Geum.ru

Определение общей потребности в финансовых средствах (себестоимости и прибыли)

Вид материалаДокументы
3.5. Порядок расчета тарифов на тепловую энергию
II группа потребителей
Составляющие расхода
Угли без брикетов
1. Водогрейные котлы
2.Паровые котлы
Дквр-6,5-23-270, дквр-10-23-370
Пример расчета.
Подобный материал:
1   2

3.5. Порядок расчета тарифов на тепловую энергию

по группам потребителей


3.5.1. Для экономического обоснования тарифов на тепловую энергию производитель тепловой энергии или энергоснабжающая организация представляет в регулирующий орган информацию по формам, в соответствии с Приложением 3 :

  • калькуляция себестоимости полезно-отпущенной тепловой энергии (табл. № 1),
  • расчет затрат на топливо (табл. № 2),
  • расчет затрат на заработную плату (табл. № 3),
  • расчет стоимости покупной электрической энергии на выработку тепловой энергии и затрат на покупную теплоэнергию (табл. № 4),
  • расчет затрат на водопотребление и водоотведение по котельной (табл. № 5),
  • расчет затрат по ремонтному фонду (табл. № 6),
  • расчет необходимой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на услуги теплоснабжения (табл.№ 7),
  • объемы реализации тепловой энергии и тарифы по видам потребителей (табл. № 8),
  • расчет сумм обшеэксплуатационных расходов в порядке, предусмотренном настоящей методикой,

Другие необходимые сведения, влияющие на уровень тарифа, производитель тепловой энергии или энергоснабжающая организация представляет по требованию регулирующего органа в обязательном порядке.


3.5.2. Тарифы формируются, исходя из плановой себестоимости отпускаемой предприятием отпущенной тепловой энергии на период регулирования и необходимой прибыли, величина которой устанавливается регулирующим органом, в среднем не выше 10% от производственной себестоимости.

Регулирующий орган вправе увеличивать рентабельность свыше 10% при наличии обосновывающих материалов по включению инвестиций в прибыль для развития и реконструкции производственных мощностей.


3.5.3. Устанавливаются следующие группы потребителей:

I группа потребителей: предприятия всех форм собственности и организации ЖКХ для потребления теплоэнергии населению, проживающему в муниципальном, ведомственном и государственном жилом фонде, включая приватизированный и частный жилой фонд при наличии регистрации;

II группа потребителей: прочие потребители.

Тарифы по группам потребителей должны определяться следующим образом:

для I группы - по себестоимости и прибыли, определенной в размере не выше 5% от себестоимости;

Примечание: уровень фактической оплаты населением потребляемой теплоэнергии устанавливается органами местного самоуправления с учетом действующих нормативных документов Правительства РФ и Ленинградской области.

для II группы - по себестоимости и прибыли, с учетом размера рентабельности r, определяемого в следующем порядке:

проч

r = (П - П1) : S х Qотп 100%,


где

П - необходимая прибыль по расчету, руб.;

П1 - распределенная прибыль по I группе потребителей, руб.;

S - себестоимость тепловой энергии, руб/Гкал;

проч

Qотп - полезный отпуск тепловой энергии прочим потребителям, Гкал.

Население, занятое индивидуальной трудовой деятельностью вне жилых помещений (мастерских, гаражах, пристройках, сараях, теплицах и др.) рассчитывается за теплоэнергию, потребляемую на цели отопления указанных строений, по тарифам, установленным для II группы потребителей.

В состав тарифа I и II группы потребителей НДС не включается и предъявляется "кроме того".

Регулирующий орган и органы местного самоуправления в зависимости от местных условий в отношении предприятий находящихся в муниципальной собственности могут вносить коррективы в п.3.5.3.


Примерный расчет тарифов по группам потребителей на услуги по теплоснабжению и горячему водоснабжению
Исходные данные
Ед.изм
Кол-во

1.
Полезный отпуск тепловой энергии в период регулирования, в том числе:

-населению

-бюджетным и муниципальным предприятиям

-прочим
Гкал


Гкал

Гкал

Гкал
58 150


29 650

9 600

18 900

2.
Полная себестоимость тепловой энергии
т.руб
5 524

3.
Себестоимость 1 Гкал
руб
95

4.
Прибыль – всего (подтвержденная расчетом необходимой прибыли, но не выше 10% от себестоимости)

Стр.2 х 10% : 100%


т.руб


552

5.
Доходы – всего

Стр.2 + Стр.4

т.руб

6 076

6.
Средний тариф за 1 Гкал

(Для расчетов с потребителями не применяется, а используется для оценки экономических и финансовых показателей предприятия)

Стр.5 : Cтр.1


руб


104,5

7. Тариф по I группе потребителей 99,8 руб/Гкал, в том числе

рентабельность 5%

Распределенная прибыль при этом равна.

(99,8-95,0)х29 650 = 142,3 тыс. руб


8. Тариф по II группе потребителей 109,4 руб/Гкал, в том числе

рентабельность 15%

(95,0х28 500 + 409,7) : 28 500 = 109,4 руб/Гкал,


где 409,7 тыс.руб не распределенная прибыль (552,00-142,3 тыс. руб)


Тариф по услугам теплоснабжения и горячего водоснабжения непосредственно для населения определяется органами местного самоуправления, в пределах сроков и уровней платежей граждан в % к затратам, утвержденным в п.3 Постановления Правительства Ленинградской области от 11 июня 1998г. №23 "О социальных нормативах в жилищно-коммунальной сфере при переходе на новую систему оплаты жилья и коммунальных услуг в Ленинградской области".


