Планирование производственной программы ТЭЦ

Министерство  образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное  учреждение

высшего профессионального образования

 

ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт  экономики, управления и права

Кафедра «Экономики и менеджмента»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ПЛАНИРОВАНИЕ  ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРОГРАММЫ ТЭЦ

 

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по  дисциплине

«Экономика  отрасли»

Вариант 3, 5

 

 

 

 

 

Разработал  ст. гр. ЭУП-10-1  ______________  Цогтбаяр Одончимэг

подпись   

 

 

Работу проверила   ______________   Осипова И. М.

подпись    

 

 

Оценка __________

 

Дата  ____________

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Иркутск  2012 г.

3. СОДЕРЖАНИЕ И ПОРЯДОК  ВЫПОЛНЕНИЯ 
ОСНОВНЫХ РАЗДЕЛОВ

3.1. Определение  потребности в электроэнергии  и построение суточного графика  нагрузки для района энергопотребления

3.1.1. Расчет годовой потребности  района в электрической энергии

Годовая потребность в электрической  энергии рассчитывается для следующих  основных групп потребителей в районе:

  1. Основные отрасли промышленности (включая производственное освещение).
  2. Бытовое освещение (квартиры, общественные учреждения, улицы).
  3. Бытовые электрические приборы.
  4. Электрифицированный городской транспорт.
  5. Водопровод и канализация.
  6. Мелкомоторная нагрузка городского хозяйства.

Потребность в электрической энергии промышленностью  рассчитывается по формуле:

Эпром1 = 80 тыс.*2000 кВт=160000 МВт. Ч

Эпром2 = 250 тыс.*2000 кВт=500000 МВт. Ч

Суммпром=160000 МВт. Ч+500000 МВт. Ч=660000 МВт. Ч

Годовое потребление  электроэнергии городским хозяйством и  населением рассчитывается по нормам удельных расходов на одного жителя района:

Эгор1=200 КВт. Ч*400 тыс.чел=80000 МВт. Ч

Эгор2=80 КВт. Ч*400 тыс. чел=32000 МВт. Ч

Эгор3=50 КВт. Ч*400 тыс.чел=20000 МВт. Ч

Эгор4=70 КВт. Ч*400 тыс.чел=28000 МВт. Ч

Эгор5=30 КВт. Ч*400 тыс.чел=12000 МВт. Ч

Суммгор=80000 Мвт+32000 Мвт+20000 Мвт+28000 Мвт+12000 Мвт=172000 Мвт

Годовая потребность в электрической  энергии районом энергопотребления

Эпотр=660000МВт. Ч+172000МВт. Ч = 832000МВт. Ч

3.1.2. Расчет годовых максимумов  нагрузки (по группам потребителей)

Годовой максимум электрической нагрузки отрасли  промышленности (или промышленного  предприятия) определяется как:

Рпром1=160000 МВт. Ч/5518,8 ч = 28,99 МВт

Рпром2=500000 МВт. Ч/6832,8 ч =73,17 МВт

=0,63*8760 =5518,8

=0,78*8760 =6832,8 (общий для обоих предприятий, т.к. коэффициент заполнения годового графика нагрузки одинаков для 2-х предприятий) Годовой максимум электрической нагрузки потребителей городского хозяйства и населения определяется как:

Ргор1=80000МВт. Ч/2000 ч=40 МВт

Ргор2=32000 МВт. Ч/3000 ч= 10,6МВт

Ргор3=20000 МВт. Ч/5000 ч=4 МВт

Ргор4=28000 МВт. Ч/4000 ч=7 МВт

Ргор5=12000 МВт. Ч/4000 ч=3 МВт

СуммРгор=40 МВт+10,6 МВт+4 МВт+7 МВт+3 МВт = 64,6 МВт

Годовой максимум промышленной осветительной  нагрузки можно определить по формуле:

Росвпром1=0,06*28,99 МВт=1,73 МВт

Росвпром2=0,04* 73,17МВт=2,92 МВт

Ррайон=СуммРпром+СуммРгор=64,6МВт+102,16МВт=166,76 МВт

Таблица 1- Сводная таблица электропотребления и максимума нагрузки

Потребители

Выпуск продукции промышленностью  и число жителей района, П,

Норма расхода эл.энергии на ед. продукции или 1 жителя,

, МВт.Ч.

