Бизнес план модернизации водогрейной котельной
В настоящее время у Заказчика имеется собственная
котельная с 3 паровыми котлами ДКВР-10/13 и 1 паровым котлом ДЕ – 16/14.
Фактическая загрузка котельной составляет 30-40% установленной мощности. Это
приводит к перерасходу эксплутационных затрат и высокой себестоимости
теплоэнергии. Кроме того, все котлы морально и физически устарели и требуют
замены.
С целью снижения затрат на выработку теплоэнергии
Заказчик желает выполнить реконструкцию (модернизацию) котельной с
использованием современного высокоэкономичного и энергосберегающего
оборудования.
1. Исходные данные
Для разработки технико-коммерческого предложения
Заказчик выдал следующие исходные данные:
·
Назначение котельной –
производственно-отопительная;
·
Режим работы котельной –
круглосуточный, круглогодично;
·
Наличие резервного котла –
необходимо;
·
Вид основного топлива – газ;
·
Вид резервного топлива – нет;
·
Дымовые трубы – существующие кирпичные;
·
Режим работы котельной:
а) отопительный сезон:
–
максимальный расход пара – 27 т/ч;
–
давление пара max –
4,5 кгс/см2.
б) неотопительный сезон:
–
максимальный расход пара – 14,5
т/ч;
–
давление пара – 4,5 кгс/см2;
в) возврат конденсата – 50%.
Вспомогательное оборудование котельной находится в
рабочем состоянии. Часть оборудования нуждается в капитальном ремонте.
Здание котельной в рабочем состоянии.
2. Принципиальные технические решения.
Предлагаются следующий вариант реконструкции
(модернизации) котельной.
При этом варианте вся наружная система паро и
теплоснабжения завода остается без изменений.
Все паровые котлы (ДКВР-10/13, ДЕ – 16/14)
демонтируются вместе с экономайзерами, дымососами, вентиляторами, системами
КИПиА.
На их место устанавливаются 3 новых паровых котла:
КПЖ-6,5-0,8 Г – 1 шт; КПЖ – 10-0,8 Г – 2 шт. Техническая характеристика
предлагаемых котлов приведена в таб.1,2
Краткое описание котлов КПЖ-6,5-0,8 Г и КПЖ – 10-0,8 Г
приводится ниже.
Котел паровой жаротрубно-газотрубный, горизонтальный с
естественной циркуляцией, с трехходовым движением газов, под наддувом, полной
заводской готовности.
В комплект поставки котла входит блок котла с
горелочным устройством и опорной конструкцией, вентилятор, газопровод с
арматурой, система автоматики, площадка обслуживания.
Котел комплектуется современной системой
автоматизированного управления САУ «Котел М-1», предназначенной для реализации
алгоритма управления и выдачи силовых команд на исполнительные механизмы при
пуске, регулировке нагрузки и останове котла. Система САУ «Котел М-1» позволяет
выполнять в автоматическим режиме функции защиты и блокировки, дискретное
управление, дистанционное управление с пульта, решение задач оптимизации
техпроцесса управления котлом, позволяет работать в непрерывном режиме нагрузок
от 30 до 100%.
Жаротрубно-газотрубный котел имеет ряд преимуществ
перед традиционными водотрубными котлами типа ДКВР, ДЕ соответствующей
производительности, а именно:
1.
Котел работает под наддувом, т.е.
не требуется дымосос (экономия электроэнергии).
2.
Не требуется водяной экономайзер
(экономия финансов и материалов).
3.
Выдерживает 105 циклов
включение – останов.
4.
Поставляется с завода-изготовителя
полностью готовым к монтажу. Не требует фундаментов (экономия финансов и
материалов при монтаже).
5.
Короткий срок монтажа (экономия
времени, быстрее начинает окупаться).
6.
Система автоматики котла выполнена
на самом современном уровне. Это позволяет эксплуатировать котел полностью в
автоматическом режиме, позволяет объединить все котлы АСУ ТП верхнего уровня
(уменьшается количество эксплуатационного персонала, выдерживается самый
экономичный режим работы котла и экономится топливо).
7.
Требование к качеству питательной
воды для этого котла ниже, чем для водотрубного котла (экономия катионита,
поваренной соли, реагентов и т.д.).
