84 470,07470,71 062,843.

1.1. по теплофикационному циклу г у.т./кВт.ч158,73 158,73158,73 158,733.

1.2. по конденсационному циклу г у.т./кВт.ч904,11 311,34311,34 904,113.

2.КЭСг у.т./кВт.ч357,77 288,71288,71 357,774.Удельный расход топлива на отпуск теплоэнергиикгу.

т./Гкал152,8 172,08172,8 152,085.Потребность в топливе для производства электроэнергии — всеготыс. т у. т1135,331 001,331001,331 135,334273,335.

1.ТЭЦтыс. т у. т195,10 139,45139,45 195,10669,105.

2.КЭСтыс. т у. т940,23 861,88861,88 940,233604,226.Потребность в топливе для производства теплоэнергиитыс. т у. т221,76 139,45139,45 221,76722,437.Суммарная потребность в топливе тыс. т у. т1357,91 140,791140,791 357,094995,768.Расход нефтетоплива — всего, тыс. т у. т9.

Расход угля — всего, тыс. т у. т1357,91 140,791140,791 357,094995,769.А.Расход каменного угля — всеготыс. т у. т1357,91 140,791140,791 357,094995,769.Б.Расход бурого угля — всеготыс. т у. т10.

Расход прочих видов топлива — всего, тыс. т у. т0.

Таблица 8.7 — Форма 2.

2. План по топливу (расчет стоимости топлива для энергокомпании)№ п/Наименование.

Единица измерения.

Период итого1 квартал2 квартал3 квартал4 квартал1. Потребление нефтетоплива — всеготыс. т н.т.

Закупка нефтетоплива — всеготыс. т н.т.

Цена нефтетопливаруб/т4.

Стоимость нефтетопливатыс. руб.

Потребление угля — всего, в т. ч. по видам:

тыс. т н.т.1374,151 184,371184,371 374,155117,035.

1каменныйтыс. т н.т.1374,151 184,371184,371 374,155117,03На ТЭЦтыс. т н.т.303,96 203,37203,37 303,961014,66На КЭСтыс. т н.т.1070,18 981,00981,1 070,184102,375.

2бурый тыс. т н.т.

Закупка угля — всего, в т. ч. по видам:

тыс. т н.т.1511,561 480,461480,461 511,565984,046.

1каменныйтыс. т н.т.1511,561 480,461480,461 511,565984,04На ТЭЦтыс. т н.т.334,36 254,21254,21 334,361177,14На КЭСтыс. т н.т.1177,201 226,251226,251 177,204806,906.

2бурый тыс. т н.т.

Цена угля (по видам), в т. ч. по видамруб/т07.

1каменныйруб/т0На ТЭЦруб/т2900,2 900,002900,2 900,00На КЭСруб/т1550,1 550,001550,1 550,007.

2бурый руб/т08.Стоимость угля, в т. ч. по видам:

тыс. руб.

2 794 301,462637902,542 637 902,542794301,4 610 864 408,008.

1каменныйтыс. руб.

2 794 301,462637902,542 637 902,542794301,4 610 864 408,00На ТЭЦтыс. руб.

969 639,64737213,14 737 213,14969639,643 413 705,56На КЭСтыс. руб.

1 824 661,821900689,401 900 689,401824661,827 450 702,448.

2бурый тыс. руб.

0,000,000,000,000,009Стоимость топлива всеготыс. руб.

2 794 301,462637902,542 637 902,542794301,4 610 864 408,009. Расчет себестоимости единицы энергии.

Целью данного раздела курсового проекта является обобщение технических и экономических показателей работы энергосистемы при текущем планировании в виде себестоимости производства единицы электрической и тепловой энергии.

9.1 Формирование издержек на производство и передачу энергии.

При планировании издержек энергопредприятий в курсовом проекте предлагается принять следующие подходы и допущения:

условно-переменные издержки на производство энергии учитывают топливную составляющую затрат, которая формируется с учетом отпуска с шин электроэнергии и отпуска с коллекторов тепловой энергии (ТЭЦ) и цены топлива (франко-шахта и транспорта);условно-постоянные издержки включают: заработную плату, начисления на заработную плату, амортизацию, отчисления в ремонтный фонд и прочие издержки. Структура затрат ГЭС включает только амортизационные отчисления и эксплуатационные затраты. Определим все составляющие издержек электростанций за год. Издержки на топливо (из Формы 2.2): Ит=10 864 408 т.р.Издержки на заработную плату: Отчисления на социальные нужды от заработной платы: Таблица 9.1 — Расчет годовых издержек на заработную плату и социальные нужды.