,час.

, тыс. кВт

,%

, МВт

, МВт

=

+

+ , МВт

Промышленность

1

80тыс

2000 КВт. Ч

160000

5518,8

-

6

28,99

1.73

30,72

2

250тыс

2000КВт. Ч

500000

6832,8

-

4

73,17

2,92

76.09

Город

1

400 тыс

200 КВт. Ч

80000

40

-

64.6

2

400 тыс

80 КВт. Ч

32000

10.6

3

400 тыс

50 КВт. Ч

20000

4

4

400 тыс

70 КВт. Ч

28000

7

5

400 тыс

30 КВт. Ч

12000

3


 

 

 

3.1.3. Построение зимнего  суточного графика электрической  нагрузки (по группам потребителей)Таблица 2 - Построение суточного графика электрической нагрузки промышленного производства и города (зима)

Потребители

МВт

Соотношение нагрузок по сменам

3-я смена

1-я смена

2-я смена

0

2

4

6-8

8

10

12

14-16

16

18

20

22-24

Промышленность

1.

30,72

0,8:1:0,9

24.57

30,72

27,64

2.

76,92

1:1:1

76,92

76,92

76,92

107,6

  

86,08

107,6

96,84

96,84

  

96,84

96,84

96,84

Город

1.

  

0ч-0,5 от max

2ч-0,3

4ч-0,2

6ч-0,5

8ч-0,6

10ч-0,4

12ч-0,5

14ч-0,5

16ч-0,5

18ч-0,9

20ч-0,9

22ч-0,7

24ч-0

22,5

8,1

5,4

22,5

27

10,8

22,5

22,5

22,5

24,3

24,3

18,9

2.

  

6

3,6

2,4

6

7,2

4,8

6

6

6

10,8

10,8

8,4

3.

  

2,25

1,35

0,9

2,25

2,7

1,8

2,25

2,25

2,25

4,05

4,05

3,15

4.

  

3,94

2,36

1,58

3,94

4,7

3,2

3,94

3,94

3,94

7

7

5

5.

  

1,69

1,014

0,676

1,69

2,028

1,352

1,69

1,69

1,69

3,042

3,042

2,366

64,6

36,4

21,8

14,6

36,4

43,7

29,1

36,4

36,4

36,4

65,5

65,5

50,9

161,4

  

88,2

73,6

66,4

88,2

101,2

86,6

93,9

93,9

93,9

123

123

108,4


 

3.2. Определение мощности  станции. 
Выбор типа и единичной мощности агрегатов

Зимний максимум электрической  нагрузки определяется по данным расчетной  табл. 10:

=161,4 МВт

 

Летний максимум электрической  нагрузки при выполнении курсовой работы можно принять 75% от зимнего максимума:

, кВт= 121,05 МВт

 

Максимальная электрическая нагрузка станции с учетом потерь в сетях, собственных нужд и связи с районной энергосистемой определяется как:

, кВт,     

 

Рзимаст=(161,4 МВт+(0,13*161,4 МВт))/0,82= 222  МВт     

 

, кВт,  

 

Рлетост=121,05 МВт-(0,2*121,05МВт))/0,82=118 МВт

где и – соответственно величина отдачи в энергосистему или получения мощности из энергосистемы в % от зимнего и летнего максимума нагрузки района.