8.
Резко уменьшаются расходы тепла на
собственные нужды котельной, на потери с непрерывной и периодической продувкой
котла.
Таким образом, данные котлы удовлетворяют требованиям
Заказчика.
Таблица 1
Наименование | КПЖ-6,5-0,8 Г |
Паропроизводительность, т/ч | 6,5 |
Давление пара, МПа (кгс/см2) абс. | 0,9 (9) |
Расчетное топливо | Газ |
Расход топлива, газ: нм3/ч/кг/ч | 488,6 |
Коэффициент полезного действия, % | 92,1 |
Температура, 0С: насыщенного пара питательной воды | 175 100 |
Габаритные размеры котла, мм.: длина ширина высота | 8095 4853 4923 |
Масса котла, т | 23,89 |
Таблица 2
Наименование | КПЖ – 10-0,8 Г |
Паропроизводительность, | 10 |
Давление | 0,8(8) |
Расчетное | Газ |
Расход нм3 | 724 |
Коэффициент действия, | 92 |
Температура, насыщенного пара питательной воды | 175 100 |
Габаритные длина ширина высота | 9570 5025 5080 |
Масса котла, т | 28 |
Учитывая, что на нужды предприятия нужен пар с
давлением от 3 до 4,5 кгс/см2 предлагается поставить энергоагрегат
ПРОМ-315/1500.
Паросиловой энергоагрегат ПРОМ-315/1500-Э в составе
паровой роторной объемной машины с противодавлением ПРОМ-315/1500 и синхронного
электрогенератора СГ2-315-4УЗ предназначен для производства электроэнергии в
паровых котельных с котлами, вырабатывающими пар промышленных параметров
(давление до 2,4 МПа (24 кгс/см2) и температурой до 250 0С.
Энергоагрегат предназначен для использования в
качестве основного источника электропитания потребителей переменным трехфазным
током напряжением 400 В частотой 50 Гц.
Энергоагрегат рассчитан на продолжительную работу в
следующих основных режимах:
·
Параллельная работа с сетью
местного электроснабжения;
·
Параллельная работа с однотипными
электрогенераторами в локальной электрической сети.
Параметры пара на входе и на выхлопе паровой машины
выбираются в зависимости от условий эксплуатации энергоагрегата в
энергохозяйстве потенциальных владельцев: промышленных, коммунальных и
сельскохозяйственных предприятий. Схема включения энергоагрегата в тепловую
схему котельной показаны на рис.1.
Рис.1 Принципиальная схема размещения
энергоагрегата ПРОМ 315/1500-Э в котельной с паровыми котлами
Надстройка котельного оборудования энергоагрегатом
ПРОМ-315/1500-Э должна решить следующие задачи:
–
производство дешевой
электроэнергией;
–
утилизация энергии дросселируемого
пара (энергосбережение).
Номинальные технические
характеристики ПРОМ-315/1500-Э.
Таблица 2
Электрическая мощность, кВт | 315 |
Напряжение, кВ | 0,4 |
Род тока | Переменный Трехфазный |
Частота тока, Гц | 50 |
Коэффициент мощности cos φ | 0,8 |
Частота вращения выходного вала паровой машины, с-1 | 25(1500) |
Максимальные параметры пара на входе паровой машины: | |
Давление пара, МПа (кгс/см2) до: | 2,4 (24) |
Температура пара, 0С до: | 250 |
Допустимый перепад давления пара между входом и | 1,1 (11) |
Номинальные | |
Давление пара на входе, МПа (кгс/см2) | 1,1 (11) |
Температура пара на входе, 0С | 185 |
Давление пара на выхлопе, МПа (кгс/см2) | 0,4 (4) |
Температура пара на выхлопе, 0С | 143 |
Расход пара при номинальных параметрах, т/ч | 18,5 |
Номинальная тепловая мощность выхлопа, Гкал/ч | 11,4 |
Удельный расход условного топлива на отпущенную | 150 |
Коэффициент полезного действия проточной части, % | 60 |
Время готовности к принятию номинальной нагрузки, не | |
из холодного состояния | 10 |
из горячего состояния | 2 |
Полный ресурс, ч | 200 000 |
Ресурс между капитальными ремонтами, ч | 20 000 |
Габаритные размеры (с генератором), мм, не более: | |
длина | 3110 |
ширина | 1575 |
высота | 1805 |
Масса (с генератором), кг, не более | 7500 |
Энергоагрегат допускает перегрузку по мощности на 10%
сверх номинальной (при номинальном коэффициенте мощности) в течение 1 ч при
атмосферных условиях, оговоренных для номинальной мощности. Повторение режимов
максимальной мощности не менее чем через 5 ч.
