Бизнес-планирование и планированиехозяйственной деятельности энергетических предприятий

Министерство образования и науки Российской Федерации

НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

65.30    № 3698

Б 598

БИЗНЕС-ПЛАНИРОВАНИЕ И ПЛАНИРОВАНИЕХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Методические рекомендации к выполнению курсового проекта

по курсам «Планирование на энергопредприятии» и «Бизнес-планирование и бюджетирование»

для студентов специальности

080502 – Экономика и управление на предприятии – в отраслях ТЭК

НОВОСИБИРСК

2009

ББК 65.305.14-231я73

       Б 598

Составители:

Ю.В. Дронова, канд. экон. наук, доцент,

Н.Н. Путилова, канд. техн. наук, доцент

Рецензент Б.Н. Мошкин, канд. техн. наук, доцент

© Новосибирский государственный

технический университет, 2009  

СОДЕРЖАНИЕ

ПРЕДИСЛОВИЕ  4

ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ  5

ПРАКТИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ  9

1. План маркетинга  10

2. План по полезному отпуску  13

3. Предварительный баланс энергии и мощности  13

4. Производственная программа  14

4.1.Нормативные характеристики КЭС  15

4.2.Балансы электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ  18

5. Ремонтная программа  22

6. Оптимизация энергетического баланса (спроса-предложения)  24

6.1.Покрытие приходной части баланса.  24

6.2.Определение доли ГЭС в общей выработке ЭЭС  26

7. Планирование топливного баланса ЭК  29

8. Расчет себестоимости единицы энергии  34

9. Составление бюджетов  43

10. Корректировка бизнес-плана для достижения целевых показателей            эффективности  47

Заключение  47

Приложение 1. Задание на курсовой проект  48

Приложение 2. Уравнения энергетических характеристик турбоагре-       гатов ТЭЦ  49

Приложение 3. Уравнения энергетических  характеристик  конденса-      ционных турбин  50

Приложение 4. Характеристики КПД котельной установки  51

ПРЕДИСЛОВИЕ

Планирование бизнеса компании включает различные мероприятия: составление производственной и инвестиционной программы, разработку бюджетов, расчет плановых финансовых показателей и др. Все эти процедуры связаны между собой и на практике являются частью непрерывной целенаправленной деятельности любой компании. Для того чтобы студенты получили целостное представление об организации процесса планирования в энергетических компаниях, были объединены курсовой проект по курсу «Планирование хозяйственной деятельности» и расчетно-графическое задание по курсу «Бизнес-планирование и бюджетирование».

Методические рекомендации по выполнению курсового проекта содержат теоретические положения и практические рекомендации по разработке бизнес-планов. В теоретическом разделе приводятся базовые положения по организации бизнес-планирования, методам планирования хозяйственной деятельности и принципам бюджетирования энергетических компаний. В практической части даны варианты индивидуальных заданий для выполнения курсового проекта и описаны этапы расчетов каждой части курсового проекта.

Задание к выполнению курсового проекта. За базовый вариант организации регионального рынка принимается действующая структура отношений: региональная энергетическая компания (ЭК) владеет собственными генерирующими мощностями (ТЭЦ, КЭС, ГЭС) и всеми питающими и распределительными сетями региона. ЭК может продавать и покупать электрическую энергию на энергетическом рынке в соответствии с основными положениями, регламентом и правилами взаимодействия субъектов оптового и розничного рынков электрической энергии, т.е. основная торговля ведется на розничном рынке, а недостающие объемы или избыточную энергию и мощность покупают на оптовом рынке. Также ЭК обязана снабжать теплом потребителей. Энергетическая компания входит в структуру энергетического холдинга (аналог РАО ЕЭС), поэтому плановые показатели эффективности (ПЭ) увязывает с нормативами, принятыми в холдинге.

Цель курсового проекта – Разработка бизнес-плана ЭК в соответствии с ПЭ.

Требования к курсовому проекту. Каждый студент получает индивидуальное задание на выполнение курсового проекта – структуру и основные показатели работы генерирующих мощностей, сетевых структур и показатели эффективности, принятые в холдинге.

Выполненный курсовой проект представляется в виде разработанного бизнес-плана ЭК (типовые формы разделов бизнес-плана в соответствии с методикой представлены в Приложении 1). Кроме составленного бизнес-плана студенты представляют пояснительную записку к курсовому проекту в форме обосновывающих материалов, содержащих: постановку задачи по каждому разделу проекта, методики расчета с пояснениями, расчетные таблицы, принятые решения и выводы.

Перечень условных сокращений

ЭК – энергокомпания,

ЭЭС – электроэнергетическая система,

ЭС – электростанция,

ГН – график нагрузки,

ПЭ – показатели эффективности.

ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Планирование представляет собой наиболее существенную из всех менеджерских функций в энергетической компании, поскольку оно связано с ее целями, альтернативным выбором оптимальных управленческих решений, определяет действия, как перспективные, так и текущие. План имеет четкую целевую ориентацию, включает ожидаемые результаты в виде соответствующих количественных оценок. Это директивный документ, утверждаемый генеральным руководством и обязательный для исполнения всеми подразделениями ЭК.

Бизнес-планирование. Спланировать бизнес – значит оценить возможности, необходимость и объемы выпуска конкурентоспособной продукции, определить емкость рынка, оценить спрос и ценовую политику на продукцию, выпускаемую фирмой, результативность работы ЭК на рынке. Сущность планирования проявляется в конкретизации целей развития всей фирмы и каждого подразделения в отдельности на установленный период времени; определении хозяйственных задач, средств их достижения, сроков и последовательности реализации; выявлении материальных, трудовых и финансовых ресурсов, необходимых для решения поставленных задач. Таким образом, назначение бизнес-планирования как функции управления состоит в стремлении заблаговременно учесть по возможности все внутренние и внешние факторы, обеспечивающие благоприятные условия для нормального функционирования и развития предприятия. Поэтому планирование призвано обеспечить взаимоувязку между отдельными структурными подразделениями фирмы, включающими всю технологическую цепочку: научные исследования и разработки, производство и сбыт, сервис и маркетинг и т.д.

Бизнес-план занимает промежуточное положение между стратегическим  планом предприятия и его бюджетной политикой (рис. 1).

Рис. 1. Связь различных планов компании

Целью бизнес-плана является обеспечение устойчивого развития бизнеса отдельных энергетических компаний и холдинга в условиях рыночных отношений в энергетике. Зарубежный, да и в определенной мере отечественный, опыт показывает, что бизнес-план целесообразно составлять на 3–5 лет: для первого года основные показатели рекомендуется рассчитать по месяцам, для второго – по кварталам; начиная с третьего года можно ограничиваться годовыми показателями.

На структуру бизнес-плана влияет ряд факторов. В первую очередь это касается специфики и перспектив развития самой компании, для которой разрабатывается бизнес-план, а также конъюнктуры рынка, на котором компания работает.

Этапы разработки бизнес-плана ЭК. Последовательность составления бизнес-планов в энергетике представлена на рис. 2.

Рис. 2. Элементы бизнес-плана энергетической компании

Сначала составляются бизнес-планы ДЗО (дочерних и зависимых обществ), на их основе составляется бизнес-план региональных энергокомпаний и определяются количественные значения показателей производственной эффективности, на основе которых рассчитываются основные показатели эффективности бизнес-плана. В качестве ПЭ деятельности могут быть установлены различные показатели, однако их количество не должно быть значительным. Перечень ПЭ разрабатывается на самом верхнем уровне холдинга, в который входит ЭК, и спускается руководству как ориентир, к которому должна стремиться ЭК. Если рассчитанные плановые показатели меньше установленных в холдинге, то ЭК необходимо менять политику в области маркетинга, финансирования, развития или других направлениях деятельности.

Основные принципы организации бизнес-планирования в энергетике сводятся к следующему.

  1.  Бизнес-план является инструментом достижения (план) и исполнения (отчет) ПЭ, установленных для всех подразделений на планируемый период.
  2.  Содержательно бизнес-план должен отвечать на вопросы собственников, менеджмента, инвесторов, аналитиков фондового рынка, аудиторов и других заинтересованных лиц.
  3.  Бизнес-план должен в полной мере отражать специфику энергокомпаний разного профиля деятельности при сохранении единообразия формы, обозримости и компактности.
  4.  Максимально возможная достоверность.

Базовым в разработке бизнес-плана энергосистемы является этап составления производственной программы энергокомпании и формирования плановых балансов производства и поставок электрической энергии и тепла. В курсовом проекте на основе заданной производственной структуры энергокомпании, состава генерирующих мощностей, режимов электро- и теплопотребления разрабатываются плановые энергетические и топливные балансы, определяются оптимальные режимы работы электростанций (ЭС) и их агрегатов, планируется проведение ремонтной компании на предстоящий год. На основе этих расчетов, определяющих производственную деятельность (производственное ядро) ЭК, решается комплекс вопросов, связанных с планированием годовых издержек и себестоимости единицы энергии по ЭК и отдельным энергетическим предприятиям (ЭП), цены мощности и электроэнергии на продажу по каждой из генерирующих станций ЭК с учетом ее стоимости в конденсационном и теплофикационном режимах теплоэлектроцентралей.