Выбор типа паровой турбины:

Рзимаст=222 МВт

    1. Турбина ПТ-50-90

Необходимо 5 штуки, т.к. для покрытия 222 МВт необходимо 5*50=250 МВт min

Dотоп=140*5=700 т/час

Dтех=100*5=500 т/час

Dотопмакс=130т/час

Dтехмакс=150т/час

ΔDотоп=700-130=570 т/час

ΔDтех=500-150=350 т/час

ΔD=250-222=28 МВт

 

    1. Турбина ПТ-12-90

Необходимо 19  штук, т.к. для покрытия 222 МВт необходимо 19*12= 228МВт min

Dотоп=25*19=475 т/час

Dтех=35*15=665 т/час

Dотопмакс=130т/час

Dтехмакс=150т/час

ΔDотоп=475-130=345 т/час

ΔDтех=665-150=515 т/час

ΔD=228-222=6 МВт

 

    1. Турбина ПТ-50-130

Необходимо  5 штуки, т.к. для покрытия 222 МВт необходимо 5*50=250 МВт min

Dотоп=86*5=430 т/час

Dтех=115*5=575 т/час

Dотопмакс=130т/час

Dтехмакс=150т/час

ΔDотоп=430-130=300 т/час

ΔDтех=575-150=425 т/час

ΔD=250-222=28 МВт

 

Выбираем паровую турбину  типа ПТ-50-130/13 таких турбин необходимо 4 штуки.

Паропотребление турбины:

Dтех+ Dотоп=430+575=1005 т/час

Производительность котла:

(1005 т/час*1,03)/5=207 т/час

БКЗ-210-5 шт.

3.3. Расчет годовой  выработки электроэнергии и отпуска  тепла

 

Годовая выработка электрической  энергии определяется:

Эвыр. год = Nу* hу,    МВт. Ч,

Эвыр. год=250МВт*7000 час=1 750 000 МВт. Ч

Nу - установленная мощность станции номинальных мощностей установленных на станции тыс. кВт.(50 МВт*5шт=250 МВт).

hу - число часов использования установленной мощности .для районов Сибири - hу = 7000 час.

Годовой расход пара на технологические нужды:

=120 т/час*7000 час = 840 000 т/год

 

То  же на отопление:

=175 т/час*3400час =595 000 т/год           

 

Годовой отпуск тепла:

=840000 т/год*0,6 Гкал/т.пара+595000т/год* *0,55Гкал/т.пара=831250 Гкал/год

 

Теплосодержание отпускаемого тепла  для отопительной и технологической нагрузки соответственно можно принять равным 0.55 и 0.6Гкал/т.пара.

3.4. Определение  капиталовложений в сооружение  электростанции

Капиталовложения в станцию определяются по формуле:

Кст= (11,65+3*6,02+4,4+3*2,37+5,2)*0,85=46,42 млн.у.д.е.       

 

В итоге определяются удельные капиталовложения по проектируемой ТЭЦ:

 = 46,42млн.у.д.е./250 МВт = 185680у.д.е./кВт. 

3.5. Определение  годовых эксплуатационных расходов

Топливо

Годовые затраты тепловой электростанции на топливо можно  определить как:

, у.д.е./год, 

Ит= 493177 т.у.т*7000/7000 ккал/кг*(19,5 у.д.е./тн.т.+0)*(1+0)= 9616951,5 у.д.е./год,

где – калорийность топлива (см. табл. 6) = 7000 ккал/кг;

Эгод=178 МВт*7000 ч = 1 246000 МВт. Ч;

–годовой расход топлива  на электростанции в т. у. т., который определяется в курсовой работе приближенно по топливным характеристикам турбоагрегатов (см. приложение 5) = 3,26*8200 ч + 0,334* 1 246 000 МВт. Ч + 0,0361*1 050 000 т/год + 0,028*442 000 т/год = 26732+416164+37905+12376 = 493177 т.у.т., в том числе

Bq=0,100*1 050 000 т/год+0,083*442 000 т/год =141686 т.у.т.

–прейскурантная цена топлива (см. табл.6) = 19,5 у.д.е./тн.т.;

– затраты на транспортировку 1 т натурального топлива (по железнодорожному тарифу на перевозку топлива) (см. табл. 6) = отсутствуют;

– процент потерь топлива  при перевозках по железным дорогам, разгрузке вагонов, хранении и т.д. Для твердого топлива принимается  в зависимости от расстояния от 0.5 до 2% (см. табл. 6) = отсутствуют.