СтанцияN уКрТЭЦ1,5 350 251,25137812,547 131,875КЭС0,511 500 201,2522950078489.

Амортизация:

Таблица 9.2 — Расчет амортизационных отчислений.

СтанцияN уК уд.

А ам.

И ам, тыс. руб. ТЭЦ350 262 004,2385140КЭС15 002 300 041 380 000ГЭС1 200 605 002,01452000.

Отчисления на ремонт:

Прочие издержки: Таблица 9.3 — Расчет ремонтных и прочих издержек0N уКуд.

А рем.

И зпл.

И ам.

И рем.

И пр

ТЭЦ3 502 620 011 137 812,547131,8 753 851 401 008 700 194 816,09КЭС150 023 000 822 950 072 574 540 091 636 520 390 230 016,257. Для ГЭС рассчитаем эксплуатационные издержки: где — удельные эксплуатационные затраты ГЭС (з/пл, материалы, ремонт и др.), руб/кВт в год. В состав эксплуатационных издержек ГЭС входит:

8% на заработную плату и отчисления ЕСН;82% на ремонт;

10% на прочие расходы. Таким образом, получим следующую структуру:

ИЗП+ЕСН= 4320 тыс. руб.

Ирем= 44 280 тыс. руб.

Ипр=5400 тыс. руб.

Условно-постоянные издержки:

И усл. пост.

тыс. руб.

ТЭЦ1 973 480,5КЭС5 559 986,3ГЭС1 506 000.

Далее рассчитаем издержки ПЭС за год аналогично затратам станций. Особенностью определения издержек по сетям является то, что их удельные показатели задаются в расчете на 100 УТЕ, учитывающих сложность управления объектом. Издержки на заработную плату:

Отчисления на социальные нужды:

Таблица 9.4 — Расчет издержек на заработную плату и отчислений на социальные нужды.

КрУТЕПЭС0,63 201,2511000020790071101,8Амортизация:

4. Отчисления на ремонт: 5. Прочие издержки: 6. Условно-постоянные издержки:

Таблица 9.5 — Расчет условно-постоянных издержек ПЭСКуд.

А ам.

И ам, тыс. руб. А рем.

Ирем, тыс. руб. И пр, тыс. руб. И у-пост, тыс. руб. Сети26 003,4972403,911 154 073 167,27560949,07Результаты расчетов издержек станций и ПЭС сведем в таблицу 9.6:Таблица 9.6 — Годовые издержки станций и ПЭС, тыс.

руб.Предприятие.

ИтИзп.

ИремИам.

ИпрочИУПТЭЦ1 467 893,391137812,547 131,8751008700385140394696,91 973 480,5КЭС7 450 702,43722950078489276000013800001111997,255 559 986,3ГЭС-4 320 044 280 145 199 863 932 387 328ПЭС-20 790 071 101,81115409724073167,27 560 949,079.

2 Определение себестоимости энергии на электростанциях.

Рассчитаем себестоимость единицы электроэнергии КЭС, отпущенной с шин станции:.= = 138,53(коп/кВтч)Рассчитаем себестоимость единицы электроэнергии ГЭС, отпущенной с шин станции: = 22,74 (коп/кВтч)Рассчитаем себестоимость единицы электроэнергии ТЭЦ, отпущенной с шин станции: = = 98,14 (коп/кВтч)Рассчитаем себестоимость единицы тепловой энергии ТЭЦ, отпущенной с коллекторов: .=694,52 (руб/Гкал).

9.3 Определение себестоимости энергии по энергосистеме в целом.

Себестоимость единицы электрической энергии, полезно отпущенной потребителям, включает все издержки ЭЭС, отнесенные на производство электроэнергии, ее передачу, долю общесистемных затрат на управление, стоимость покупной энергии: ;где ИПЭС — издержки предприятий электрических сетей на передачу энергии; - коэффициент, учитывающий увеличение издержек ЭЭС на долю общесистемных затрат, отнесенных на э/э,; - коэффициент, учитывающий величину расхода э/э на технологический транспорт, Кпотерь=13%ИЭпок= 9 136 631,34 тыс. руб. ИNпок = 25 972 883,5 тыс. руб. ИЭээс = Икэс+Игэс+Ипэс+Итэц.