В соответствии с возможностями обеспечения потребителей энергией (избыточные, дефицитные энергокомпании), стоимостью плановых балансов, ценами на оптовом рынке электроэнергии и др. предлагаемые студентами подходы должны учитывать существующую ситуацию на розничном и оптовом рынке энергии и мощности, конкурентоспособность отдельных электростанций и энергосистем, возможность управления электропотреблением и пути реализации этих подходов.

ПРАКТИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Бизнес-план ЭК является документом, завершающим процесс планирования. После первичной разработки бизнес-плана проводится его коррекция для достижения заданных сверху показателей эффективности. Только после корректировки бизнес-план утверждается и не меняется весь плановый период.

Для составления бизнес-плана выполняются предварительные расчеты.

  1.  План маркетинга (определение спроса на энергетическую продукцию) по ЭК в целом.
  2.  План по полезному отпуску. Составляется для ЭК и каждой электростанции и сетей.
  3.  Расчет балансов мощности и энергии. Предварительный баланс, цель составления которого – определение избытка или недостатка энергии и мощности. Составляется по ЭК в целом.
  4.  Производственная программа по каждой электростанции.
  5.  Ремонтная программа по ЭК, определение графиков ремонтов оборудования по каждой ЭС.
  6.  Расчет балансов и оптимизация производственных планов по электростанциям и энергокомпании в целом. Коррекция предварительного баланса энергии и мощности для оптимизации режима работы станций.

После проведения предварительных расчетов заполняют формы № 1, 2, 3 бизнес-плана и определяют тарифы на энергию и прибыль на основе расчета себестоимости по ЭК. Далее заполняют форму № 4 и проводят сравнение основных ПЭ с плановыми, при необходимости делают коррекцию основных статей затрат.

Рис. 3. Последовательность разработки бизнес-плана энергетической компании

  1.  План маркетинга

Порядок расчета. Целью данного раздела курсового проекта является определение спроса на энергетическую продукцию со стороны потребителей, представленного в виде суточных и годовых графиков нагрузки (ГН). Формирование ГН энергосистемы производится упрощенно на основе типовых суточных графиков отдельных групп потребителей и эмпирических подходов по определению годовых ГН, для которых по вариантам заданы следующие показатели:

  1.  зимний максимум нагрузки группы потребителей , МВт;
  2.  профили почасовых суточных ГН потребителей , заданных в % от ;
  3.  коэффициент летнего снижения максимума нагрузки , %;
  4.  коэффициент потерь мощности в сетях электроэнергетической системы  %.

По результатам расчетов строятся суточные графики нагрузки: для каждого потребителя и , сумма которых формирует совмещенные зимний и летний графики нагрузки ЭЭС , .

Годовой график максимальной нагрузки ЭЭС используется при анализе резервов мощности, для планирования ремонтов оборудования и т.д. Формирование годового графика нагрузки ЭЭС производится на основании суточных графиков нагрузки, заданной месячной неравномерности ГН  при предположении линейной зависимости изменения плотности (заполнения) суточного графика при переходе от зимы к лету.

Последовательность расчетов.

  1.  Рассчитывается коэффициент заполнения ГН для характерного зимнего и летнего месяцев:

 

где  – суммарная энергия за зимние сутки с учетом потерь;  – наибольшее значение мощности из ряда .

  1.  , где  – суммарная энергия за летние сутки с учетом потерь;  – наибольшее значение мощности из ряда .
  2.  Определяются  для каждого месяца как значения из убывающего ряда от  до  для t = 1...12 мес.
  3.  По эмпирической формуле рассчитываются месячные максимальные мощности ЭЭС:

где

  1.  Определяется средняя мощность ЭЭС:

 

Представление результатов. Все расчеты следует свести в табл. 1 и 2. По результатам расчетов построить совмещенные годовые графики нагрузки ЭЭС

Таблица 1

Прогноз основных показателей суточных графиков нагрузки

ПоказательЧасы0…420…24Максимальная зимняя нагрузка потребителей Максимальная летняя нагрузка потребителей Максимальная зимняя нагрузка ЭЭС Потери мощности ЭЭС зимой Зимний спрос с учетом потерь Максимальная летняя нагрузка ЭЭС  Потери мощности ЭЭС летом Летний спрос с учетом потерь

Таблица 2

Годовые графики максимальной и средней нагрузки

ПоказательМесяцы1212bсут = f(t)

  1.  План по полезному отпуску

Порядок расчета. Рассчитывают полезный отпуск электроэнергии в сеть ЭК по месяцам:

Эпо мес = Эош мес – ∆Э,

где Эош мес= – энергия, отпущенная с шин за месяц; ∆Э = Эош мес – потери энергии (сетевые, собственные нужды и др.);  – суточное потребление по ЭЭС (определяется из ГН для зимнего и летнего дня) .

Представление результатов. Результаты расчетов представляются в виде графика Эош мес = f(t) по ЭЭС на 1 год помесячно. Полученные значения являются предварительными и будут уточнены в соответствии с ремонтной программой.

  1.  Предварительный баланс энергии и мощности

Порядок расчета. Необходимо определить и обосновать предварительные величины покупки/продажи энергии на оптовом рынке.

Основой для обоснования покупки/продажи электрической энергии и мощности энергосистемой являются плановые балансы. Они разрабатываются в соответствии с требованиями «Временного положения об основах формирования плановых балансов производства и поставок электрической (тепловой) энергии и мощности в рамках Единой энергетической системы России по субъектам оптового рынка», утвержденного соответствующими Постановлениями ФЭК РФ от 1998, 2000, 2002, 2006 гг. Согласно Постановлению, основными задачами являются: обеспечение надежного энергоснабжения потребителей; минимизация затрат на производство и поставку энергии; достижение оптимальных экономических отношений производителей, энергоснабжающих организаций и потребителей. Таким образом, оптимальная структура источников электрической энергии и мощности достигается за счет сочетания собственных генерирующих мощностей и получения дополнительной энергии и мощности со стороны для минимизации затрат, связанных с энергоснабжением потребителей региона.

По результатам формирования планового баланса, выполненного в курсовом проекте в соответствии с вариантами задания, условно все ЭК могут быть разделены на две группы – дефицитные и избыточные. Причем для зимнего и летнего периодов структура энергобалансов может существенно различаться, особенно это касается АО-Энерго, в составе которых имеются крупные ГЭС.

Доля торговли на оптовом рынке определяется:

,

где  – сумма установленных мощностей всех ЭС.

Представление результатов. Представляются в виде  = f(t) (график, построенный в п. 2) с выделением доли собственной генерации и доли для торговли на оптовом рынке. Рассчитываются значения  (рис. 4) для зимнего и летнего периодов.

Рис. 4. Определение доли покупной/проданной энергиина оптовом рынке

  1.  Производственная программа

Для задачи экономического распределения максимальной нагрузки энергосистемы особую важность имеют характеристики относительных приростов расхода топлива электростанциями, которые в совокупности с ценой топлива формируют предельные (маржинальные) затраты. Целью данного раздела курсового проекта является построение нормативных энергетических характеристик отдельных агрегатов, блоков, электростанций: абсолютных расходных характеристик, удельных расходов подведенной энергии и характеристик относительных приростов (ХОП).

4.1. Нормативные характеристики КЭС

Порядок расчета. Исходной информацией для планирования оптимального использования производственной мощности ЭЭС являются характеристики оборудования: энергетические (расходные), удельные и относительных приростов. Энергетические характеристики, представляют собой зависимости между количеством подведенной и полезной (произведенной) энергий.

Характеристика относительных приростов (частичных расходов) отражает приращение расхода подведенной энергии, необходимое для увеличения производства полезной энергии на единицу.

Расходная характеристика конденсационной электростанции наиболее проста при условии однотипности и блочной схемы компоновки основного оборудования (котлы – турбины – генераторы), что значительно упрощает расчеты. Они выполняются для характерных нагрузок станции: минимальной, максимальной, точек излома энергетических характеристик и ряда промежуточных значений нагрузок.

Нормативные энергетические характеристики турбоагрегатов КЭС имеют следующий вид:

=+

или

=++(–),

где – тепло, подведенное к турбине для выработки электроэнергии и  – расход холостого хода, Гкал/ч;   – частичный удельный расход тепла для выработки электроэнергии и – увеличение частичного удельного расхода тепла за точкой экономической мощности, т.е. в зоне перегрузки, Гкал/МВт·ч;  – нагрузка агрегата и  – экономическая мощность, МВт.