Суммарный расход пара из отборов турбины должен точно соответствовать заданным величинам.

Годовой расход пара из отбора одной турбины определяется как:

= 130 т/ч * 3400 ч=442000 т/год, 

 

= 150 т/ч* 7000 ч = 1 050000 т/год, 

 

где и – часовые расходы пара из отопительного и производственного отборов одной турбины.

 

Амортизация

Затраты на амортизацию определяются по средним  нормам амортизации для ТЭС (Нам = 7%) и стоимости основных производственных фондов:

Отсюда величина амортизационных отчислений составит

= 0,07*46420000 у.д.е. = 3249400 у.д.е./год.,

где – капиталовложения в сооружение станции.

 

Заработная плата

Затраты по заработной плате могут быть определены как произведение штатного коэффициента ( ), удельного фонда заработной платы ( ) и мощности станции ( ). Удельный фонд заработной платы в курсовой работе принять 1500 у.д.е./чел. год.

 

= 1,87 чел/МВт * 1500 у.д.е./чел.год * 200 МВт = 561 000 у.д.е./год.

 

В данном случае учитывается заработная плата только эксплуатационного  персонала основных цехов. Величины штатных коэффициентов приведены  в приложении 6.

Социальные отчисления

Величина 30,7% включает в себя социальные отчисления во внебюджетные  фонды (30%) и в фонд страхования от несчастных случаев и профессиональных заболеваний  на производстве (0,2-0,9%).

,

 

ИСоцотч = 561 000 у.д.е. * 0, 307 = 172 227 у.д.е./год.

 

Прочие расходы

Суммарно  всю группу "Прочие расходы" в  курсовой работе можно принять в  следующих размерах (в процентах  от суммы затрат на топливо, амортизацию, заработную плату и социальные отчисления):

    • для электростанций мощностью до 100 МВт – 8%;
    • для электростанций мощностью от 100 до 500 МВт – 5%;
    • для электростанций мощностью свыше 500 МВт – 2%.

Ипроч = 0,05*(9616951,5у.д.е./год+ 3249400у.д.е./год +561 000 у.д.е./год+172 227 у.д.е./год)=679979у.д.е./год.

 

Полная величина годовых эксплуатационных расходов определяется как сумма  перечисленных затрат:

 = 9 616951,5 у.д.е./год +3249400 у.д.е./год +561 000 у.д.е./год+172 227 у.д.е./год+679979 у.д.е./год = 14279557,5 у.д.е./год.

 

3.6. Сокращенная калькуляция себестоимости  энергии

Затраты машинного зала и электроцеха целиком относятся на выработку электрической энергии.

Топливо

Издержки по топливу  записываются полностью в колонку 3, строку 1. Эта же цифра подставляется  в колонку 3, строку 3 и в колонку 3, строку 5. Колонка 3, строка 2 и колонка 3, строка 4 не заполняются.

Зарплата

35% всех издержек по  зарплате относятся на топливно-транспортный  и котельный цехи (колонка 4, строка 1). 35% – на машинный и электрический  цехи (колонка 4, строка 2) и остальные  30% – общестанционные расходы (колонка 4, строка 4).

Суммарная величина издержек по зарплате с начислениями показывается в колонке 4, строка 5.

Амортизация и затраты на ремонт

50% затрат относятся на  топливно-транспортный и котельный  цехи (колонка 5, строка 1). 45% затрат  относятся на машинный и электрический  цехи (колонка 5, строка 2), и остальные  5% затрат относятся на общестанционные расходы (колонка 5, строка 4).

Прочие расходы

Прочие расходы целиком относятся  к общестанционным расходам (колонка 6, строка 4). Эта же величина проставляется и в колонке 6, строка 5.

При правильном заполнении сокращенной  калькуляции сумма издержек по строке 3 (колонки 3+4+5+6) и по колонке 7 (строка 1+2) дает одну и ту же величину.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3- Сокращенная калькуляция себестоимости энергии ТЭЦ

№

Элементы затрат

Элементы затрат в у.д.е.