Энергоагрегат допускает длительную работу при параметрах
пара на входе и выходе, отличных от номинальных с соответствующим изменением
мощности и расхода пара, (см. например, табл.3).
Таблица 3.
Давление | 1,4 (14) | 1,15 (11,5) | 0,92 (9,2) | 0,8 (8) | 0,7 (7) | 0,6 (6) |
Давление | 0,6 (6) | 0,4 (4) | 0,25 (2,5) | 0,17 (1,7) | 0,12 (1,2) | 0,07 (0,7) |
Расход | 23 | 18,5 | 15,2 | 13,4 | 11,9 | 10 |
Тепловая | 14,5 | 11,4 | 8 | 8 | 7 | 5,7 |
В состав энергоагрегата входят:
·
паровая роторно-объемная машина
ПРОМ-315./500-Э;
·
электрогенератор СГ-15-42-4УЗ;
·
опорная рама;
·
соединительная муфта;
·
маслосистема;
·
масляно-водяной радиатор;
·
комплектное распределительное
устройство (КРУ);
·
блок системы автоматического
управления и защиты;
·
выносной пульт управления с
регулирующим клапаном Dу=200 мм.
Все составные части энергоагрегата, кроме выносной
панели управления и КРУ смонтированы на раме.
Крутящий момент от паровой машины к электрогенератору
передается при помощи муфты упругодемпфирующего типа.
Предлагается
следующий режим работы котельной в отопительный сезон.
При средней загрузке в отопительный период работают 2
котла КПЖ-10-0,8 ГМ. Пар от котлов в количестве 20 т/ч с давлением 8 кгс/см2
подается на энергоагрегат ПРОМ-315/1500-Э. Пройдя через энергоагрегат пар с
выходным давлением 2,7-2,8 кгс/см2 поступает на отопительные и
другие нужды завода. При этом энергоагрегат вырабатывает 315 кВт
электроэнергии, которую можно использовать на собственные нужды котельной или
завода.
Если требуется пар с давлением до 4,5 кгс/см2 включается
в работу 3-й котел КПЖ-6,5-0,8 ГМ.
В неотопительный сезон работает 1 котел на 100% мощности и вырабатывает 10т/ч
пара или 6,5 т/ч пара.
Таким образом, предлагаемый вариант позволяет
Заказчику с максимальным экономическим эффектом использовать оборудование
котельной и резко снизить себестоимость 1 Гкал получаемой тепловой энергии.
3. Этапы работ и сроки исполнения.
3.1.
Проектные работы- 4-5 месяцев.
3.2.
Заказ и поставка оборудования и
материалов в объеме проекта – 4-5 месяцев.
3.3.
Строительно-монтажные и
пусконаладочные работы – 3-4 месяца.
Сроки даны ориентировочно и могут быть
откорректированы в процессе выполнения работ.
4. Стоимостные показатели.
Все стоимостные показатели даны ориентировочно.
Все стоимостные показатели относятся только к объемам
работам, ограниченным стенами котельной, и не учитывают все наружные сети и
сооружения.
Ориентировочная стоимость работ «под ключ» составит:
25 900 000 (двадцать пять миллионов девятьсот тысяч рублей).
Указанная цена включает уплату налога на добавленную стоимость.
В стоимость работ не включен демонтаж существующих котлов.
Точная стоимость проектных, демонтажных и
строительно-монтажных работ будет определена дополнительно после проведения
обследования котельной Заказчика.
Когенерация.ру, https://www.combienergy.ru
Источник
Модернизация котельной – это комплекс мер, необходимых для повышения эффективности ее работы, увеличения мощности и безопасности, снижения затрат на эксплуатацию.