Данные аналитические выражения получены путем преобразования криволинейных характеристик, вид которых определяется способом пропуска пара через проточную часть турбины (дроссельное, сопловое, обводное регулирование). С достаточной для практики точностью криволинейные характеристики заменяются прямыми, проходящими через точку полной и 50 %-ной нагрузки (Приложение 2).

Энергетические характеристики котлоагрегата представляют собой зависимость между количеством подводимого топлива и получаемой теплоты. Они соответствуют установившемуся режиму и характеристическим условиям эксплуатации. Характеристики паровых котлов построены в пределах минимальных и максимальных нагрузок. Под минимальной нагрузкой понимается наименьшая нагрузка, с которой паровой котел может длительно работать без нарушения циркуляции или процесса горения. Ее величина составляет 35–55 % от максимальной и зависит от конструктивных особенностей котлов и вида сжигаемого топлива. Для этого диапазона нагрузок задается характеристика КПД парового котла.

Для упрощения расчетов в курсовом проекте представлена универсальная характеристика КПД котла = f(), в которой и величина КПД, и тепловая нагрузка заданы в процентах, что позволяет использовать ее с допустимой погрешностью планирования для всех вариантов задания исходных данных паровых котлов ТЭС (Приложение 3), которые различаются только видом используемого топлива.

Представление результатов (табл. 3).

Пояснения к табл. 3:

1. i = 1 – число заданных точек расчетной нагрузки.

2. Относительный прирост издержек на топливо необходимо рассчитывать для вариантов, у которых цена топлива на ТЭС (ТЭЦ и КЭС) различается.

3. Характеристики относительных приростов блока и КЭС в целом должны быть построены по результатам расчета (табл. 3) в координатах = f, = f или , = f – предельные издержки.

4. Должна быть построена расходная характеристика блока КЭС (в координатах «расход топлива – электрическая нагрузка блока).  

Таблица 3

Расчет показателей экономичности блока КЭС

Параметр, условное  обозначениеМетодика  расчета Значение нагрузкиminmaxЭлектрическая нагрузка турбоагрегата нетто , МВтЗадается произвольным количеством точек от технического минимума до максимальной нагрузки Расход тепла турбиной брутто , Гкал/чНормативная расходная характеристика турбиныТепловая нагрузка котла нетто ), Гкал/ч= 1,03Потери тепла в котле , Гкал/ч=(1–)Потери топлива в котле  ту.т/ч= 0,143Расход топлива котлом брутто , ту. т/ч= 0,143+Удельный расход топлива , ту. т/Гкал=/Прирост тепловой нагрузки , Гкал/ч=–Прирост расхода топлива котла брутто , ту. т/ч=–Относительный прирост топлива котла , ту. т/Гкал  = 0.143+/Относительный прирост тепла турбины , Гкал/МВт·ч из нормативной энергетической характеристики турбины Относительный прирост топлива блока , ту. т /МВт·ч =Относительный прирост издержек на топливо блока , руб./МВт·ч=

4.2. Балансы электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ

Порядок расчета. Особенности технологического процесса ТЭЦ определяют последовательность составления балансов:

• баланс тепловой энергии (на производство и горячую воду);

• баланс электрической нагрузки, в которой выделяется расчет теплофикационной (вынужденной)  и конденсационной  мощности.

Основой составления баланса являются нормативные энергетические характеристики основного оборудования ТЭЦ и графики нагрузки в паре и горячей воде. В общем виде нормативная энергетическая характеристика турбоагрегатов ТЭЦ имеет следующий вид:

  •  турбина «Т»:

= +++,  = m–;

  •  турбина «ПТ»:

=++++,

= +–;

  •  турбина «Р»:

=++,  = m–,

где – часовой расход тепла, подведенного к турбине, и – расход холостого хода, Гкал/ч; , – относительный прирост тепла для теплофикационного и конденсационного режимов, Гкал/МВт·ч;  – потери электрической мощности с потоком холостого хода, МВт; m – удельная выработка электрической энергии, МВт·ч/Гкал; I и II – показатели для отборов пара и горячей воды соответственно.

В качестве критерия экономичности режима производства тепловой энергии используется максимум удельной выработки  max. Более экономичный агрегат загружается в первую очередь, до расчетного   отбора;  последующие,  менее  экономичные,  догружаются,

Таблица 4

Баланс тепловой энергии, Гкал/ч

№ п/пИнтервал времениТепловаянагрузка ТЭЦНагрузка турбоагрегатовТА-1ТА-2ТА-3За сутки, ГкалЗа месяц, Гкал

обеспечивая заданный суммарный отбор. Расчет проводится независимо для производственного и теплофикационного отборов, как показано в табл. 4.1. Распределение тепловой нагрузки на производственные нужды между агрегатами типа «ПТ» и «Р» по критерию  max в пределах нормативного расчетного отбора по пару.

2. Распределение тепловой нагрузки на теплофикацию между турбоагрегатами типа «Т», «ПТ», «Р». Расчет выполняется для каждой ступени суточного графика нагрузки.

3. Проверка расходной и приходной частей баланса тепловой нагрузки ТЭЦ и турбоагрегатов для зимнего и летнего периодов года.

Для составления баланса электрической нагрузки ТЭЦ определяются следующие показатели.

1. Вынужденная теплофикационная мощность для каждого турбоагрегата (ТА) на основе расчетов предыдущего этапа и их нормативных энергетических характеристик .

2. Суммарная электрическая мощность теплофикационного режима:

 

3. Конденсационная вынужденная мощность, необходимая для пропуска пара в конденсатор (3–5 % от установленной мощности турбоагрегата)

.

4. Дополнительная конденсационная мощность турбоагрегатов и ТЭЦ, которая может использоваться для обеспечения электрической нагрузки энергосистемы:

=–– (ТЭЦ),

=–– (ТА).

5. Степень использования дополнительной конденсационной мощности ТЭЦ, которая определяется рядом факторов:

  •  сравнительной экономичностью блоков КЭС и конденсационной части нагрузок ТЭЦ, которая характеризуется относительным приростом их затрат;
  •  возможностями энергосистемы в покрытии графиков нагрузки потребителей, резервирования, осуществления ремонтной компании и др., которые отражают избыточность ее мощности или дефицитность.

Особенности построения характеристик относительных приростов ТЭЦ. В данном курсовом проекте принята блочная схема ТЭЦ (котел–турбина), что значительно упрощает схему расчета. На основе нормативных энергетических характеристик турбоагрегатов и котлов строятся характеристики частичных удельных показателей каждого из блоков ТЭЦ и станции в целом. В табл. 5 показана последовательность расчетов относительных приростов котлов в зависимости от диапазона изменения конденсационной мощности каждого из блоков, полученного в предыдущих расчетах.

Представление результатов (табл. 5).

Пояснения.

1. Расчет выполняется для диапазона регулирования нагрузки, который определяется зоной «экономической нагрузки» котла.

2. Расчет выполняется по каждому котлу ТЭЦ для зимних и летних суточных графиков электрической нагрузки во времени и с учетом деления на теплофикационный и конденсационный режим. Характеристики относительных приростов турбин учитываются также для каждой турбины по результатам расчета балансов тепловой и электрической нагрузки по ступеням графика для летних и зимних суток. Относительные приросты топлива по каждому из блоков определяются с учетом относительных приростов котло- и турбоагрегатов – конденсационного режима (аналогично расчетам для блоков КЭС).

Таблица 5

Последовательность расчетов относительных приростов блоков ТЭЦ

НаименованиеРасчетное  выражениеНагрузка турбин конденсационная, МВт или %506090100Расход тепла турбины (), Гкал/чНормативные энергетические характеристики i-х турбинТепловая нагрузка котла , Гкал/ч= 1,03Тепловая нагрузка котла в % от максимальной производительности КПД котла , %Нормативная характеристика котла = f Абсолютные потери тепла котельных агрегатов (), Гкал/ч=(1–)Часовой расход топлива котлом , ту. т/чАбсолютные потери топлива котельных агрегатов (), ту. т/ч Расчетная нагрузка j-х интервалов , %Относительный прирост топлива котельных агрегатов = 0,143+Относительный прирост тепла конденсационной нагрузки турбины , Гкал/МВт·ч из нормативной энергетической характеристики турбиныОтносительный прирост топлива блока , ту. т /МВт·ч=Относительный прирост издержек на топливо блока , руб./МВт·ч=

3. Характеристика предельных издержек ТЭЦ строится для конденсационной части нагрузки ТЭЦ и ее блоков (дополнительной конденсационной электрической нагрузки) для зимних и летних периодов с учетом ступеней графиков нагрузок. Могут использоваться как графический, так и аналитический методы построения суммарных характеристик станции.