Распределение затрат

Затраты на топливо

Затраты на амортизацию

Затраты з/п + соц.отч.

Прочие расходы

Всего:

Электр.

%

Теплоэн.

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

Топливно-трансортный и котельный цеха

9616951,5

1624700

256629,45

  

11498280,95

8194912,31

76,51%

3303368,64

92,56%

2

Турбинный и электрические цеха

  

1462230

256629,45

  

1718859,45

1718859,45

16,05%

0,00

  

3

Всего по пп.1+2

9616951,5

3086930

513258,9

  

13217140,4

9913771,762

92,56%

3303368,64

92,56%

4

 Общестанционная стадия

  

162470

219968,10

679979,00

1062417,10

796886,49

7,44%

265530,61

7,44%

5

Итого по пп. 3+4

9616951,5

3249400

733227

679979,00

14279557,50

10710658,25

100,00%

3568899,25

100%

Распределение затрат:

6

на электроэнергию

6854074,50

2687677,93

606474,43

562431,39

10710658,25

        

7

на теплоэнергию

2762877,00

561722,07

126752,57

117547,61

3568899,25

        

Себестоимость единицы:

8

Электроэнергия, у.д.е. /100 кВт.ч

0,00544

0,0021331

0,00048

0,00045

0,00850

        

9

Теплоэнергия, у.д.е./Гкал

3,26

0,6632630

0,15

0,14

4,21

        

 

 

Распределение затрат на виды энергии:

Зэ1 = 11498280,95у.д.е .*((493 177 т.у.т.- 141 686 т.у.т.)/493177 т.у.т.)) = 8194912,31у.д.е.

Зт1 = 11498280,95у.д.е. – 8194912,31у.д.е. = 3303368,64у.д.е.

Зэ2 = 1718859,45у.д.е.

Зт2 = нет необходимости;

Зэ3 = 1062417,10у.д.е.*((8194912,31у.д.е.+1718859,45у.д.е.)/( 11498280,95у.д.е.+1718859,45у.д.е.)) = 796886,49у.д.е.

Зт3 =1062417,10у.д.е. - 796886,49у.д.е. = 265530,61у.д.е.

Распределение затрат:

Зэт = 9616951,5 у.д.е.* ((493 177 т.у.т.- 141 686 т.у.т.)/493177 т.у.т)) = 6854074,50у.д.е.

Зтт =9616951,5у.д.е. - 6854074,50у.д.е. = 2762877,00у.д.е.

Зэз/п+соц.отч = 0,83 * 733227у.д.е. = 606474,43у.д.е.

Зтз/п+соц.отч = 733227 у.д.е. – 606474,43у.д.е. = 126752,57 у.д.е.

Зэам =0,83 * 3249400 у.д.е. = 2687677,93у.д.е.

Зтам = 3249400 у.д.е. – 2687677,93у.д.е. = 561722,07у.д.е.

Зэпр = 0,83 * 679979,00у.д.е. = 562431,39у.д.е.

Зтпр = 679979,00у.д.е. – 562431,39у.д.е. = 117547,61у.д.е.

Себестоимость единицы:

При расчете планового расхода энергии  на собственные нужды станции  принять:

  • 0.9 – коэффициент, учитывающий расход электроэнергии на с.н. и потери;
  • 0.97 – к.п.д. тепловых сетей.

Эотп = 0,9 * 1 400 000 000 КВт. Ч = 1 260000 000 КВТ. Ч;

Qотп = 0,97 * 873 100  Гкал/год = 846907 Гкал/год;

С/сэ т = 6854074,50у.д.е. /1 260 000 000 МВТ. Ч = 0,00544

С/с т т = 126752,57у.д.е. / 846 907 Гкал/год = 3,26

С/с э з/п = 606474,43у.д.е. / 1 260 000 000 МВТ. Ч = 0,00045

С/с т з/п = 164282,00 у.д.е. / 846 907 Гкал/год = 0,14

С/с э ам = 2687677,93/ 1 260 000 МВТ. Ч = 0,0021331

С/с т ам = 561722,07у.д.е. / 846 907 Гкал/год = 0,6632630

С/с э пр = 562431,39у.д.е. / 1 260 000 МВТ. Ч = 0,00045

С/с т пр = 117547,61у.д.е. / 846 907 Гкал/год = 0,14

где – суммарные издержки на электроэнергию (колонка 8, строка 5) =10710658,25у.д.е.;

