Коммерческий анализ деятельности коммунального предприятия "Крымтеплокоммунэнерго"

Все подземные теплопроводы, и в первую очередь теплопроводы бесканальные и в непроходных каналах, работают, как правило, в условиях высокой влажности и повышенной температуры окружающей среды, т. е. в условиях весьма благоприятных для коррозии металлических сооружений. Поэтому важнейшим элементом является изоляционная конструкция, назначение которой не только защита трубопровода от тепловых потерь, но и защита трубопровода от наружной коррозии.

В том случае, когда изоляционный слой выполнен и пористого материала, например минеральной ваты, пенобетона, битумоперлита и др., необходимо защитить его от внешней влаги и воздуха наружным покрытием из материала с низким водопоглощением и низкой воздухопроницаемостью, например из полиэтилена или изола. Основной метод защиты подземных теплопроводов от электрохимической коррозии заключается в выполнении изоляционного слоя из материала с высоким влаго- и электросопротивлением.

Конструкция теплопроводов в непроходных каналах.

Каналы собираются из унифицированных железобетонных элементов разных размеров. Для надежной и долговечной работы теплопровода необходима защита канала от поступления в него грунтовых поверхностных вод. Как правило, нижнее основание канала должно быть выше максимального уровня грунтовых вод.

Для защиты от поверхностных вод наружная поверхность канала (стены и перекрытия) покрывается оклеечной гидроизоляцией из битумных материалов.

При прокладке теплопроводов ниже максимального уровня грунтовых вод сооружаются попутные дренажи, снижающие местный уровень грунтовых вод по трассе теплопровода ниже его основания.

Основное преимущество теплопровода с воздушным зазором по сравнению с бесканальным заключается в создании благоприятных условий для высыхания тепловой изоляции, а сухая тепловая изоляция, уменьшает не только тепловые потери, но и опасность химической и электрохимической наружной коррозии подземного теплопровода.

В каналах с воздушным зазором изоляционный слой может выполняться в виде подвесной изоляционной конструкции. Она состоит из трех основных элементов: антикоррозийного защитного слоя, теплоизоляционного слоя, защитного механического покрытия. Для увеличения долговечности теплопровода несущая конструкция подвесной изоляции (вязальная проволока или металлическая сетка) покрывается сверху оболочкой из некорродирующих материалов или асбоцементной штукатуркой.

Конструкция бесканальных теплопроводов.

Бесканальные теплопроводы применяются в том случае, когда они по надежности и долговечности не уступают теплопроводам в непроходных каналах и даже превосходят их, являясь более экономичными по сравнению с последними по начальной стоимости и трудозатратам на сооружение и эксплуатацию.

Все конструкции бесканальных теплопроводов можно разделить на три группы: в монолитных оболочках, засыпные, литые.

Требования к изоляционным конструкциям такие же, как к конструкциям теплопроводов в каналах.

Конструкция бесканальных теплопроводов в монолитных оболочках.

В этих теплопроводах на стальной трубопровод наложена в заводских условиях оболочка, совмещающая тепло- и гидроизоляционные конструкции. Принципиально теплопроводы могут применяться не только бесканально но и в каналах.

Современным требованиям соответствуют теплопроводы с монолитной теплоизоляцией из ячеистого полимерного материала типа пенополиуретана с замкнутыми порами и интегральной структурой. Применение полимерного материала позволяет создавать изоляционную конструкцию с заранее заданными свойствами. Особенность интергальной структуры теплогидроизоляционной конструкции заключается в том, что отдельные слои материала распределены по плотности в соответствии с их функциональным назначением. Периферийные слои изоляционного материала, прилегающие к наружной поверхности полиэтиленовой оболочки, имеют более высокую плотность и прочность, а средний слой, выполняющий основные теплоизоляционные функции, имеет меньшую плотность, но зато и более низкую теплопроводность. Благодаря хорошей адгезии периферийных слоев изоляции к поверхности контакта, существенно повышается прочность изоляционной конструкции. Благодаря высокому тепло- и элеткросопротивлению и низким воздухопроницаемости и влагопоглощению наружной полиэтиленовой оболочки, теплогидроизоляционная конструкция защищает теплопровод не только от тепловых потерь, но и от наружной коррозии. На базе пенополимерных материалов создан ряд модификаций изоляционных конструкций теплопроводов, проходящих в настоящее время стадию технологической доработки и опытной проверки.

Литые конструкции бесканальных теплопроводов.

Из литых конструкций бесканальных теплопроводов некоторое применение получили теплопроводы в пенобетонном массиве. В качестве материала для сооружения таких теплопроводов может быть использован перлитобетон. Смонтированные в траншее стальные трубопроводы заливаются жидкой композицией, приготовленной непосредственно на трассе или доставленной в контейнере с производственной базы. После схватывания пенобетонный или перлитбетонный массив засыпается грунтом. Для защиты наружной поверхности стальных трубопроводов от адгезии с изоляционным массивом они покрываются снаружи слоем антикоррозийного мастичного материала. Для повышения антикоррозийной стойкости наружную поверхность стальных трубопроводов эмалируют или накладывают на нее другой защитный слой.

Павильоны и камеры подземных теплопроводов.