Характеристики предельных издержек КЭС и конденсационной нагрузки ТЭЦ строятся аналогично по условию равенства относительных приростов и используются для последующего распределения конденсационной нагрузки ЭЭС между электростанциями при составлении энергетического баланса спроса-предложения.

  1.  Ремонтная программа 

Порядок расчета. Целью данного раздела является упрощенный расчет планового графика капитальных ремонтов основного оборудования электростанций (турбо- и гидроагрегатов) на базе системы планово-предупредительных ремонтов. В рамках курсового проекта не рассматривается задача анализа результатов диагностики оборудования электрических станций и сетевых предприятий, которая позволяет уточнить план-график организации ремонтной компании.

При планировании ремонтов используются следующие основные нормативы, разработанные для различного типа и параметров оборудования:

  •  периодичность и очередность проведения ремонтов;
  •  нормы простоя в различных видах ремонтов.

Периодичность ремонтов определяется длительностью ремонтного цикла, представляющего собой время эксплуатации между двумя капитальными ремонтами, а очередность проведения различных видов ремонта (капитального – КР, среднего – СР, текущего – ТР) задается структурой ремонтного цикла.

Время простоя энергооборудования в капитальном ремонте для упрощения расчетов может быть принято следующим образом: блоки КЭС – 2 месяца, блоки ТЭЦ – 1 месяц, агрегаты ГЭС – 1 месяц.

Для углубленной проработки плана ремонтов основного оборудования электростанций преподавателем могут быть заданы сроки проведения предшествующих ремонтов оборудования, т.е. ремонтный цикл каждого агрегата должен быть привязан к календарным годам эксплуатации.

Последовательность расчетов по месяцам планируемого года.

  1.  Определяется требуемая (диспетчерско-располагаемая) максимальная мощность ЭЭС на основе максимальной нагрузки потребителей энергосистемы и величины необходимого резерва мощности по месяцам расчетного периода:

 

Располагаемая ремонтная мощность энергосистемы определяется как разность между суммарной установленной мощностью энергосистемы и требуемой располагаемой мощностью:

  1.  В пределах этой мощности для каждого месяца может планироваться вывод в ремонт энергетического оборудования исходя из следующих принципов:
  •  располагаемая ремонтная площадь энергосистемы () не должна быть меньше потребной ремонтной площади , т.е. ;
  •  при невыполнении предыдущего условия необходимо решать дополнительно вопросы следующего характера. Возможно ли покрытие части максимальной нагрузки потребителей энергосистемы за счет перетоков? Допустимо ли изменение состава выводимого в ремонт оборудования в сторону уменьшения? Возможно ли снижение резервной мощности в период ремонтов и др.?
  •  свободную мощность ГЭС рекомендуется использовать в качестве местного резерва этих электростанций, так как она не обеспечена энергоресурсом (наличие свободной мощности выявляется в процессе расчетов приходной части энергетического баланса энергосистемы). Ремонт агрегатов ГЭС нецелесообразно проводить в период паводка;
  •  капитальные и средние ремонты агрегатов ТЭЦ следует планировать на летний период года, когда существенно снижаются тепловые нагрузки энергосистемы. При этом следует обратить внимание на перераспределение тепловой нагрузки между блоками, в результате которого загружаются агрегаты с большими расчетными отборами (остальные агрегаты в летний период, как правило, не работают);
  •  при выводе в ремонт блоков ТЭЦ возможно возникновение дефицита тепловой энергии, поэтому необходимо разработать мероприятия по снижению дефицита либо дать обоснование очередности ввода ограничений по теплу для потребителей;
  •  для наиболее мощных энергоблоков КЭС ремонты предусматриваются в периоды наибольшего снижения максимальных нагрузок энергосистемы – это может быть летний и частично весенне-осенний периоды;
  •  свободная площадь энергосистемы должна быть представлена в виде отдельного графика  = f(t), в который вписываются требуемые ремонтные площади;
  •  окончательный план-график ремонтов оборудования ЭК может быть составлен только после оптимизации энергетического баланса.

Представление результатов (табл. 6). План-график ремонтов оборудования энергосистемы должен быть представлен в виде таблицы или диаграммы для расчетного периода.

Таблица 6

План-график ремонтов основного оборудования ЭЭС

№Наименование оборудованияМесяцы расчетного периодаДлительность,дниКалендарные даты ремонта123 и т.д.началоокончание1ГА № 13015.0114.022ГА № 63030.1131.123БЛ. № 5–КЭС6001.0628.074ПТ-50-90–ТЭЦ3029.0728.08

  1.  Оптимизация энергетического баланса (спроса-предложения)

6.1. Покрытие приходной части баланса

Порядок расчета. Целью данного раздела курсового проекта является определение места каждой электростанции в общем графике нагрузки ЭЭС для покрытия приходной части энергетического баланса.

Для покрытия нагрузки рекомендуется следующий порядок рассмотрения участия различных типов станций в суточном балансе максимальной мощности:

  •  в базовую часть суточного графика нагрузки вписывается вынужденная составляющая ГЭС (по условиям обеспечения требований водохозяйственного комплекса);
  •  в базовую часть ГН вводятся теплофикационная и вынужденная конденсационная мощности ТЭЦ;
  •  определятся режим использования свободной располагаемой энергии ГЭС (без базовой мощности);
  •  далее по критерию минимальных затрат определяется последовательность загрузки КЭС и конденсационная дополнительная мощность ТЭЦ.

При решении этой задачи по данным суточного зимнего и летнего графиков нагрузки необходимо построить интегральные кривые нагрузки (ИКН).

Для этого нужно предпринять следующее:

  •  график нагрузки поделить на горизонтальные зоны, соответствующие ступеням изменения нагрузки  и ;
  •  по оси времени для каждой зоны подсчитать продолжительность ее нагрузки в часах, где i = 1 ... n – число временных зон;
  •  определить величину электроэнергии  для каждой зоны;
  •  произвести последовательное суммирование (нарастающим итогом) полученных значений электроэнергии для каждой зоны .

Представление результатов (табл. 7).

Таблица 7

Расчет ИКН

№ временной зоны12…n

По данным табл. 7 строятся интегральные кривые нагрузки  = f*.

__________________

* Порядок построения ИКН изложен в п. 6.2.

Выработка электроэнергии откладывается в масштабе по оси абсцисс ИКН, а на оси ординат в соответствующем масштабе – максимальная нагрузка системы. Точке максимальной мощности соответствует суточное потребление электроэнергии системы.

6.2. Определение доли ГЭС в общей выработке ЭЭС

Порядок расчета. При определении доли ГЭС  в базовой части графика нагрузки ЭЭС необходимо разместить вынужденную по условиям работы водохозяйственного комплекса (транспорт, водоснабжение и др.) мощность ГЭС ( ) и определить величину базовой выработки ГЭС:

=·24.

Для размещения оставшейся выработки ГЭС в летнем и зимнем графиках нагрузки ЭЭС следует использовать два следующих критерия:

  •  ГЭС обеспечивает максимальное покрытие пиковой части графика нагрузки;
  •  максимальное использование всего располагаемого энергетического ресурса водотока.

В зависимости от располагаемого энергетического ресурса можно выделить два крайних режима использования свободной энергии ГЭС: покрытие пика нагрузки при малом ресурсе по воде; работа в базовой части графика и при наличии холостых сбросов при большом притоке. Холостые сбросы будут иметь место при условии

>·24.

Для определения места использования свободной мощности ГЭС можно использовать следующий метод.

1 . Построить прямоугольный треугольник, катеты которого равны:

[AB] = –, [BC] = –.

2. Перемещая треугольник ABC по интегральной кривой нагрузки, добиться такого его положения, когда катеты [АВ] и [ВС] параллельны осям абсцисс и ординат соответственно.

На рис. 5 приведены возможные варианты расположения АВС на ИКН: вариант 1 показывает располагаемую мощность ГЭС,  соответст-

Рис. 5. Определение места КЭС и ТЭЦ в общей выработке ЭЭС

вующую подведенному расходу воды; вариант 2 определяет холостые сбросы воды, которые могут быть использованы для производства дополнительной энергии для торговли на ОРЭМ; вариант 3 – отрезок [АE] – неиспользованная мощность ГЭС.

Положение ABC на ИКН определяет место гидростанции в графике нагрузки  системы.

При решении задачи рекомендуется учитывать следующие факторы (в порядке значимости).