 – издержки на топливо, связанные с выработкой электроэнергии (колонка 3, строка 6)= 6854074,50у.д.е.;

– суммарные издержки по ТЭЦ (колонка 7, строка 5)= 14279557,50у.д.е.; – суммарные издержки по топливу (колонка 3, строка 5)= 9616951,5у.д.е.

Кразн = (10710658,25 у.д.е. - 6854074,50у.д.е.)/(14279557,50у.д.е.- 9616951,5у.д.е.) =3856583,75 у.д.е./4662606 у.д.е. = 0,83.

3.7. Расчет цены единицы продукции,  определение выручки от реализации  продукции

 

Цена -  это стоимостное выражение  ценности единицы товара. В состав цены входят себестоимость продукции,  прибыль предприятия производителя  и величина НДС.

Необходимо  определить цену на теплоэнергию и электроэнергию. 

Для этого  нужно осуществить следующий  алгоритм расчета для каждого  вида энергии:

  1. рассчитать цену без НДС(Цбез НДС) = Себестоимость *(1+Нр/100)

где Нр – норма рентабельности, Нр=75%.

Цбез НДСна эл =  0,00850*(1+0,75) = 0,0149у.д.е.

Цбез НДСна топ = 4,21*(1+0,75) = 7,4 у.д.е.

б) рассчитать цену с НДС (Цндс) = цена без НДС * (1+18%)/100%

где 18% - ставка НДС (налог на добавленную стоимость).

Цндс на эл = 0,0149 у.д.е. * (1+0,18) = 0,0176 у.д.е.

Цндс на теп = 7,4 у.д.е.* (1+0,18) = 8,70у.д.е.

Выручка – это доход полученный от реализации некоторого объема продукции, определяется как произведение объема продаж  и цены продукции.

Выручка по ТЭЦ (Втэц) будет складываться из суммы выручки по теплоэнергии (В m) и электроэнергии (В э):

В тэц= В э + В т,

где В э= Ц э * Э отп  (Ц э – цена с НДС на электроэнергию, Э отп

электроэнергия  отпущенная),

В э = 0,0176 млн.у.д.е. * 1 260 000 000 КВТ. Ч = 22117509,29 у.д.е.

В т = 8,70 млн.у.д.е. * 846 907 Гкал/год = 7369776,94 у.д.е.

В тэц = 22117509,29  у.д.е. + 7369776,94 у.д.е. = 29487286,24 у.д.е.

3.8. Определение прибыли  и рентабельности

 

 = 8 567 734,50 у.д.е.+ 3249400у.д.е. = 11817134,5 у.д.е.  

Источником  формирования чистой прибыли является балансовая прибыль  , представляющая собой сумму прибыли от реализации продукции (работ, услуг), а также прибыли от реализации основных фондов, иного имущества предприятия и доходов от внереализационных операций, уменьшенных на сумму расходов по этим операциям:

а) прибыль от реализации продукции (Пот реал )определятся как разница между выручкой от реализации продукции без налога на добавленную стоимость (НДС) и затратами на производство и реализацию, включаемыми в себестоимость продукции:

Пот реал тэц= Втэц -  НДС -  Итэц =24989225,63 у.д.е. -14279557,50у.д.е./год. = 10709668,13 у.д.е.

В тэц без НДС = Вэ без НДС + Вт без НДС = 18743651,94 у.д.е. + 6245573,68 у.д.е. = 24989225,63 у.д.е.