Задвижки, сальниковые компенсаторы, воздушники, дренажная и другая арматура подземных теплопроводов, требующая обслуживания, располагается обычно в камерах. На магистральных теплопроводах диаметром 500 мм и выше в камерах размещаются задвижки с электро- или гидроприводом, имеющие большие наружные габариты. Для создания благоприятных условий обслуживания теплопроводов с крупногабаритной арматурой камеры располагаются вне проезжей части и над ними строят надземные сооружения в виде павильонов. При отсутствии на теплопроводах задвижек с электро- или гидроприводом, а также на теплопроводах меньшего диаметра устраиваются подземные камеры без надземного павильона. Устройство и габаритные размеры камер должны обеспечивать удобство и безопасность обслуживания. Каждая камера должна иметь не менее двух выходных люков, которые должны быть открыты при нахождении в камере обслуживающего персонала. В днище камеры должны быть устроены приямки для сбора и спуска или откачки дренажных вод.

Пересечение теплопроводами рек, железнодорожных путей и дорожных магистралей.

Наиболее простой метод пересечения речных преград - прокладка теплопроводов по строительной конструкции железнодорожных или автодорожных мостов. Однако мосты через реки в районе прокладки теплопроводов нередко отсутствуют, а сооружение специальных мостов для теплопроводов при большой длине пролета стоит дорого. Возможными вариантами решения этой задачи является сооружение подвесных переходов или сооружение подводного дюкера. Современные усовершенствованные покрытия автодорожных магистралей стоят дорого, поэтому пересечение их вновь сооружаемыми теплопроводами производится обычно закрытым способом, методом щитовой проходки. Такое сооружение производится при помощи щита, представляющего собой цилиндрическую сварную оболочку, выполненную из сварного листа. Пересечение теплопроводами железнодорожных или автодорожных насыпей также производится без остановки движения методом прокола. При помощи мощных гидравлических домкратов в тело насыпи вдавливается стальная труба-гильза, которая насквозь проходит через насыпь. После очистки от грунта эта труба используется в качестве гильзы-оболочки, внутри которой прокладывается изолированный теплопровод. При пересечении насыпей электрифицированных железных дорог теплопровод необходимо электрически изолировать от стальной гильзы для защиты его электрокоррозии.

Защита подземных теплопроводов от затопления и увлажнения.

Одним из основных условий долговечности подземных теплопроводов является защита их от затопления грунтовыми или верховыми водами. Затопление приводит к порче изоляции и наружной коррозии трубопроводов. Единственное решение при прокладке теплопроводов ниже уровня грунтовых вод заключается в понижении этого уровня с помощью продольного дренажа. Конструкция самого теплопровода остается в этом случае такой же, как и для сухих грунтов.

Основное требование к дренажу грунтовых вод в зоне прокладки теплопровода состоит в том, чтобы уровень грунтовых вод при работе дренажа, была ниже днища канала или нижней отметки изоляционной конструкции теплопровода при бесканальной прокладке. Для защиты теплопровода от поверхностных вод в первую очередь необходима планировка поверхности земли над теплопроводом. Отметка поверхности земли над теплопроводом должна несколько превышать отметку окружающего грунта. Весьма желательно устройство над теплопроводом уличной одежды в виде асфальтового покрытия.

Опыт показывает, что теплопроводы, работающие круглогодично, находятся в лучшем состоянии, чем работающие сезонно или периодически.

Надземные теплопроводы.

Надземные теплопроводы обычно укладываются на отдельно стоящих опорах, на вантовых конструкциях, подвешенных к пилонам мачт, на эстакадах. При прокладке теплопроводов на низких опорах расстояние между нижней образующей изоляционной оболочки трубопровода и поверхностью земли принимается не менее 0,35 м при ширине группы труб до 1,5 м и не менее 0,5 м. Высокие отдельно стоящие опоры могут выполняться жесткими, гибкими и качающимися. Материалы для мачт выбираются в зависимости от типа и назначения теплопровода. Наиболее подходящим материалом для мачт стационарных конструкций является железобетон. В местах установки арматуры трубопроводов необходимо предусмотреть приспособление для удобного подъема обслуживающего персонала и безопасного обслуживания арматуры. В этих местах обычно устраиваются площадки с ограждениями и постоянными лестницами.

Теплоизоляционные материалы и конструкции.

Важное значение в устройстве теплопровода имеет тепловая изоляция. От качества изоляционной конструкции теплопровода зависят не только тепловые потери, но и его долговечность. При соответствующем качестве материалов и технологии изготовления тепловая изоляция может одновременно выполнять роль антикоррозийной защиты наружной поверхности стального трубопровода. К таким материалам, относятся полиуретан и производные на его основе - полимербетон и бион.

Основные требования к теплоизоляционным конструкциям заключается в следующем:

- низкая теплопроводность как в сухом состоянии так и в состоянии естественной влажности;

- малое водопоглощение и небольшая высота капиллярного подъема жидкой влаги;

- малая коррозионная активность;

- высокое электрическое сопротивление;

- щелочная реакция среды (pH>8,5);

- достаточная механическая прочность.

Основными требованиями для теплоизоляционных материалов паропроводов электростанций и котельных являются низкая теплопроводность и высокая температуростойкость. Такие материалы обычно характеризуются большим содержанием воздушных пор и малой объемной плотностью.

Последнее качество этих материалов предопределяет их повышенные гигроскопичность и водопоглощение.

Одно из основных требований к теплоизоляционным материалам для подземных теплопроводов заключается в малом водопоглощении. Поэтому высокоэффективные теплоизоляционные материалы с большим содержанием воздушных пор, легко впитывающие влагу из окружающего грунта, как правило, непригодны для подземных теплопроводов.

Выбор теплоизоляционной конструкции и ее размеров зависит от типа теплопровода и располагаемых исходных материалов и выполняется на основе технико-экономических расчетов. При современных масштабах теплофикации и централизованного теплоснабжения проблема тепловой изоляции тепловых сетей имеет большое народнохозяйственное значение.