Э = 17 394 127,8 тыс. рубSЭпо = SQпо = Одноставочный тариф на электроэнергию, отпущенную потребителю:

ИЭпост = 8 475 531,922 тыс. руб. ИЭперем = 8 918 595,83 тыс. руб. Пр = 7 875 546,381 тыс. руб. Тариф на мощность: = 368,059 руб/кВт∙мес.Тариф на электроэнергию: = 97,594 коп/кВт*чТаблица 9.7 — Форма 3. Прогноз валовой выручки от производства и сбыта электроэнергии№ п/пНаименование.

Ед. изм. Итого за год1. Смета затрат на производство и реализацию продукции (электроэнергия).

1.

1.Материальные расходы:

тыс.руб1.

1.1. — топливо всеготыс.

руб108 644 081.

1.1.

1. — угольтыс.

руб108 644 081.

1.1.

2. — газтыс.

руб01.

1.1.

3. — нефтетопливотыс.

руб01.

1.2. — ремонттыс.

руб39 245 201.

1.2. 1 — отнесеных на КЭСтыс.

руб27 600 001.

1.2. 2 — отнесеных на ТЭЦтыс.

руб10 087 001.

1.2. 3 — отнесеных на ГЭСтыс.

руб442 801.

1.2. 4 — отнесеных на РЭСтыс.

руб1 115 401.

2.Амортизация33 143 801.

3.Расходы на оплату труда (включая ЕСН, 34,2%)тыс.

руб7 762 551.

3.1. — персонала КЭСтыс.

руб3 079 891.

3.2. — персонала ТЭЦтыс.

руб1 849 441.

3.3. — персонала ГЭСтыс.

руб43 201.

3.4. — персонала РЭСтыс.

руб2 790 021.

4.Прочие эксплуатационные расходытыс.

руб2.Основные доходытыс.

руб637 415 822.

1.Доход от продажи электроэнергии собственным потребителямтыс.

руб220 683 002.

2.Доход от продажи мощности собственным потребителямтыс.

руб383 259 492.

3.Доход от продажи теплоэнергии собственным потребителямтыс.

руб33 473 333.

Прочие доходы и расходы тыс.

руб351 095 153.

1.Прочие ДОХОДЫ — проданная энергия и мощность на ОРЭМтыс.

руб03.

2.Прочие РАСХОДЫ — покупная энергия и мощность на ОРЭМтыс.

руб35 109 515.

Энергиятыс.

руб9 136 631.

Мощностьтыс.

руб259 728 834.

Расходы из прибыли4.

1.Валовая прибыльтыс.

руб42 151 874 В том числе:

4.1. А — относимая на энергиютыс.

руб127 939 304.

1.Ботносимая на мощностьтыс.

руб290 813 074.

2.Прибыль (убыток) до налогообложениятыс.

руб7 042 360 — относимая на энергию3 657 299- относимая на мощность31 084 244.

3.Текущий налог на прибыльтыс.

руб1 408 472 — относимая на энергию731 460- относимая на мощность6 216 854.

4.ЧИСТАЯ (нераспределенная) прибыль тыс.

руб56 338 885.

Калькуляция себестоимости5.

1. — себестоимость электроэнергии:

5.1.

1. — КЭСкоп/кВтч138,535.

1.2. 1 — теплофикационный режим ТЭЦкоп/кВтч98,145.

1.2. 1 — конденсационный режим ТЭЦкоп/кВтч5.

1.3. — ГЭСкоп/кВтч22,745.

2. — себестоимость теплоэнергиируб/Гкал694,525.

3.Средняя себестоимость по энергосистемекоп/кВтч1426.

Оценка приемлемости расчетных уровней тарифов 6.

1. — одноставочный тариф на электроэнергию коп/ кВт. ч1616.

2. — ставка на энергию по двухставочному тарифуруб/кВт.ч97,5946.

3. — ставка на мощность по двухставочному тарифуруб/ кВт∙мес.

368,0597.

Фактическая рентабельность 8,847.

1.продажи электрической энергии%22,877.

2.продажи тепловой энергии%6,617.

3.продажи мощности%6,49.