Причины проведения модернизации
Модернизация котельной проводится при наличии следующих предпосылок:
- высокая степень изношенности оборудования;
- увеличение себестоимости вырабатываемого тепла;
- нарушение температурных графиков теплоподачи;
- отсутствие возможностей для строительства новой котельной.
Перед проведением любых мероприятий по модернизации необходимо предварительное предпроектное обследование, включающее в себя анализ присоединенных тепловых нагрузок и их плотности, анализ располагаемой и рабочей мощности, выявление возможностей оптимизации уровня загрузки оборудования, уточнение перспектив энергоэффективности и снижения теплопотерь. По результатам обследования принимается один из возможных вариантов модернизации котельной.
Варианты модернизации
Модернизация может включать в себя полное обновление конфигурации всей системы или замену отдельных узлов и агрегатов.
- Системы топливоподачи и топливоподготовки. В процессе модернизации этих систем возможно проведение работ по автоматизации и реконструкции с установкой современного и высокопроизводительного оборудования, замена и теплоизоляция емкостей, гранулирование и гомогенизация твердого топлива, установка современных транспортеров, угледробилок и металлоочистителей.
- Системы автоматизации и приборы учета. Модернизация котельной в этой области включает в себя организацию автоматического контроля за всеми процессами с единого пульта управления, установку приборов учета расхода топлива и теплоты на выходе, приборов учета расхода воды и контрольно-измерительного оборудования для управления качеством и количеством теплоносителя и выработанного тепла.
- Система водоподготовки. Проводятся работы по усовершенствованию комплексной обработки сетевой воды, установке станций по снижению железосодержания, автоматизации управления системой, разделению контуров сетевой и котловой воды.
- Замена котельных агрегатов. Это наиболее эффективный способ модернизации котельной, включающий в себя замену всех устаревших и отработавших свой ресурс моделей котлов, таких как чугунные секционные, на современные стальные, реконструкцию угольных котлов с повышением КПД до 75-80 %, замену конвективных частей и теплообменников, замену топок с ручной топливоподачей на механизированные или автоматизированные топки, организацию утилизации теплоты уходящих газов.
- Оптимизация режимов горения и замена горелок. Для газовых и жидкотопливных котлов предусматривается замена горелок с пневматическим распылителями РВСС, что позволяет повысить КПД на 10 %, снизить температуру подогрева топлива. Также в комплекс мер может входить установка горелок для водонефтяной эмульсии, замена топливных емкостей, изменение схемы забора воздуха для поддува, оптимизация режимов горения, установка систем контроля за основным и вспомогательным оборудованием.
После разработки общей концепции модернизации производится подбор необходимого оборудования и согласование с заказчиком. Следующими этапами являются выполнение проектных работ, поставка и монтаж оборудования, наладка и запуск котельной.
Результаты модернизации котельной
- повышение надежности и производительности оборудования;
- значительное увеличение КПД и тепловой мощности;
- оптимальный режим работы;
- сокращение расходов на обслуживание и эксплуатацию путем снижения расхода топлива и количества обслуживающего персонала;
- снижение количества экологически вредных выбросов.
Наш завод может предложить вам выполнить проект модернизации котельной, изготовить водогрейные и паровые котлы, механические топки, системы топливоподачи и шлакоудаления, дымовые трубы, осуществить монтаж котельного оборудования и произвести пусконаладочные работы. Подробнее ознакомится с моделями выпускаемого котельного оборудования вы можете в каталоге нашего завода.
Источник
ОСНОВНАЯ ИДЕЯ БИЗНЕС-ПЛАНА
Бизнес-план разработан для малого предприятия МП «Энергетик», которое реализует жителям одного из сел района тепло- и электроэнергию, а также обслуживает ЛЭП и теплосети, расположенные внутри села.
Инженерным проектом предусмотрена модернизация котельной. Ранее она была реконструирована, а котлы заменены на более современные, что несколько увеличило ее мощность и КПД. В настоящее время, однако, этого недостаточно.