При сооружении теплопроводов в каналах в качестве тепловой изоляции часто применяются изделия из минеральной ваты, защищенный битуминировкой от увлажнения. На наружную поверхность стальной трубы накладывается антикоррозийное покрытие (эмаль, изол и др.). На антикоррозийное покрытие укладываются скорлупы из минеральной ваты, армированные стальной сеткой. Сверху скорлуп укладываются полуцилиндрические асбоцементные футляры, закрепляемые на теплопроводе стальной сеткой, покрываемой сверху асбоцементной штукатуркой.

Трубы и их соединения.

Техника транспорта теплоты предъявляет следующие основные требования к трубам, применяемым для теплопроводов:

- достаточная механическая прочность;

- эластичность и стойкость против термических напряжений при переменном тепловом режиме;

- постоянство механических свойств;

- стойкость против внешней и внутренней коррозии;

- малая шероховатость внутренних поверхностей;

- отсутствие эрозии внутренних поверхностей;

- малый коэффициент температурных деформаций;

- высокие теплоизолирующие свойства стенок трубы;

- простота, надежность и герметичность соединения отдельных элементов;

- простота хранения, транспортировки и монтажа.

Все известные до настоящего времени типы труб одновременно не удовлетворяют всем перечисленным требованиям. В частности, этим требованиям не вполне удовлетворят стальные трубы, применяемые для транспорта пара и горячей воды. Однако высокие механические свойства и эластичность стальных труб, а также простота, надежность и герметичность соединений (сварка) обеспечили практически стопроцентное применение этих труб в системах централизованного теплоснабжения.

Основные типы стальных труб, применяемых для тепловых сетей:

- диаметром до 400 мм включительно - бесшовные, горячекатаные;

- диаметром выше 400 мм - электросварные с продольным швом и электросварные со спиральным швом.

Электросварные трубы изготавливаются как прямошовные, так и со спиральным швом с различной толщиной стенки. Сортамент труб выбирается с учетом условного давления, максимальной температуры теплоносителя, диаметра трубопровода и марки стали, из которой он изготовлен. Стальные водогазопроводные трубы с резьбой, как правило, не рекомендуется применять для тепловых сетей из-за повышенного расхода материала в связи с больной толщиной стенки, вызванной наличием резьбы. Трубопроводы тепловых сетей соединяются между собой при помощи электрической или газовой сварки.

Опоры.

Опоры являются ответственными деталями теплопровода. Они воспринимают усилия от трубопроводов и передают их на несущие конструкции или грунт. При сооружении теплопроводов применяют опоры двух типов: свободные и неподвижные. Свободные опоры воспринимают вес трубопровода и обеспечивают его свободное перемещение при температурных деформациях. Неподвижные опоры фиксируют положение трубопровода в определенных точках и воспринимают усилия, возникающие в местах фиксации под действием температурных деформаций и внутреннего давления.

При бесканальной прокладке обычно отказываются от установки свободных опор под трубопроводами во избежание неравномерных посадок и дополнительных изгибающих напряжений. В этих теплопроводах трубы укладываются на нетронутый грунт или тщательно утрамбованный слой песка. При расчете изгибающих напряжений и деформаций трубопровод, лежащий на свободных опорах, рассматривается как многопролетная балка. По принципу работы свободные опоры делятся на скользящие, роликовые, катковые и подвесные. Для того чтобы ролик вращался, необходимо, чтобы момент сил, создаваемый трубопроводом на поверхности ролика, относительно оси вращения превышал сумму моментов сил трения на поверхности ролика и на поверхностях цапф той же оси. При выборе типа опор следует не только руководствоваться значением расчетных усилий, но и учитывать работу опор в условиях эксплуатации. С увеличением диаметров трубопроводов резко возрастают силы трения на опорах.

В некоторых случаях, когда по условиям размещения трубопроводов относительно несущих конструкций скользящие и катящиеся опоры не могут быть установлены, применяются подвесные опоры. Недостатком простых подвесных опор является деформация труб вследствие различной амплитуды подвесок, находящихся на различном расстоянии от неподвижной опоры, из-за разных углов поворота. По мере удаления от неподвижной опоры возрастают температурная деформация трубопровода и угол поворота подвесок.

Для уменьшения перекосов трубопровода желательно длину подвески выбирать возможно большей. При недопустимости перекосов трубы и невозможности применения скользящих опор следует применять пружинные подвесные опоры или опоры с противовесом. Из всех усилий действующих на неподвижную опору, наиболее значительным является неуравновешенная сила внутреннего давления. Для облегчения конструкции неподвижной опоры необходимо стремиться к уравновешиванию осевой силы внутреннего давления внутри трубопровода.

В целях унификации расчетов и стандартизации конструкций неподвижных опор принято делить их условно на две группы: неразгруженные и разгруженные. К первой группе относятся опоры, воспринимающие осевую реакцию внутреннего давления. Ко второй группе относятся опоры, на которые осевая реакция внутреннего давления не передается.

2.5 Инфраструктура

рынок конкурент потребительский финансирование

Инфраструктура представлена теплостями. Основное предприятие «Крымтеплокоммунэнерго». Предприятие обеспечивает тепловой энергией 95% жителей г. Керчь. На данное время предприятие имеет на балансе и эксплуатирует:

- локальные и квартальные котельные - 260 шт.;

- районные котельне - 7 шт.;

- теплораспределяющие станции - 150 шт.;

- насосные станции - 11шт.;

- тепловые сети в 2-х трубном вычислении - 1 631,8 км.

- 263 котельных предприятия работает на газообразном топливе, 1 котельная на твердом топливе.

Суммарная мощность котельных составляет - 3 200,3 Гкал/год.