Пот реал тэц = Пот реализации электроэнергии + Пот реализации теплоэнергии = 8032993,69 у.д.е. + 2676674,43 у.д.е. = 10709668,13 у.д.е.,

где Пот реализации электроэнергии = В э – НДС - Иэ = 18743651,94 у.д.е. - 10710658,25у.д.е. = 8032993,69 у.д.е.,

где Вэ без НДС (В э – НДС ) = Цэ без НДС*Эотп = 0,0149у.д.е. * 1 260 000 000 КВТ. Ч = 18743651,94 у.д.е.,

гдеПот реализации теплоэнергии = 6245573,68  у.д.е.- 3568899,25у.д.е. = 2676674,43 у.д.е.,

где Вт без НДС (В т – НДС)= Цт без НДС*Qотп = 7,4 у.д.е. * 846 907 Гкал/год = 6245573,68 у.д.е.

б) при определении прибыли от реализации основных фондов учитывается разница  между продажной ценой без  НДС  и первоначальной стоимостью увеличенной на индекс инфляции;

в) в состав доходов от внереализованных операций включаются: доходы от сдачи  имущества в аренду, доходы (дивиденды, проценты) по акциям, облигациям и т.д, положительные курсовые разницы, проценты к получению ( в качестве внереализационных расходов принимаются отрицательные курсовые разницы, штрафы, пени, неустойки выплаченные, выплаты по судебным тяжбам).

Для исчисления налога на прибыль рассчитывается прибыль, налогооблагаемая ( ),которая определяется как балансовая прибыль, увеличенная на величину чрезвычайных результатов (чрезвычайные доходы – расходы), уменьшенная на сумму процентов к уплате за пользование заемными средствами и на величину льгот по налогу на прибыль.

Прибыль налогооблагаемая эл = 8032993,69 у.д.е. * 0,2 = 1 606 598,74 у.д.е.

Прибыль налогооблагаемая теп = 2676674,43у.д.е. * 0,2 = 535 334,89 у.д.е.

Прибыль налогооблагаемая тэц = 10709668,13 у.д.е. * 0,2 =  2 141 933,63 у.д.е.

 

Чистая  прибыль  представляет собой разность между балансовой прибылью и уплаченным налогом на прибыль (Н приб), сумма которого равна 20% .

, 

П чистая эл = 8032993,69 у.д.е.-1 606 598,74 у.д.е. =   6 426 394,95 у.д.е.

П чистая теп = 2676674,43у.д.е. - 535 334,89 у.д.е. =  2 141 339,55 у.д.е.

П чистая тэц = 10709668,13 у.д.е. - 2 141 933,63 у.д.е. = 8 567 734,50 у.д.е.

 

Оценить эффективность  производства можно с помощью  показателя рентабельность производства. Он определяется как отношение соответствующей  прибыли (балансовой или чистой) к  стоимости основных фондов и нормируемых оборотных средств .

= 10709668,13 у.д.е./(46420000 у.д.е. + 14279557,50  у.д.е.) =17,6 %,

=8 567 734,50 у.д.е. / (46420000 у.д.е. + 14279557,50  у.д.е.) = 14,1 %.

 

Оценить эффективность продукции  возможно с помощью показателя рентабельность продукции (рентабельность электроэнергии Rэ и рентабельность теплоэнергии Rm):

= (6 426 394,95 у.д.е. /10710658,25у.д.е.) * 100 % =60 %     

 

=(2 141 339,55 у.д.е. / 3568899,25у.д.е.) * 100 % = 60 %                           

Где Иэ, Иm – соответственно издержки производства тепло и электроэнергии,

, - прибыль соответственно тепло и электроэнергии.

При расчете балансовой прибыли  учесть что у ТЭЦ отсутствует реализация имущества, нет внереализационных результатов, на деятельность ТЭЦ не распространяются льготы.

 

Выбор инновационного проекта  для реализации

Для всех групп критериев, кроме  коммерческой, определяется средний  балл и критерий проходного балла  на основе обработки индивидуальных оценок проекта независимыми экспертами (метод экспертных оценок).

3.9.2. Обоснование выбора состава  оборудования

Планирование производственной программы ТЭЦ