Для экономии топлива и увеличения КПД котельной предлагается использовать теплоту дымовых газов. Для этого в дымоход будет установлен утилизатор тепла, состоящий из нескольких ступеней и обеспечивающий подогрев воды. Полученное тепло планируется использовать для отопления гаража общим объемом 1040 м3. В результате уменьшается тепловое загрязнение окружающей среды, а предприятие получит дополнительную прибыль за счет экономии топлива (табл. 14.1).
Направленность проекта
| Направление | Характеристика |
| 1. Увеличение КПД котельной за счет использования теплоты уходящих газов | Полученную тепловую энергию можно использовать для отопления гаража, что позволит получил, дополнительный доход без затрат топлива и увеличения мощности котельной |
| 2. Повышение экологичности производства | Уменьшается тепловое загрязнение окружающей среды |
14.2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПЛАНИРОВАНИЯ
14.2.1. Анализ основных финансово-экономических показателей
Основные финансово-экономические показатели МП «Энергетик» за два последних года приведены в табл. 14.2, 14.3.
14.2. Основные экономические показатели развития предприятия
| Показатели | Года | Год Б | Изменение (+, —) | Рост, % |
| Выручка от реализации, тыс. руб. | 12 937 | 12 080 | -857 | 93 |
| Среднесписочная численность персонала, чел. | 28 | 28 | 100 | |
| Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс. руб. | 14 688 | 17 141 | +2453 | 116 |
| Показатели | Год А | Год Б | Изменение (+, -) | Рост, % |
| Среднегодовая стоимость оборотных средств, тыс. руб. | 3795 | 5971 | +2176 | 157,3 |
| Производительность труда, тыс. руб. | 462 | 431,4 | -30,6 | 93 |
| Фондоотдача, руб. на 1 руб. | 0,88 | 0,7 | -0,18 | 79 |
| Коэффициент оборачиваемости оборотных средств | 3,41 | 2,02 | -1,39 | 59 |
| Производство и использование тепловой энергии, Гкал: | ||||
| производство | 22 600 | 22 200 | -400 | 98 |
| расход на собственные нужды | 400 | 400 | 100 | |
| потери | 1800 | 3000 | +1200 | 167 |
| отпуск потребителям | 20 400 | 18 800 | -1600 | 92,1 |
143.
Динамика затрат на 1 руб. реализованной продукции
| Показателя | Год А | Год Б | Изменение (+,-) | Рост, % |
| Выручка от реализации, тыс. руб. | 12 937 | 12 080 | -857 | 93 |
| Полная себестоимость реализованной продукции, тыс. руб. | 8372 | 10107 | +1735 | 120,7 |
| Затраты на 1 руб. реализованной продукции, коп. | 0,65 | 0,84 | +0,19 | 129 |
| Прибыль, тыс. руб. | 4565 | 1973 | -2692 | 43,2 |
Как вцдно из приведенных данных, за последний год среднегодовая стоимость основных средств увеличилась на 16%, оборотных — на 57,3% (рис. 14.1). При этом, однако, уменьшилась выручка от реализации продукции (на 7%) и снизились все показатели эффективности: производительность труда — на 7%, фондоотдача — с 0,88 до 0,70 (на 21%), коэффициент оборачиваемости оборотных средств — на 41%. Предприятие получило прибыль, хотя ее величина уменьшилась более чем вдвое.
14.2.2. Анализ трудовых ресурсов
Показатели использования трудовых ресурсов приведены в табл.
14.4, 14.5 и на рис. 14.2. Производительность труда и годовая заработная плата за последний год снизились примерно на одну и ту же величину (соответственно на 7 и 7,7%).