Длина тепловых сетей составляет 50 км. Площадь жилищного фонда составляет 725 тыс. кв. м.

В состав «КТКЭ» входят 9 эксплуатационных филиалов, расположенных в административных районах города. Район филиала является основными производственными единицами предприятия, которые осуществляют эксплуатацию тепловых сетей, котельного оборудования, оборудования насосных и теплорозподильчих станций, обеспечивают их постоянное функционирование, а также бесперебойное снабжение тепловой энергии потребителям данного административного района.

Часто фактор сырья преобладает над потребительским фактором, поэтому многие ТЭЦ размещены за несколько сотен километров от потребителя.

2.6 Схема предприятия

Рис.3 Схема предприятия восточного теплового района

2.7 Организация подготовки и осуществление проекта

В системе трубопроводов городского и промышленного хозяйства наиболее технически сложным элементом можно смело назвать теплотрассы. К теплотрассам предъявляются высокие требования надежности и безопасности их эксплуатации. Такие требования обусловлены высокой температурой транспортируемого по теплотрассам теплоносителя и высоким давлением в системе теплоснабжения. Этими же причинами обусловлена необходимость регулярного ремонта теплотрасс с заменой труб через каждые 10-15 лет. Учитывая, что основное количество теплотрасс было проложено или реконструировано в 70-80 годы, на данное время износ большей части теплотрасс намного превысил допустимые нормы. Поэтому отмечаем участившиеся утечки и аварии, массовые отключения снабжения теплом жилых зданий, школ, больниц. Ресурсов коммунальных служб часто не достаточно, что бы провести ремонт теплотрасс должным образом и в отведенные сроки. Укладка практически всех труб теплотрасс производилась канальным способом в бетонные короба. При выпадении обильных осадков, эти короба наполняются водой. Минеральная вата, используемая для теплоизоляции труб, впитывает влагу, усиливая коррозию стальных труб. В результате коррозии на стенках труб появляются свищи и разрывы. Трубный просвет зарастает карбонатными и другими отложениями, снижая проходимость труб и увеличивая теплопотери. На сегодняшний день, в среднем, тепопотери составляют до 30%. Необходимость систематизированного ремонта теплотрасс очевидна.

Ремонт теплотрасс это довольно сложная техническая задача, иногда даже головоломка, требующая большого профессионализма, специализированного оборудования и гибкости выбора методов устранения возникшей неисправности. Вносят свой вклад в усложнение ремонта теплотрасс специфические особенности эксплуатации системы теплоподачи и сезонные погодные условия. Например, если при ремонте теплотрассы в холодное время года не спустить воду из ремонтируемого участка сети, возможно размерзание труб - разрывы. При неправильном пуске системы может возникнуть гидроудар, несущий новые повреждения изношенных труб и необходимость дополнительного ремонта теплотрассы.

Для проведения ремонта теплотрасс необходимы земельные работы. Во время проведения земельных работ при ремонте теплотрасс должны присутствовать представители всех коммунальных организаций, коммуникации которых проходят в области проведения восстановительных работ. Но даже при этом условии во время ремонта теплотрасс случаются повреждения окружающих коммуникационных линий, которые могут представлять угрозу жизни рабочих и влекут за собой убытки. Особую угрозу при ремонте теплотрасс несут обрывы подземных высоковольтных кабелей. Повышает эффективность и безопасность работ поиск теплотрасс и окружающих коммуникаций с помощью специального радиолокационного оборудования. Во много раз снижается риск повреждения трубопровода или кабеля, проходящего в районе выполнения земляных работ и связанных с этим расходов. Особенно плотно расположены подземные коммуникации в черте города. Поэтому при ремонте теплотрасс в черте города просто необходимо провести поиск тепотрасс и линий коммуникаций в предполагаемом месте ремонта теплотрассы. Кроме того, предварительно выполненный поиск теплотрасс позволит делать траншею уже, что уменьшает затраты на восстановление покрытия и собственно раскапывания трубы.

Снизить затраты на ремонт теплотрасс можно проведением реконструкции с применением современных труб с промышленно нанесенной теплоизоляцией из жесткого пенополиуретана. При прокладке новой теплотрассы трубами этого вида применяется безтраншейный способ горизонтального управляемого бурения.

Произошедшие со времени укладки теплотрасс события политической и социальной жизни, бесконечное реформирование привели к тому, что нередки случаи утери документации со схемами прокладки теплотрасс. При необходимости ремонта теплотрасс или их реконструкции, в первую очередь возникает вопрос поиска теплотрасс. Новая аварийная служба проводит поиск теплотрасс, применяя современное радиолокационное оборудование. Новейшие радиолокационные аппараты способны выполнять поиск теплотрасс с точностью до сантиметра. После выполнения поиска теплотрасс, полученные данные оформляются в схему прокладки, которая значительно упростит дальнейшее обслуживание и ремонт теплотрасс.

2.8 График выполнения проекта. Расчёт расходов на осуществление проекта. Материально-техническое снабжение. Текущие затраты производстваи сбыта

Ремонты тепловых сетей, как правило, проводятся в весеннее-летний период, после окончания отопительного периода. Основная задача организации ремонтных работ заключается в сокращении сроков, удешевлении работ и обеспечении высокого качества ремонтов. Одно из важнейших условий сокращения сроков ремонта -- подготовка к его проведению, поскольку время проведения работ всегда ограничивается. Для успешного проведения ремонтных работ важное значение имеет заблаговременная подготовка запасных частей, материалов, инструмента и приспособлений.

Работы по ремонту участка тепломагистрали длиной 1200 метров будут проводиться по улице Войкова, начиная с 1 марта 2010г. Подключение потребителей планируется произвести до 1 сентября 2011г.