  •  Выработка ТЭЦ в теплофикационном режиме и базовая (вынужденная) мощность ГЭС располагаются в базовой части графика нагрузки.
  •  Принятие решения по загрузке КЭС и ТЭЦ в конденсационном режиме основывается на сравнении их характеристик относительных приростов в натуральном или стоимостном выражении.
  •  Наличие связи с оптовым рынком требует обоснования экономической целесообразности закупок на нем энергетической продукции. На начальном этапе разработки бизнес-плана экономические показатели собственного производства еще не определены, поэтому за основу формирования баланса может быть принята стратегия, когда баланс в первую очередь обеспечивается загрузкой собственных источников.

Представление результатов. Итогом расчета приходной части планового энергобаланса являются оценка степени загрузки генерирующих мощностей энергокомпании, величины проданной и покупной мощности и энергии ЭЭС (табл. 8) и уточненный график нагрузки  = f(t) с указанием места и доли выработки каждой электростанции, резервов, ремонтов, доли оптового рынка для зимнего и летнего дней.

Таблица 8

Форма 1. Баланс поставок электрической энергии, тепла и мощности

№ п/пНаименованиеКвартал Итого12341.Поставки электрической энергии, млн. кВт·ч     1.1.Отпуск электроэнергии в сеть от собственных источников     КЭС      ГЭС      ТЭЦ     1.2.Покупная электроэнергия, всего     1.3.Отпуск в сеть, всего     1.4.Потери электроэнергии в сетях     то же % к отпуску в сеть     1.5.Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды     то же % к отпуску в сеть     1.6.Полезный отпуск электроэнергии, всего     2.Поставки тепловой энергии     2.1.Отпуск тепловой энергии с коллекторов      2.2.Потери в тепловых сетях, всего     2.3.Полезный отпуск тепловой энергии, всего     3.Поставки электрической мощности, МВт     3.1.Средняя установленная электрическая мощность электростанций     3.2.Покупка мощности с рынка     3.3.Продажа мощности на рынок     

Для разработки бизнес-плана студентам предлагается заполнить основные формы (упрощенный вариант) в соответствии с рекомендациями по составлению бизнес-планов и программ развития энергосистем, разработанных ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике» по заказу Министерства энергетики Российской Федерации.

Форма № 1 заполняется по кварталам (1-й и 4-й кварталы рассчитываются по графику нагрузки  зимних месяцев, 2-й и 3-й кварталы – летних месяцев). Расчет квартальных значений: , где Эсут – значение суточного показателя (энергии отпущенной с шин, покупной энергии или проданной энергии).

  1.  Планирование топливного баланса ЭК

Топливный баланс разрабатывается по ЭК и отражает потребность в топливе отдельных ЭС на производство электрической энергии и тепла в интервалах: год и квартал. В топливном балансе отражаются общая потребность в условном топливе (т. у. т) в соответствии с полученной в предыдущих расчетах загрузкой блоков тепловых станций и структура топлива, выраженная в натуральных единицах (т. н. т) с учетом видов топлива и их калорийности – газ, мазут, каменный или бурый уголь.

Переходящий остаток топлива на складе на начало и конец расчетного периода в работе учитывается следующим образом:

– запас на начало летнего периода – 25 % от объема периода;

– запас на начало зимнего периода – 10 % от объема периода;

– запас на начало года принимаем равным остатку на конец планируемого года, т.е. считаем, что количество топлива в планом году соответствует количеству топлива в прошлом и последующем годах.

Распределение общего расхода топлива между отпускаемыми электроэнергией и теплом ТЭЦ. Задача разделения расхода топлива на отпускаемые от ТЭЦ электроэнергию и тепло связана с определенными трудностями при реализации различных условных приемов (физический, эксергетический, их аналоги и др.). По существу, рекомендуемые приемы имеют те или иные термодинамические ошибки, оказывающие различное влияние на распределение топлива по видам энергии (в сторону их завышения или занижения) и, соответственно, на распределение издержек электростанций. Так, физический метод (отменен в 1996 году) завышал расходы топлива на тепло. Эксергетический метод, разработанный ОАО «Фирма ОРГРЭС», существенно завышает затраты топлива на электрическую энергию. Доработка эксергетического метода фирмой ОРГРЭС позволила исключить ряд термодинамических ошибок в «новом методе» или «аналоге эксергетического метода», однако и в нем экономия от перераспределения топлива по видам энергии отнесена в значительной степени на тепло. Однако в настоящее время наличие конкуренции на рынках как электрической, так и тепловой энергии обусловливает изменение подходов к выбору рыночных методов, позволяющих иначе перераспределять экономию от комбинированного производства между видами энергии.

В курсовом проекте предложен «энергетический метод», 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. Таким образом, определяются следующие показатели.

1. Суммарный расход топлива (В), соответствующий загрузке блоков ТЭЦ, который разносится на тепловую и электрическую энергию в соотношении 0,5 : 0,5.

  1.  Удельные расходы условного топлива на отпуск электроэнергии с шин и тепла с коллекторов ТЭЦ:

– электроэнергии  = /, г у. т/кВт·ч;

– тепла  = /, кг у. т/Гкал.

3. Удельные расходы топлива на производство электрической энергии:

– в теплофикационном режиме , г у. т/кВт·ч,

где  – удельный расход тепла теплофикационного режима – может быть принят равным 1000 ккал/(кВт·ч);

– в конденсационном режиме

,

где , – суммарный расход на производство электроэнергии и расход топлива в конденсационном режиме; Этф и Экн – производство электроэнергии в теплофикационном и конденсационном режимах.

В рамках курсового проекта для задачи текущего планирования приняты 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 водогрейных котлов и сетевых насосов ТЭЦ);
  •  не учитываются дополнительные расходы тепла при работе конденсаторов с ухудшенным вакуумом;
  •  график нагрузки 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 равным 97,5…98 %.

6. Коэффициенты полезного действия ТЭЦ по отпуску:

– электроэнергии  = 123/·100, %;

– тепловой энергии  = 143/, %.

В расчетах приняты следующие тепловые эквиваленты:

1 кг у. т  7000 ккал;

860 ккал  1 кВт·ч

Если в структуре топливного баланса используется газ, в приходной части его количество выражено тыс. м3.

Представление результатов (табл. 9 и 10).

Таблица 9

Форма 2.1. План по топливу. Потребность в топливе (по видам) на электростанциях

№ п/пНаименованиеКвартал Итого12341.Отпуск электроэнергии с шин ЭС, млн кВт·ч по теплофикационному циклу по конденсационному циклу2.Отпуск тепла с коллекторов источников, тыс. Гкал3.Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, т у. т./кВт·ч3.1.ТЭЦ:по теплофикационному циклу по конденсационному циклу 3.2.КЭС4.Удельный расход топлива на отпуск теплоэнергии, кг у. т./ Гкал5.Потребность в топливе для производства электроэнергии, всего, тыс. т  у. т.5.1.ТЭЦ5.2.КЭС6.Потребность в топливе для производства теплоэнергии, тыс. т  у. т.7.Суммарная потребность в топливе, тыс. т  у. т. 8.Расход нефтетоплива, всего, тыс. т  у. т. 8.1.ТЭЦ8.2.КЭС9.Расход угля, всего9.2.ТЭЦ9.1.КЭС из них по видам угля9.А.Расход каменного угля, всегоТЭЦКЭС9.Б.Расход бурого угля, всего

Окончание табл. 9

№ п/пНаименованиеКвартал Итого12349.Б.1.ТЭЦ9.Б.2.КЭС10.Расход прочих видов топлива, всего, тыс. т у. т.10.1.ТЭЦ10.2.КЭС

Таблица 10

Форма 2.2. План по топливу (расчет стоимости топлива для ЭК)

№ п/пНаименованиеКварталИтого12341.Потребление нефтетоплива, всего12.Закупка нефтетоплива, всего23.Цена нефтетоплива4.Стоимость нефтетоплива5.Потребление угля, всего, в т.ч. по видам:каменныйбурый 6.Закупка угля, всего, в т.ч. по видам:каменныйбурый 7.Цена угля (по видам), в т.ч. по видамкаменныйбурый 8.Стоимость угля, в т.ч. по видам:каменныйбурый 9Стоимость топлива, всего

  1.  Расчет себестоимости единицы энергии 

Порядок расчетов. Целью данного раздела курсового проекта является обобщение технических и экономических показателей работы ЭК, когда себестоимость производства, передачи и распределения единицы энергии в энергосистеме определяется стратегией использования ресурсов и управления режимами работы энергетических предприятий.

Основными документами по планированию и учету затрат энергоснабжающей организации являются:

1) смета затрат, которая формируется из статей расходов;

2) калькуляция себестоимости энергии.

Расчеты производятся в соответствии с Инструкцией по планированию, учету и калькуляции себестоимости электрической и тепловой энергии в энергоснабжающей организации и на электростанциях, затрат на передачу и распределение энергии в электрических и тепловых сетях, а также Инструкцией по организации раздельного учета расходов организаций, связанных с энергоснабжением потребителей, производством электрической и тепловой энергии, обеспечением электрических связей и передачей энергии.