14.4. Оценка использования трудовых ресурсов
| Показатели | ГодА | Год Б | Изменение (+, -) | Рост, % |
| Выручка от реализации, тыс. руб. | 12 937 | 12 080 | -857 | 93 |
| Среднесписочная численность работников, чел. | 28 | 28 | 100 | |
| Среднегодовое производство продукции на 1 работника, тыс. руб. | 462 | 431,4 | -30,6 | 93 |
| Прирост выручки от реализации продукции (тыс. руб.) за счет изменения: | ||||
| численности работников | X | X | — | X |
| производительности труда | X | X | -857 | X |
14.5. Анализ соотношения темпов роста производительности труда и средней заработной платы
| Показатели | Год А | Год Б | Изменение (+, -) | Рост, % |
| Среднегодовое производство продукции на 1 работника, тыс. руб. | 462 | 431,4 | -30,6 | 93 |
| Показатели | Год А | Год Б | Изменение (+,-) | Рост, % |
| Среднеголовая зарплата 1 работника, тыс. руб. | 70,5 | 65,06 | -5,44 | 92.3 |
| Коэффициент опережения (отношение темпов роста производительности труда и заработной платы) | X | X | X | 1.007 |
Рис. 14.2. Использование трудовых ресурсов
14.2.3. Общий анализ рынка и концепция маркетинга
МП «Энергетик» является монополистом на местном рынке тепловой и электрической энергии. Тарифы на отпускаемую продукцию устанавливает Совег муниципального района. Непосредственными покупателями являются администрация района и Дирекция единого заказчика (табл. 14.6); последняя, в свою очередь, реализует тепло- и электроэнергию населению.
14.6. Каналы сбыта продукции
| Наименование канала сбыта | Характеристика | Условия сбыта |
| 1. Дирекция единого заказчика | Оптовые поставки | Ежемесячная оплата |
| 2. Административные здания | Прямые поставки | То же |
14.3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРОЕКТА
В данном подразделе рассчитаны затраты на реализацию проекта, а также основные планируемые производственные и экономические показатели проекта на текущий и последующие годы.
14.3.1. Расчеты затрат на проект
Описание технологического цикла дано в табл. 14.7, затраты на проект (по основным элементам) приведены в табл. 14.8.
14.7. Технологический цикл производства тепл «энергии
| Вид работ | Подразделение, оборудование | Длительность, дней |
| Сжигание топлива в топке | Коггел | 214 |
| Охлаждение дымовых газов и получение | Утилизатор | 214 |
| полезного тепла | ||
| Подача тепла в систему отопления гаража | Теплосеть | 214 |
14.8. Оборудование, оснастка и инструмент
| Количество | Затраты на проект, руб. | |||
| Наименование, характеристика | МОСТЪ, руб. | имеется в наличии | требуется дополни тельно | |
| 1. Контактный водонагреватель | 59600 | 1 | 59 600 | |
| 2. Контактный конденсатор с поддоном | 22 030 | 1 | 22 030 | |
| 3. Насос водяной | 15 560 | 3 | 46 680 | |
| 4. Теплообменник водоводяной | 33 420 | 2 | 66 840 | |
| 5. Деаэратор | 56 780 | 1 | 1 | 56 780 |
| 6. Устройство химводоподготовки | 71500 | 1 | 1 | 71 500 |
| 7. Бак-аккумулятор | 32250 | 1 | 32 250 | |
| 8. Помещение для утилизатора | 160 700 | 1 | 160 700 | |
| 9. Комплект изделий металлопроката | 142000 | 1 | 142 000 | |
| Итого | X | X | X | 658 380 |
Структура капитальных затрат на проект показана на рис. 14.3; в ней преобладают затраты на приобретение нового оборудования (355,7 тыс. руб., или 54%). Так как прибыль предприятия в последний год составила около 2 млн руб., все эти затраты (658,4 тыс. руб.) будут полностью профинансированы из собственных средств.
Рис. 143. Структура капитальных затрат на проект
Калькуляция себестоимости продукции приведена в табл. 14.9, главные статьи затрат в ней — топливо и электроэнергия.
14.9. Калькуляция себестоимости 1 Гкал тепловой энергии, руб.
| Статьи затрат | До модернизации | После модернизации |
| Затраты на производство тепловой энергии В том числе: | 451,5 | 453,5 |
| материалы | 1,5 | 2,0 |
| топливо | 283,5 | 289,8 |
| электроэнергия | 98,3 | 99,4 |
| вода | 9,0 | 10,0 |
| ремонт и техническое обслуживание | 3,06 | 3,46 |
| заработная плата | 2,4 | 2,5 |
| отчисления от заработанной платы | 0,7 | 0,7 |
| амортизация оборудования | 31 | 33,1 |
| прочие затраты на производство | 22,0 | 17,6 |
| Затраты на реализацию тепловой энергии | 3,8 | 4 |
| Полная себестоимость | 455,3 | 457,5 |
14.3.2. Основные планируемые производственные и экономические показатели проекта
До модернизации отпуск тепловой энергии потребителям составлял 18 800 Гкал; после реализации проекта его планируется увеличить до 19 250 Гкал. Тарифы на теплоснабжение составят: на год В — 755,2 руб., на год Г — 780,4 руб. за 1 Гкал. Соответственно выручка от реализации будет равна 14,5 и 15 млн руб. (табл. 14.10).