Предварительная работа. Обследование систем теплоснабжения	1-2 дня
Теплотехнические расчеты, подбор оборудования	3-4 дня
Подготовка коммерческого предложения. Обоснования выбора	2 дня
Разработка сметной документации, подготовка проекта договора	1 день
Составление технического задания. Разработка проектной документации	5-22 дней
Согласование проекта с теплоснабжающими и контролирующими организациями	4-7дней
Поставка оборудования в зависимости от мощности и оборудования	5-12 дней
Монтаж оборудования. Гидравлические испытания и промывка трубопроводов. Пуско-наладочные работы.	12 -35 дней
Сдача в эксплуатацию. Оформление исполнительной документации и паспорта теплового пункта.	5 дней
Гарантийный срок	18 мес.

Таблица 2.8. Выписка из сметы на монтаж оборудования

1. Теплообменник пластинчатый, 2 шт.	40 924 грн.
2. Сетевые насосы отопление, 2 шт.	19 812 грн.
3. Насосы горячего водоснабжения, 2 шт.	15 132 грн.
4. Подпиточный насос, 1 шт.	8 326 грн.
5. Запорно-регулирующая арматура, 22 шт.	23 452 грн.
6. Контрольно-измерительные приборы, регуляторы давления, регуляторы температуры, узлы учета отпуска тепла.	48 698 грн.
7. Трубы	11 720 грн.
8. Теплоизоляция	9 386 грн.
9. Алюминев фольга для теплоизоляции	5 590 грн.
ИТОГО ПО МАТЕРИАЛАМ	183 038 грн.
10. Монтажные работы. Гидравдические испытания на прочность и плотность. Пуско-наладка.	151 060 грн.
ИТОГО, в том числе НДС	334 0 98 грн.

Сметная стоимость ремонта теплотрассы составила - 334 098 грн.

Показатели	Год реализации проекта
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
АКТИВЫ
1. Наличные	0	0	7,39	23,56	46,65	71,08	95,64	114,99	134,26	153,48	172,65	191,78
2. Ценные бумаги
3. Дебиторская задолженность
4. Запасы товарно-материальных ценностей			3	4,125	5,3	5,3	5,3	5,3	5,3	5,3	5,3	5,3
5. Остаточная стоимость основных средств	12,30	24,60	20,91	17,86	15,34	13,23	9,36	7,73	6,36	5,19	3,31	2,54
6. Нематериальные активы
Вместе активы	12,30	24,60	31,30	45,55	67,24	89,57	110,25	127,97	145,87	163,92	181,20	199,57
Пассивы (обязательства)
1. Краткосрочные кредиты
2. Другая краткосрочная задолженность
3. Долгосрочный заемный капитал		10,05	8,85	7,14	3,93	0,93
4. Уставный фонд (капитал)	12,30	14,55	14,55	14,55	14,55	14,55	14,55	14,55	14,55	14,55	14,55	14,55
5. Накопленный доход			7,90	23,86	48,76	74,09	91,75	109,62	127,64	145,80	164,07	182,43
6. Резервы и фонды
Вместе пассивы	12,30	24,60	31,30	45,55	67,24	89,57	106,30	124,17	142,19	160,35	178,62	196,98

Расчет плановой себестоимости и тарифана услуги теплоснабжения на 2009 год по АП «Крымтеплокоммунэнерго»

№ п /п	Наименование показателей	Ед. изм.	2009 год
			Всего	Население	Прочие
1	Объём реализации тепловой энергии потребителем	Гкал	233 955	181 333	52 622
2	Себестоимость оказания услуг (п.2.1+п.2.2+п.2.3+п.2.4)	тыс. грн	61 263,4	42 941,0	18 322,4
2.1	Прямые материальные расходы, в т.ч.:	тыс. грн	47 253,3	32 173,8	15 079,5
	- газ	тыс. грн	30 145,2	20 688,5	9 4456,7
	- жидкое топливо	тыс. грн	6 865,2	3 483,8	3 381,4
	- электроэнергия (в т.ч. реактивная)	тыс. грн	6 383,9	5 010,5	1 373,4
	- покупная тепловая энергия	тыс. грн	0,0	0,0	0,0
	- вода на технологические нужды	тыс. грн	3 832,1	2 970,2	861,9
	- материалы	тыс. грн	26,9	20,8	6,1
2.2	Прямые расходы на оплату труда	тыс. грн	4 566,4	3 539,3	1 027,1
2.3	Прочие прямые расходы, в т.ч.:	тыс. грн	3 980,7	3 085	895,3
	- начисления на ЗП 36,96%	тыс. грн	1 687,7	1 308,1	379,6
	- амортизация	тыс. грн	952,0	737,9	214,1
	- ремонтные работы	тыс. грн	1 341,0	1 039,4	301,6
2.4	Общепроизводственные расходы	тыс. грн	5 463,0	4 142,5	1 320,5
3	Административные расходы	тыс. грн	1 260,8	962,0	298,8
4	Расходы на сбыт	тыс. грн	603,5	467,7	135,8
5	Прочие операционные расходы	тыс. грн	0,0	0,0	0,0
6	Полная плановая себестоимость (п.2+п.3+п.4+п.5) Себестоимость 1 Гкал	грн	63 127,7 269,83	44 370,7 244,69	18 757,0 356,45
7	Финансовые расходы	тыс. грн	0,0	0,0	0,0
8	Расходы с налога на прибыль	тыс. грн	1 262,6	887,4	375,2
9	Плановая прибыль для осуществления инвестиционной деятельности	тыс. грн	3 787,6	2 662,3	1 125,3
10	Полная плановая с/сть и плановая прибыль для осущ. инвестицион. д-ти (п.6+п.8+п.9)	тыс. грн	68 177,9	47 920,4	20 257,5
11	Стоимость 1 Гкал тепловой энергии	грн/Гкал	291,41	264,27	384,96
12	Тариф с НДС за 1 Гкал	грн	349,69	317,12	461,95
13	Тариф на отопление 1кв.м в месяц	грн	3,61	3,09	5,89
14	Тариф на подогрев 1м3 воды	грн			26,10

3. ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ

3.1 Влияние на окружающую среду

Значительный вред окружающей среде наносит топливно- энергетический комплекс. Всем известно, что большую часть тепла и электроэнергетики вырабатывают АЭС и ТЭС. Но не всем известно, какое именно влияние они оказывают на здоровье людей и окружающую среду. Нас очень заинтересовал этот вопрос, и мы попробуем в нем разобраться.

ТЭС работают на органическом топливе, в качестве которого используют сравнительно дешевые уголь и мазут.

При сжигании в котлах минерального топлива (газа, мазута, угля) в атмосферу попадают оксиды азота, диоксиды серы, оксиды углерода, частицы неорганической пыли, мазутная зола и продукты неполного сгорания топлива.

Перевод с твердого топлива на газовое ведет к значительному удорожанию вырабатываемой энергии, не говоря уже о дефиците и того, и другого. Кроме того, это не решит проблемы загрязнения атмосферы. Так как не хватает качественного топлива, ТЭС работают на низкосортном. В процессе сгорания такого топлива образуются вредные вещества, которые выводятся в атмосферу с дымом и попадают в почву с золой. Помимо того, что эти выбросы неблагоприятно влияют на окружающую среду, продукты сгорания вызывают парниковый эффект, который грозит нам засухами.

При сжигании угля образуются золоотвалы, которые оказывают негативное влияние на человека и окружающую среду. Образующиеся золы отличаются высоким содержанием токсичных веществ, которые воздушным путем или же с водой попадают в биосферу.

Кроме того, происходит значительное тепловое загрязнение водоемов при сбрасывании в них теплой воды.

Из всех существующих на сегодняшний день электростанций тепловые электростанции, работающие на органическом топливе, более всего загрязняют атмосферу. Объемы загрязнения окружающей среды и вид загрязнения зависят от типа и мощности станции.

Вредные примеси выбросов электростанций воздействуют на биосферу района расположения предприятия, подвергаются различным превращениям и взаимодействиям, а также осаждаются, вымываются атмосферными осадками, поступают в почву и водоемы. Наиболее высокой биологической активностью обладает диоксид азота. При высоком его содержании в атмосферном воздухе у людей снижаются дыхательные функции, повышается респираторная заболеваемость, обнаруживаются изменения в крови. Также большую экологическую опасность для человека представляют тяжелые металлы. Попадая в организм в больших количествах, в течение короткого времени они могут вызвать острое отравление, а при хроническом воздействии малых доз в течение продолжительного времени может проявиться канцерогенное действие мышьяка, хрома, никеля и т.д. Наряду с увеличением углекислого газа, происходит уменьшение доли кислорода в атмосфере, который расходуется на сжигание топлива на тепловых станциях. Вредное воздействие на животный и растительный мир оказывает загрязнение атмосферы окисью серы. Наибольшее загрязнение атмосферы серой приходится как раз на долю электростанций и отопительных установок. Вредное воздействие окиси углерода на человека и животных состоит в том, что она, соединяясь с гемоглобином крови, очень быстро лишает организм кислорода.

Защита атмосферы включает комплекс технических и административннх мер, прямо или косвенно направленных на прекращение или по крайней мере

уменьшение возрастающего загрязнения атмосферы, являющегося следствнем промышленного развития.

Экологическая дисциплина на теплоэлектростанциях не может основываться только на регламентирующих правилах и нормативах. Она достижима в сочетании с экологической грамотностью и ответственностью, социальной активностью и личной заинтересованностью персонала, действующего в сфере производства на различных уровнях (от руководящих кадров до рядовых исполнителей).

С учетом масштаба возможных экологических последствий трудовой деятельности личности в энергетическом производстве, для которого характерна высокая степень локализации выбросов вредных веществ в атмосферу и загрязненных стоков, особую важность и сложность представляет экологическое воспитание персонала, непосредственно занятого обслуживанием и ремонтом оборудования ТЭС. От работников этой категории не зависит выбор технологии и оборудования на стадии проектирования. Однако на существующих энергопредприятиях заинтересованный, экологически грамотный, квалифицированный персонал может оказывать существенное влияние на экологические характеристики электростанций. Персонал ТЭС (ремонтный и эксплуатационный) может:

- обеспечить поддержание расчетных характеристик природоохранного оборудования за счет качественного ремонта, строгого контроля работы оборудования (золоуловители, установка очистки замазученных стоков, устройства для предотвращения фильтрации загрязненных вод),

- осуществлять эксплуатацию котлов с минимальными вредными выбросами (за счет сжигания с малыми избытками воздуха, правильной эксплуатацией специальных устройств для подавления вредных выбросов - установка рециркуляции дымовых газов, впрыск воды, аппараты сероулавливания и др.);

- обеспечить эффективное кратковременное снижение вредных выбросов в атмосферу при особо неблагоприятных метеоусловиях - НМУ;

- исключить залповые выбросы и стоки;

- предотвратить пыление угольных складов и золоотвалов, разрушение ограждающих дамб золоотвалов.

4. ИНСТИТУЦИОНАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ

В рыночных условиях определяющим фактором успешного функционирования предприятий является грамотная реализация системы управления (СУ). Для успешной реализации СУ на предприятии в первую очередь необходимо введение механизма эффективного управления. При таком подходе, предприятие всегда сможет адекватно реагировать на изменения внутренних и внешних факторов, способные существенно повлиять на эффективность функционирования. Внутренние факторы в основном являются результатом управленческих решений, в то время как внешние факторы являются факторами среды, находящиеся вне предприятия, которые оказывают серьезное влияние на его успех. Хотя внешние факторы находятся вне контроля руководства, но в тоже время, руководство должно стремиться сделать так, чтобы их предприятия реагировали на изменения в конкретной внешней среде, если предприятие намеревается достичь поставленных целей.

Таблица 4.1 - Матрица SWOT-анализа коммунального предприятия «Крымтеплокоммунэнерго»

Strengths (сильные стороны)	Weaknesses (слабые стороны)
1. Собственное производство тепловой энергии. 2. Применение надежного проверенного оборудования с высоким коэффициентом полезного действия. 3. Автономность и независимость работы. 4. Использование современной, ресурсосберегающей технологии. 5. Себестоимость производимой энергии позволяет достигнуть значительного экономического эффекта.	1. Отсутствие опыта у персонала котельной в эксплуатации газовых когенерационных установок. 2. Большой объем начальных инвестиций. 3. Прямая зависимость себестоимости произведенной энергии от цены на природный газ. Однако, исходя из низкой вероятности существенного подорожания газа для коммунальных предприятий, данный фактор несущественен.
Opportunities (возможности)	Threats (угрозы)
1. Возможность реализации излишков тепловой энергии другим потребителям. 2. Постоянное обеспечение предприятия качественной теплоэнергией. 3. Принятие общенациональной программы развития и поддержки теплосберегающих технологий.	1. Установление государственными органами лимитов потребления природного газа. 2. Вероятность изменения налоговой и макроэкономической политики в Украине.

Анализ внешней и внутренней среды позволяет предприятию создать перечень опасностей и возможностей, с которыми оно сталкивается в этой среде. Только приведя внутренние возможности предприятия в соответствие с внешним окружением, руководство сможет осуществлять эффективное управление.

5 ФИНАНСОВЫЙ АНАЛИЗ

5.1 Источники финансирования и бюджета

Таблица 5.1 Источники финансирования по месяцам, млн. грн.

Виды инвестиций	Строительство	Освоение	Полная производственная мощность	Всего
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Основатели (акционерный капитал)	10,05	10,05											20,1
Коммерческие банки	2,25	2,25											4,5
Кредиты поставщиков			3	1.5	1.5								6
Вместе	12,3	12,3	3	1.5	1.5								30,6

Из таблицы 5.1 видно, что уставный фонд (капитал) предприятия формируется в течение 2-х лет в размере 20,1 млн. грн. В то же время предприятие на основе ранее заключенных договоров получает два вида кредита от банков и поставщиков в размере, соответственно, 4,5 млн. грн. и 6 млн. грн. Общая сумма финансирования составляет 30,6 млн. грн. То есть величина инвестиций полностью обеспечена финансовыми средствами.

5.2 Расчет денежных потоков по периодам реализации

Таблица 5. Денежные потоки по годам расчетного периода, млн. грн

Показатели	Строительство	Освоение	Полная производственная мощность	Всего
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Объём выпуска	0	0	117	175,5	234	234	234	234	234	234	234	234
1. прибыль от реализации
- продукции (доход от продажи(без НДС))			34	51	68	68	68	68	68	68	68	68		631
- имущества													9	9
2. отток;
- общие инвестиции;	12,30	12,30	3,00	1,125	1,125									29,85
- функционально-админастративни расходы			22,5	31,1	39,8	39,8	39,8	39,8	39,8	39,8	39,8	39,8		371,68
- налоги							8,00	8,09	8,16	8,21	8,26	8,30		41,02
3. чистый денежный поток (п.1-п.2)	-12,30	-12,30	8,59	18,89	27,31	28,43	28,43	20,35	20,28	20,22	20,17	20,13	8,54
4. кумулятивный чистый денежный поток	-12,30	-24,60	-16,01	2,87	30,18	58,62	87,05	107,4	127,7	147,9	168,08	188,21	196,75	1061,8
5. дисконтированный чистый денежный поток	-12,30	-10,25	8,59	10,93	13,17	11,43	9,52	5,68	4,72	3,92	3,26	2,71	0,96	52,33
6. кумулятивный дисконтированный чистый денежный поток	-12,30	-22,55	-13,96	-3,03	10,14	21,56	31,09	36,77	41,48	45,40	48,66	51,37	52,33	-

По данным этой таблицы построен финансовый профиль проекта для кумулятивного дисконтированного чистого денежного потока (рисунок 4.1).