В рамках данного курсового проекта основой расчета издержек и себестоимости единицы энергии является формирование экономических элементов «Сметы затрат на производство, передачу и распределение энергии». Для упрощения расчетов предлагается принять следующую структуру издержек: топливо, заработная плата, начисления на заработную плату, амортизация, отчисления в ремонтный фонд, прочие издержки.

Ниже представлены расчетные выражения для определения составляющих издержек электростанций, не рассчитанных в других формах:

  •  издержки на заработную плату  = , руб;
  •   – начисления на заработную плату (социальное и медицинское страхование, отчисления в Пенсионный фонд и Фонд занятости) – 26,2 % от заработной платы;
  •  амортизация  = /100·103, руб;
  •  отчисления на ремонт (отчисления в ремонтный фонд учитывают все виды затрат в соответствии с их классификацией – капитальные, средние, текущие, типовые и сверхтиповые и т.д.)  = /100·103, руб;
  •  прочие издержки: = 0,2…0,25+++, руб.

В приведенных выше выражениях использовались следующие условные обозначения: – удельные капитальные вложения, руб/кВт; – установленная мощность, МВт; , – норма отчислений на амортизацию (на реновацию) и на ремонт соответственно, %;  – штатный коэффициент, чел/МВт;  – средняя заработная плата на одного человека за период, руб;  – районный коэффициент (по заработной плате).

Все перечисленные статьи затрат относятся к условно-постоян-ным:

 = ++++, руб.

Себестоимость единицы электрической энергии КЭС, отпущенной с шин:

 = , коп/кВт·ч.

Себестоимость единицы электрической энергии ГЭС:

 = , коп/кВт·ч.

Расчет себестоимости энергии ТЭЦ. Проблема разнесения издержек такого комплексного объекта, как ТЭЦ, по видам продукции остается актуальной и сегодня. По существу, это отдельная самостоятельная задача, которая может быть проработана в курсовой работе по заданию преподавателя.

Ниже приведена последовательность расчета себестоимости единицы электрической и тепловой энергии ТЭЦ, где по энергетическому методу расход топлива распределен между видами энергии. С учетом соотношений расходов топлива распределяются условно-постоянные издержки ТЭЦ и определяется себестоимость единицы электрической энергии, отпущенной с шин ТЭЦ:

 = (+/)102/, коп/кВт·ч.

Себестоимость производства единицы тепловой энергии, отпущенной с коллекторов:

 =  , руб/Гкал.

Если по вариантам исходных данных заданы уточненные параметры тепловой энергии ТЭЦ, в предыдущем выражении рекомендуется использовать приведенное значение отпуска теплоэнергии с коллекторов ТЭЦ с учетом дифференциации энергетической ценности горячей воды и пара различных параметров:

 = , руб/Гкал,

где – отпуск тепловой энергии ТЭЦ соответствующих параметров без учета ценности отпускаемых пара и горячей воды;  – безразмерные коэффициенты.

Расчет себестоимости энергии (на стадиях планирования и отчетности) выполняется на год и кварталы.

В табл. 11 приведены значения безразмерных коэффициентов, корректирующих отборы тепла с учетом его ценности. По решению региональной энергетической комиссии значения коэффициентов могут меняться в зависимости от особенностей энергоснабжающей организации.

Таблица 11

Коэффициенты отборов тепла

№ п/пКоэффициентДавление пара, кгс/см2Значение11.2…2.51,022.5…7.01,237.0…131,294>131,455Острый и редуцированный1,6

Определение себестоимости энергии по энергосистеме. 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:

=, коп/кВт·ч.

где + – энергия, отпущенная в сеть от собственных электростанций и покупная энергия;  – коэффициент, учитывающий увеличение издержек ЭЭС на долю общесистемных затрат, отнесенных на электроэнергию (может быть принят равным =1,2);   – коэффициент, учитывающий величину расхода электроэнергии на технологический транспорт;  – издержки предприятий электрических сетей на передачу энергии.

Издержки на передачу электрический энергии содержат ту же структуру постоянных затрат, что и издержки ЭЭС. Удельные показатели – капитальные вложения (), штатный коэффициент () в исходных данных заданы на 100 условных технических единиц (УТЕ), учитывающих сложность управления объектом. За 1 УТЕ принята сложность управления 1 километром одноцепной высоковольтной линии 110 кВ на металлических и железобетонных опорах. При углубленной проработке этого вопроса объем ПЭС в условных единицах рассчитывается с учетом протяженности сетей, уровней напряжения, технических параметров высоковольтной линии и подстанций. Сложность управления 1 МВт приведенной установленной мощности электрической станции соответствует по сложности управления 100 УТЕ электрической сети.

Себестоимость единицы тепловой энергии, полезно отпущенной потребителям энергосистемы от ТЭЦ:

 =  руб/Гкал,

где  – коэффициент, учитывающий увеличение издержек ЭЭС на долю общесистемных затрат, отнесенных на тепловую энергию (для ориентировочных расчетов можно принять =1·1);   – коэффициент, учитывающий величину расхода тепловой энергии на технологический транспорт ( = 5...7 %).

Для дефицитных АО-Энерго. Выработка электрической энергии ТЭЦ определяется на основе минимизации затрат на производство электрической энергии по переменной составляющей удельных затрат с учетом обеспечения технологического минимума нагрузки ТЭЦ в теплофикационном режиме:

– если переменная составляющая затрат на производство 1 кВт·ч электрической энергии по конденсационному циклу собственных ТЭЦ АО-Энерго выше отпускного тарифа электрической энергии (переменной составляющей) с ФОРЭМ, объем покупки с ФОРЭМ должен быть максимальным, а выработка электрической энергии по конденсационному циклу и нагрузка собственных станций – минимальна (сверх вынужденной конденсационной выработки);

– если переменная составляющая затрат на производство 1 кВт·ч электрической энергии по конденсационному циклу ниже отпускного тарифа электрической энергии (переменной составляющей) с ФОРЭМ, выработка электрической энергии по конденсационному циклу и нагрузка собственных ТЭЦ должны быть максимальны.

Таким образом, переменная составляющая затрат на производство 1 кВт·ч электрической энергии по конденсационному циклу (руб/МВт·ч или коп/кВт·ч) ТЭЦ сравнивается с отпускным тарифом оптового рынка. При ее оценке учитывается топливная составляющая производства электроэнергии в конденсационном режиме, увеличенная на коэффициент, учитывающий все оставшиеся переменные издержки (воду, химические реагенты и др.), величина которого составляет в среднем 1,1. Топливная составляющая производства энергии в конденсационном режиме определяется величиной удельного расхода условного топлива конденсационного режима и цены топлива. В результате решается вопрос о целесообразности производства электрической энергии на ТЭЦ в конденсационном режиме.

Для дефицитных АО-Энерго в курсовом проекте определяется объем покупной электрической энергии и мощности для зимнего и летнего периодов в соответствии с расчетами приходной части баланса мощности и энергии. Необходимо, кроме того, учесть возможности энергосистемы в наличии собственных резервных мощностей и проведении ремонтной компании.

Для избыточных АО-Энерго. Для избыточных энергосистем особую значимость приобретает стратегия энергокомпании на рынке электроэнергии, так как на первый план выходят такие экономические критерии, как максимум прибыли.

Для таких энергокомпаний необходимо сформировать предложения по продаже свободных объемов энергии на ОРЭМ и их стоимости. С учетом необходимости формирования стоимости единицы мощности и энергии в работе могут быть приняты следующие допущения:

– постоянные издержки и прибыль ТЭС относятся на мощность;

– переменные издержки – на энергию.

По ГЭС в связи с недостаточной проработанностью механизмов рентных платежей, в том числе водного налога, условно-постоянные издержки переносятся на мощность и энергию в соотношении 0,95 : 0,05. Нормативная прибыль учитывается аналогично ТЭС.

Представление результатов (табл. 12). После заполнения табл. 12 необходимо сделать вывод о правильности тарифной политики в энергокомпании и соотношении себестоимости станций с действующим тарифом (например, для избыточной ЭК величина фактической рентабельности может быть значительна выше плановой, что приведет к увеличению доли налогооблагаемой прибыли).