14.10. Отчет о прибылях и убытках, тыс. руб.
| Наименование | Год В | Год Г |
| 1. Выручка от реализации | 14 536,8 | 15 022,7 |
| 2. Сырье и материалы | 8796,6 | 8885 |
| 3. Заработная плата | сс 7 | 56 |
| 4. Отчисления на социальные нужды | 15,4 | 16 |
| 5. Прочие переменные издержки | 478,5 | 488 |
| 6. Переменные издержки — всего (6 = 2+3+4+5) | 9346,2 | 9445 |
| 7. Валовая прибыль (7 = 1-6) | 5190,6 | 5577,7 |
| 8. Постоянные издержки (кроме амортизации и процентов за кредит) | 76,8 | 76,8 |
| 9. Амортизация | 733,6 | 733,6 |
| 10. Проценты по кредитам | — | — |
| 11. Постоянные издержки (11 = 8+9+10) | 810,4 | 810,4 |
| 12. Суммарные издержки (12 = 6+11) | 10 156,6 | 10 255,4 |
| 13. Другие доходы | — | — |
| 14. Другие расходы | — | — |
| 15. Прибыль до налогообложения (15 = 1-12+13-14) | 4380,2 | 4767,3 |
| 16. Налог на прибыль | 1051,2 | 1144,2 |
| 17. Чистая прибыль (17 = 15-16) | 3329 | 3623,1 |
| 18. Чистая прибыль от модернизации | 126,5 | 137,7 |
При определении чистой прибыли от модернизации (рис. 14.4) условно принимаем, что ее удельный вес в общей прибыли равен отношению суммы капиталовложений к общей стоимости основных, которое составляет 3,8% (рассчитывается по данным табл. 14.2 и 14.8).
По данным табл. 14.10 можно определить точку безубыточности в натуральных единицах по следующей формуле:
В данном случае постоянные издержки составляют 810,4 тыс. руб., переменные затраты на производство 1 Гкал 9346,2:19,25 = 485,5 руб., цена за I Гкал — 755,15 руб. Таким образом, ТБ = 810 400:(755,15 — -485,5) = 3005,4 Гкал.
График определения точки безубыточности приведен на рис. 14.5.
Рис. 14.1. Среднегодовая стоимость активов
12 А. Д. Ананьин
Рис. 14.4. Планируемые финансовые результаты
Затраты и выручка, млн руб.
Рис. 14.5. Определение точки безубыточности: 1 — выручка от реализации; 2 — суммарные затраты; 3 — постоянные затраты
169
Дисконтированный доход от модернизации при ставке рефинанси рования ЦБ РФ ] 2% составит
Следовательно, чистый приведенный доход ЧПД = ДД — КВ =
- 873,9 — 65838 = 215,52 тыс. руб., а индекс рентабельности ИР =
- ДД/КВ = 873,9:658,39 = 133.
В табл. 14.11 приведен полный расчет дисконтированного дохода, на рнс. 14.6 — график его изменения по годам планового периода.
14.11. Расчет дисконтированного я чистого приведенного дохода, тыс. руб.
| Показггспи | Год В | Год Г | ГодД |
| 1. Амортизация по вновь вводимым объектам | 230,4 | 230,4 | 230,4 |
| 2. Чистая прибыль от модернизации | 126,5 | 137,7 | 137,7 |
| 3. Поступления от проекта (3 = 1+2) | 356,9 | 368,1 | 368,1 |
| 4. Коэффициент дисконтирования | 0,892 | 0,797 | 0,712 |
| 5. Дисконтированный доход (5 •= 3 4) | 318,4 | 293,4 | 262,1 |
| 6. Чистый приведенный доход (накопленный) | -339,98 | -46.58 | 215,52 |
Рекомендованные статьи
Источник