Рисунок 4.1 - Финансовый профиль проекта инвестиций

Отчет о чистых доходах, тыс. грн

Показатели	Освоение	Полная производственная мощность
	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Объем выпуска	117	176	234	234	234	234	234	234	234	234
1. Доход от продажи	34	51	68	68	68	68	68	68	68	68
2. Общепроизводственные расходы	26,20	34,18	42,28	41,86	41,52	41,23	41,00	40,81	40,65	40,52
3. Прибыль до налогообложения	7,90	16,96	25,91	26,33	26,67	26,96	27,19	27,38	27,54	27,67
4. Налоги					8,00	8,09	8,16	8,21	8,26	8,30
5. Чистая прибыль	7,90	16,96	25,91	26,33	18,67	18,87	19,03	19,16	19,27	19,37
6. Дивиденды и премии		1,01	1,01	1,01	1,01	1,01	1,01	1,01	1,01	1,01
7. Нераспределенная прибыль	7,90	15,96	24,90	25,33	17,67	17,86	18,03	18,16	18,27	18,36
8. Куммулятивная нераспределенная прибыль	7,90	23,86	48,76	74,09	91,75	109,62	127,64	145,80	164,07	182,43
9. Вложенный капитал	28,35	29,48	30,60	30,60	30,60	30,60	30,60	30,60	30,60	30,60
10. Коэффициенты:
- Оборачиваемость капитала	1,20	1,74	2,23	2,23	2,23	2,23	2,23	2,23	2,23	2,23
- Доходность	1,30	1,50	1,61	1,63	1,64	1,65	1,66	1,67	1,68	1,68
- Рентабельность оборота,%		0,33	0,38	0,39	0,39	0,40	0,40	0,40	0,40	0,41
- Рентабельность капитала,%		0,58	0,85	0,86	0,87	0,88	0,89	0,89	0,90	0,90

АНАЛИЗ РИСКОВ

В ходе реализации проекта предприятие может сталкиваться с различными проблемами, которые могут повлиять на ход работы. Эти риски сгруппированы по следующим категориям:

1. Финансовые риски. Эта группа рисков связана с возможными проблемами целевого финансирования.

2. Производственные риски. Они связаны с соблюдением техники безопасности, а также с возможными сбоями в работе оборудования.

3. Падение платежеспособности населения и предприятий, рост задолженности по оплате услуг ЖКХ.

4. Рост тарифов на электроэнергию, газ и топливо, и как результат повышение стоимости жилья и коммунальных услуг.

5. Форс-мажорные обстоятельства. Сюда входят погодные условия, а также иные обстоятельства, не подвластные контролю предприятия, которые могут повлиять на ход выполнения работы.

Подобные ситуации могут нанести материальный ущерб либо приостановить ход работы (что тоже повлечет за собой последствия в виде простоя и неустоек). В связи с этим на предприятии должны быть разработаны и внедрены мероприятий по реформированию ЖКХ, созданы электронная диспетчеризация и единая аварийно-диспетчерская служба, позволяющие снизить до минимума возможность наступления этих рисков посредством эффективного применения регламентирующей документации. На случай наступления подобных обстоятельств - предприятие производит резервирование средств - в сумме 2-3 % от общей сметной стоимости.

ВЫВОДЫ

В данной работе были проведены все необходимые расчеты, чтобы оценить данный инвестиционный проект. Полученные результаты показывают, что инвестиционный проект по модернизации теплотрассы оказался прибыльным. Реализация проекта обеспечивает чистую прибыль за 12 лет экономического срока службы капиталовложений, который равен 191,48 млн. грн.

Предполагается, что в реализации проекта будет реорганизовано коммунальное предприятие КТКЭ с уставным капиталом в 14,55 млн. грн. рентабельность по отношению акционерного капитала составит при полном освоении производственной мощности около 49% (при расчете по чистой прибыли). Период возврата капитальных вложений не превысит пяти лет. Максимальный денежный отток (за год) равен 12,3 млн. грн, что покрывается предсказуемыми источниками финансирования проекта. Общие инвестиции расчетного периода составят 30,6 млн. грн.

Полученное значение внутреннего коэффициента эффективности

(IRR = 0,29) превышает нормативный коэффициент эффективности (Ен = 0,23), что указывает на эффективность данного инвестиционного проекта. Внутренняя рентабельность данного инвестиционного проекта показала, что проблем с наличностью для обеспечения текущей деятельности предприятия не возникнет при темпах годовой инфляции в 29%.

Предварительное исследование полученных результатов свидетельствует о практической возможности и экономической целесообразности реализации рассматриваемого проекта. Окончательное же решение принимают с учетом интересов владельцев капиталов, потенциальных партнеров, поставщиков ресурсов и покупателей продукции.

ПЕРЕЧЕНЬ ССЫЛОК

1. Амитан В.Н., Потапова Н.Н. «Формирование механизма ресурсосбережения»// Экономіка та право. -- 2001. -- №4 (28). --С. 20-27.

2. Дубовик В.С. «О работе теплоснабжающих предприятий в 2007 году. Ассоциация «Укртеплокоммунэнерго». К. 2002.

3. Економічне обґрунтування господарських рішень / В.М. Гавва. - Навч. посібник. - Харків: Нац. аерокосмічний ун-т «Харк. авіа. ін.-т», 2001. - 157 с.

4. Закон «О теплоснабжении» от 2 июня 2005 г. № 2633-IV

5. Гавва В. Н., Сафронов Я.В., Шумов В.П. Планирование инвестиций в производство и анализ финансов предприятия: Учеб. пособие . - Харьков: Харьк. авиац. ин-т, 1997. - 73с.

6. Куденко Г.Е. «Концептуальные подходы к оценке эффективности функционирования системы теплоснабжения»// Экономика промышленности: Сб. науч. тр. /НАН Украины. -- 2005. --С. 442-451.

7. Суходоля А. «Модель анализа энергопотребления и определение уровня энергоэффективности национальной экономики» // Экономика Украины. -- 2007. № 5. -- 31с.

8. В.А. Колисниченко «Проектный анализ»: Учеб. пособие. - Харьков: Нац. аерокосмічний ун-т «ХАІ», 2002. - 99с.

9. http://www.energosovet.ru/stenergo.php?idd=1

10. http://www.teploe.by/files/library/semenov.doc

11. http://esco-ecosys.narod.ru/2002_7/art108.htm

Размещено на Allbest.ru