Таблица 12

Форма 3. Прогноз валовой выручки от производства и сбыта электроэнергии

№ п/пНаименованиеЕд. изм.Итого за год1.Смета затрат на производство и реализацию продукции (электроэнергия)  1.1.Материальные расходы:тыс. руб 1.1.1.   – топливо всеготыс. руб 1.1.1.1.   – угольтыс. руб 1.1.1.2.   – газтыс. руб 1.1.1.3.   – нефтетопливотыс. руб 1.1.2.   – ремонттыс. руб 1.1.2.1   – отнесенные на КЭСтыс. руб 1.1.2.2   – отнесенные на ТЭЦтыс. руб 1.1.2.3   – отнесенные на ГЭСтыс. руб 1.1.2.4   – отнесенные на РЭСтыс. руб 1.2.Амортизация1.3.Расходы на оплату труда (включая ЕСН, 26,2%)тыс. руб 1.3.1   – персонала КЭСтыс. руб 1.3.2   – персонала ТЭЦтыс. руб 1.3.3   – персонала ГЭСтыс. руб 1.3.4   – персонала РЭСтыс. руб 1.4.Прочие эксплуатационные расходытыс. руб 2.Основные доходытыс. руб2.1.Доход от продажи электроэнергии собственным потребителямтыс. руб2.2.Доход от продажи мощности собственным потребителямтыс. руб2.3.Доход от продажи теплоэнергии собственным потребителямтыс. руб3.Прочие доходы и расходытыс. руб 3.1.Прочие ДОХОДЫ – проданная энергия и мощность на ОРЭМтыс руб 

Окончание табл. 12

№ п/пНаименованиеЕд. изм.Итого за год3.2. Прочие РАСХОДЫ – покупная энергия и   мощность на ОРЭМтыс. руб 4.Расходы из прибыли  4.1. Валовая прибыльтыс. руб  в том числе:  4.1.А   – относимая на энергиютыс. руб 4.1.Б   – относимая на мощностьтыс. руб 4.2. Прибыль (убыток) до налогообложениятыс. руб 4.3. Текущий налог на прибыльтыс. руб 4.4. ЧИСТАЯ (нераспределенная) прибыль тыс. руб 5.Калькуляция себестоимости5.1. Себестоимость электроэнергии:5.1.1. КЭСкоп/кВт·ч5.1.2.1 Теплофикационный режим ТЭЦкоп/кВт·ч5.1.2.1 Конденсационный режим ТЭЦкоп/кВт·ч5.1.3. ГЭСкоп/кВт·ч5.2. Себестоимость теплоэнергиируб/Гкал5.3. Средняя себестоимость по энергосистемекоп/кВт·ч6.Оценка приемлемости расчетных уровней тарифов  6.1. Одноставочный тариф на электроэнергию руб/тыс. кВт·ч 6.2. Средневзвешенная цена на энергиюруб/тыс. кВт·ч 6.3. Средневзвешенная цена на мощностьруб/тыс. кВт·ч 7.Фактическая рентабельность 7.1. Продажа электрической энергии%7.2. Продажа тепловой энергии%7.3. Продажа мощности%

Пояснения к табл. 12.

  •  Доход от продажи энергии определяется как Дэ/э = Эп о3Тэ/э, где Т – тариф на энергию (T = S+Re, где S – себестоимость по ЭЭС без учета покупной/проданной энергии на ОРЭМ, Re – норма рентабельности, заданная в исходных данных). Доход от продажи тепловой энергии определяется аналогично. Доход от продажи мощности ДN = NрабТN, где Nраб – мощность, выданная потребителям внутри ЭЭС.
  •  Налогооблагаемая прибыль рассчитывается как разница между полными доходами и расходами ЭК, в том числе и от деятельности на ОРЭМ.
  •  Налог на прибыль принимается действующим в настоящий момент в РФ.
  1.  Составление бюджетов

В последнем разделе разработки бизнес-плана студентам необходимо рассчитать бюджет энергокомпании на основе составленной производственной и ремонтной программы. Бюджет фирмы – это конкретный, детальный финансовый план, т.е. выраженное в цифрах запланированное на будущее финансовое состояние фирмы, т.е. выражение результатов маркетинговых исследований и производственных планов, необходимых для достижения поставленных целей.

В основе бюджетирования лежит общий бюджет, который представляет собой скоординированный по всем подразделениям или функциям план работы для компании в целом. Он представляется в виде финансовых документов, таких как БДР (бюджет доходов и расходов), БДДС (бюджет движения денежных средств) и ББЛ (расчетный баланс). В рамках курсового проекта студентам необходимо составить БДДС и БДР.

Бюджет доходов и расходов. Составление бюджета доходов и расходов (или прогнозного отчета о прибылях и убытках) является «выходной формой» операционного бюджета. В этом документе рассчитывается плановое значение: объем продаж от реализации отгруженной покупателям продукции, себестоимость реализованной продукции, коммерческие и управленческие расходы, расходы финансового характера (проценты по долгам), налоги к уплате и др. льшая часть исходных данных берется из операционных бюджетов (в курсовом проекте вместо операционных бюджетов используются соответствующие разделы бизнес-плана).

Бюджет движения денежных средств. Главная задача бюджета движения денежных средств  — проверить реальность источников поступления средств (притоков) и обоснованность расходов (оттоков), синхронность их возникновения, определить возможную величину потребности в заемных средствах. В течение бюджетного периода потребность в денежных средствах может существенно изменяться. Возможна ситуация, когда показатели БДДС свидетельствуют о достаточной ликвидности организации к концу бюджетного периода, а план с разбивкой по кварталам (месяцам, декадам, неделям) может показать недостаток денежных средств в один или несколько моментов периода. Поэтому важно отслеживать ожидаемые поступления и платежи во временном разрезе.

БДДС отражает притоки и оттоки денежных средств по текущей, инвестиционной (в курсовом проекте инвестиционная деятельность не рассматривается) и финансовой деятельности, которые предполагается получить в течение бюджетного периода (одного года с разбивкой по кварталам). Сальдо по каждому виду деятельности образуется как разность итоговых величин разделов доходной части плана и соответствующих разделов расходной части (табл. 13).

Представление результатов (табл. 13 и 14).

Таблица 13

Форма 4. Бюджет доходов и расходов ЭК

СтатьяЕдиница измеренияв т.ч. по кварталам1-й квартал2-й квартал3-й квартал4-й кварталДОХОДЫ     1. Основная деятельность1.1.Поступления в счет реализации электроэнергии тыс. руб.    1.2.Поступления в счет реализации теплоэнергиитыс. руб.    1.3.Поступления в счет реализации мощноститыс. руб.    ИТОГО доходов по основной деятельноститыс. руб.    

Окончание табл. 13

СтатьяЕдиница измеренияв т.ч. по кварталам1-й квартал2-й квартал3-й квартал4-й кварталВСЕГО РАСХОДОВ.    1. Основная деятельность1.1.Расходы по приобретению топливатыс. руб.    1.1.1.уголь (кам.)тыс. руб.    1.1.2.уголь (бур.)тыс. руб.    1.1.3.мазуттыс. руб.    1.1.4.газтыс. руб.    1.2.Услуги по ремонтамтыс. руб.    1.3Энергия всех видов со сторонытыс. руб.    1.3.1Оплата покупной энергии на ОРЭМтыс. руб.    1.3.2Оплата покупной мощности на ОРЭМтыс. руб.    1.4.Прочие услугитыс. руб.    1.5.Оплата трудатыс. руб.    1.6.Единый социальный налогтыс. руб.    ИТОГО расходов от основной деятельноститыс. руб.     Сальдо по основной деятельноститыс. руб.    

Таблица 14

Форма 4. Бюджет движения денежных средств

СтатьяПериод Итого1-й квартал2-й квартал3-й квартал4-й кварталОстаток на начало периодаВСЕГО ПОСТУПЛЕНИЙ1. Основная деятельность1.1.Поступления в счет реализации электроэнергии (в том числе и на ОРЭМ)1.2.Поступления в счет реализации теплоэнергии1.3.Поступления в счет реализации мощности (в том числе и на ОРЭМ)ИТОГО поступлений по основной деятельностиВСЕГО РАСХОДОВ1. Основная деятельность1.1.Расходы по приобретению топлива1.2.Услуги по ремонтам1.3.Энергия всех видов со стороны1.3.1Оплата покупной мощности на ОРЭМ1.3.2Оплата покупной энергии на ОРЭМ1.4.Прочие услуги1.5.Оплата труда1.6.Единый социальный налогИТОГО расходов от основной деятельности2. Финансовая деятельность2.1 Кредит2.1.1.в т.ч. долгосрочные кредиты

Окончание табл. 14

СтатьяПериод Итого1-й квартал2-й квартал3-й квартал4-й квартал2.2. Проценты по кредитам 2.2.1.в т.ч. по долгосрочным кредитам2.2.2.в т.ч. по краткосрочным кредитамИТОГО расходов от финансовой деятельностиИТОГО расходов Остаток денежных средств на конец периода

Пояснения к таблице 13.

  1.  Схема поступлений денежных средств за электроэнергию:

В комунально-бытовом секторе:

  •  в текущем квартале – 50 %;
  •  в следующем квартале – 40 %;
  •  остаток – безвозвратные потери.

В промышленности:

  •  в текущем квартале – 90 %;
  •  в следующем квартале – 8 %;
  •  остаток – безвозвратные потери.

Схема поступлений денежных средств за теплоэнергию:

  •  в текущем квартале – 75 %;
  •  в следующем квартале – 22 %;
  •  остаток – безвозвратные потери.

Схема поступлений денежных средств за мощность:

  •  в текущем квартале – 95 %;
  •  в следующем квартале – 5 %.
    1.  Остаток денежных средств на конец периода переходит на начало следующего периода.
      1.  Если количество расходов превышает количество доходов за период и остаток на начало периода, то необходимо взять кредит (взятие кредита необходимо обосновать):
        •  краткосрочный кредит берется для закупок сырья, выплаты зарплаты, покупки энергии и мощности. Ставка  кредитования 12 % годовых. Период кредитования не более двух кварталов;
        •  долгосрочный кредит берется для ремонтов. Ставка кредитования 10 % годовых. Период кредитования от двух кварталов.
      2.  Оплата топлива производится по следующей схеме:
        •  75 % от величины к закупке в текущем квартале;
        •  25 % в следующем квартале.
  1.  Корректировка бизнес-плана для достижения целевых показателей эффективности

Порядок расчета. В качестве показателей эффективности могут быть рентабельность собственного капитала, оплата поставленной электроэнергии, коэффициент срочной ликвидности, процент оплаты услуг по передаче электроэнергии, выработка на одного работающего и др.

Выбор показателей зависит:

  •  от стратегических целей компании;
  •  особенностей (технологического цикла) компании;
  •  показателей эффективности холдинга и др.

Представление результатов. В курсовом проекте студентам предлагается следующий набор показателей эффективности:

  1.  фактическая рентабельность (величина не более 18–20 %);
    1.  остаток денежных средств на конец года (задается индивидуально).

Студентам необходимо предложить мероприятия по достижению показателей эффективности. Например, если величина фактической рентабельности больше ПЭ, могут быть использованы следующие мероприятия: увеличен ремонтный фонд или создан инвестиционный фонд и др.; при более низком показателе фактической рентабельности могут быть сокращены различные статьи затрат (программа сокращения издержек должна быть обоснована). Рекомендуется провести укрупненный расчет некоторых из предлагаемых мероприятий.

Заключение

После проведения всех расчетов студентам необходимо составить «резюме» бизнес-плана, отражающее все особенности деятельности ЭК, основные показатели и направления развития компании в целом.

Приложение 1

Задание на курсовой проект

«БИЗНЕС-ПЛАНИРОВАНИЕ И ПЛАНИРОВАНИЕ ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ»

Студент:__________

Группа:___________

ВАРИАНТ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

  1.  Характеристики потребителей (табл. 1).

ПотребительМеталлургияКрупная промыш-ленностьМелкая промыш-ленностьЭлектри-ческий  транспортKомму-нально-бытоваяЗимний мак-симум нагруз-ки (МВт)

  1.  Коэффициент летнего снижения максимума нагрузки ______
  2.  Коэффициент сетевых электрических потерь ____
  3.  Структура генерирующих мощностей энергосистемы (табл. 2)

Тип станцииТЭЦКЭСГЭСЭлектрической сетиВариант исходных данныхВид топлива Цена топлива с НДС франко-шахта, руб./тТеплотворная способность топлива, ккал/кг

  1.  Коэффициент летнего снижения тепловой нагрузки на ТЭЦ ____
  2.  Тариф на покупную энергию на оптовом рынке

Тарифные ставкиЗа максимальную мощность руб./кВт·чЭлектроэнергия руб./кВт·ч

  1.  Нормативная рентабельность ____________________
  2.  Величина остатка на начало периода ______________
  3.  Величина остатка на конец года __________________

Приложение 2

Уравнения энергетических характеристик турбоагрегатов ТЭЦ

№ п/пТипоразмеры турбинУравнения энергетических характеристикТурбины с регулируемыми отборами и конденсацией1Т-250–240Qр = 350 Гкал/чPотб(р) = 1,2 атаQт = 50 + 0,88Nтф + 1,7Nкн + Qотб Гкал/чNтф = 0,765Qотб – 38 МВт2Т-100–130Qр = 160 Гкал/чPотб(р) = 2,5 атаQт = 15 + 0,87Nтф + 1,96Nкн + Qотб Гкал/чNтф = 0,614Qотб – 8,2 МВт3Т-170–130Qр = 270 Гкал/чPотб(р) = 1,2 атаQт = 31 + 0,88Nтф + 1,84Nкн + Qотб Гкал/чNтф = 0,614 Qотб – 22 МВт4Т-50–130Qр = 85 Гкал/чPотб(р) = 0,7 атаQт = 9 + 0,87Nтф + 2,06Nкн + Qотб Гкал/чNтф = 0,61 Qотб – 4,15 МВт5Т-50-90Qр = 144 Гкал/чPотб(р) = 1,2 атаQт = 10 + 0,88Nтф + 2,22Nкн + Qотб Гкал/чNтф = 0,454 Qотб – 3,64 МВтТурбины с двумя регулируемыми отборами пара и конденсацией6ПТ-50–130/7QI = 80 Гкал/чQII = 40 Гкал/чРотбI = 7,0 атаРотбII = 2,5 атаQт = 15 + 0,87Nтф + 2,0Nкн + QотбI + QотбII Гкал/чNтф = 0,205QотбI + 0,61QотбII – 8,7 МВт7ПТ-50–130/18QI = 70 Гкал/чQII = 45 Гкал/чРотбI = 18.0 атаРотбII = 1,2 атаQт = 12 + 0,87Nтф + 1,99Nкн + QотбI + QотбII Гкал/чNтф = 0,349QотбI + 0,614QотбII – 8,7 МВт8ПТ-50–90/13QI = 89 Гкал/чQII = 57 Гкал/чРотбI = 8,0…13,0 атаРотбII = 2,5 атаQт = 12 + 0,88Nтф + 2,1Nкн + QотбI + QотбII Гкал/чNтф = 0,205QотбI + 0,41QотбII – 1,88 МВтТурбины с противодавлением9Р-100–130/1.2Qр= 248 Гкал/чРк(р)= 1,2 атаQт = 1,4 + 0,9Nтф+Qотб Гкал/чNтф = 0,463Qотб – 21,5 МВт

Окончание таблицы

№ п/пТипоразмеры турбинУравнения энергетических характеристикТурбины с регулируемыми отборами и конденсацией10Р-50–130/13Qр= 216 Гкал/чРк(р)= 13 атаQт = 0,9 + 0,87Nтф + Qотб Гкал/чNтф = 0,275Qотб – 9,3 МВт11Р-50–90/10Qр= 236 Гкал/чРк(р)= 10 атаQт = 0,86 + 0,88Nтф + Qотб Гкал/чNтф = 0,249Qотб – 8,8 МВт

Приложение 3

Уравнения энергетических характеристик конденсационных турбин

№ п/пТипоразмеры турбинУравнения энергетических характеристикТурбины с регулируемыми отборами и конденсацией1K-800–240t0 = 560 °СР0= 240 атаQт = 45 + 1,77N2K-500–240t0 = 540 °СР0= 240 атаQт = 40 + 1,76N3K-300–240t0 = 565 °СР0= 240 атаQт = 42.95 + 1,7N + 0,19 (N – 260)4K-200–130t0 = 565 °СР0= 130 атаQт = 29,5 + 1,81N + 0,15(N – 173)5K-150–130t0 = 565 °СР0= 130 атаQт = 20 + 1,89N6K-100–130t0 = 565 °СР0= 130 атаQт = 15 + 2,0N7K-100–90t0 = 585 °СР0= 90 атаQт= 15 + 2,1N, Гкал/ч

Приложение 4

Характеристики КПД котельной установки

1 «Потребление топлива» – количество топлива в натуральных единицах, необходимое для производства энергии. В курсовом проекте не учитывается потребность в нефтетопливе ТЭС для розжига котлов.

2 «Закупка топлива» – количество топлива, которое необходимо закупить для производства с учетом складских запасов (во 2-м и 3-м кварталах величина запасов на начало квартала составляет 25 %, в 1-м и 4-м квартале – 10 %).

3 Значения для летних и зимних периодов разные.

← Предыдущая
Страница 1
Следующая →

Бизнес-планирование и планированиехозяйственной деятельности энергетических предприятий Методические рекомендации к выполнению курсового проекта по курсам «Планирование на энергопредприятии» и «Бизнес-планирование и бюджетирование» для студентов специальности 080502 – Экономика и управление на предприятии – в отраслях ТЭК

У нас самая большая информационная база в рунете, поэтому Вы всегда можете найти походите запросы

Искать ещё по теме...

Похожие материалы:

Сохранить?

Пропустить...

Введите код

Ok