Приложение 1


Таблица 1

Составляющие расхода

теплоэнергии на собственные нужды котельных

(максимальные значения)
Газообразное топливо
Слоевые и

факельно-слоевые топки
Жидкое топливо

1.Продувка паровых котлов,

производительностью, т/ч:

до 10


0.13


0.13


0.13

более 10
0.06
0.06
0.06

2.Растопка котлов
0.06
0.06
0.06

3.Обдувка котлов
-
0.36
0.32

4.Дутье под решетку котлов
-
2.5
-

5.Мазутное хозяйство
-
-
1.6

6.Паровой распыл мазута
-
-
4.5

7.Подогрев воздуха в калориферах
-
-
1.2

8.Эжектор дробеочистки
-
-
0.17

9.Технологические потери тепла (химводоочистка, деаэрация, отопление котельной, потери с излучением теплоты паропроводами, насосами, баками, и т.п. утечки, испарения при апробировании и выявлении неисправностей в оборудовании и неучтенные потери)


2.2


2.0


1.7

Итого, % от фактической выработки теплоэнергии

при нагрузке <100%


до 2,39


до 5,05


до 9,68

при нагрузке 100%
2,32
2,55
3,91


Таблица 2

№№ п.п.
Вид топлива
Эквивалент




Угли без брикетов



1
Донецкий - всего
0,814

2
Подмосковный
0,345

3
Кузнецкий
0,865

4
Воркутинский
0,779

5
Свердловский
0,403

6
Нерюнгринский
0,815

7
Канско-Ачинские
0,495

8
Карагандинский
0,684

9
Экибастуэский
0,602

10
Силезский
0,886




Торф топливный – на 1 тн



11
Фрезерный (при условной влажности 40%)
0,33

12
Кусковой (при условной влажности 33%)
0,41

13
Торфяные брикеты (при условной влажности 16%)

0,60

14
Торфяные полубрикеты (при условной влажности 28%)

0,45

15
Дрова –на 1 плотный м3
0,266

16
Газ природный (включая попутный) –на 1 тыс м3
1,182

17
Мазут топочный – на 1тн
1,37

18
Мазут флотский - на 1 тн
1,43

19
Древесные обрезки, стружка и опилки – на 1 тн
0,36

20
Сучья, хвоя, щепа – на складской м3
0,05



Таблица 3

Типы котлов
На твердом топливе
На жидком топливе
На газообразном

топливе




КПД котла
Расход условного топлива на 1 Гкал
КПД котла
Расход условного топлива на

1 Гкал
КПД котла
Расход условного топлива на 1 Гкал

1
2
3
4
5
6
7

1. ВОДОГРЕЙНЫЕ КОТЛЫ

1.1.Необорудованные экономайзерами

ВНИИСТО-М4
70
204,0
75
190,4
80
178,5

КЧММ-2
77
185,5
82
174,1
87
164,1

КЧММ-1
75
190,4
80
178,5
85
168,0

КЧММ-2
75
190,4
80
178,5
85
168,0

“Огонек”
76
187,9
82
174,1
85
168,0

КВГМ, КВТК
78
183
83
172
86
166,0

Унифицированные котлы КЧ

КЧ-1


75


190,4


80


178,5


86


166,0

КЧ-2
76
187,9
81
176,3
86
166,0

КЧ-3
77
185,5
82
174,1
87
164,1

ВНИИСТО-3
72
198,3
76
187,9
80
178,5

Индустриал-1
78
183,0
84
170,0
90
158,7

Универсал-3
66
216,4
70
204,0
80
178,5

Универсал-4
68
210,0
72
198,3
79
180,8

Универсал-5
73
195,6
77
185,5
85
168,0

Универсал-6/6м

73

195,6

80

178,5

87

164,1

Системы Надточия

74

193

80

179,5

83

172,0

АВ-2
75
190,4
81
176,3
92
155,2

НР(Ч)
57
250,5
71
201,1
77
185

НР-17
75
190,4
80
179,5
83
172,0

НР-18
75
190,4
80
179,5
83
172,0

ВПС-04
-
-
83
172,0
85
168,0

ВПС-07
-
-
84
170,0
85
168,0

ВПС-1,0
-
-
83
172,0
85
168,0

НИИСТУ-5
75
190,4
80
179,5
85
172,0

МГ-2
72
198,3
77
185,5
85
168,0

Тула-3
70
204,0
75
190,4
81
176,3

“Энергия-6”
75
190,4
79
180,8
92
155,2

“Минск-1”
75
190,4
80
179,5
85
168,0

Э5-Д
75
190,4
80
179,5
85
168,0

КЧМ
75
190,4
80
179,5
85
168,0

“Тула-1”
74
192,9
78
183,1
86
166,0

“Искатим-1”
70
204,0
74
192,9
81
176,3

ВКТС-14
-
-
85
168,0
90
158,7

ННГ
-
-
-
-
82
174,1

ТВГ-0,75
-
-
86
166,0
89
160,4

АВ-2
76
187,9
81
176,3
84
170,0

1
2
3
4
5
6
7

МГК-1/18
-
-
87
164,1
90
158,7

УВК-1,6
-
-
87
164,1
90
158,7

ТВГ-4р
-
-
-
-
91
156,9

ТВГ-8м
-
-
88
162,2
90
159,7

1.2.Оборудованные экономайзерами

ННГ
-
-
-
-
83
172,0

ТВГ-1,5
-
-
-
-
88
162,2

ТВГ-2.5
-
-
82
174,1
85
168,0

ТВГ-4,0
-
-
87
164,1
91
156,9

ТВГ-8.0
-
-
-
-
90
158,7

ТВГ-4р
-
-
-
-
91
158,9

ТВГ-8м
-
-
88
162,2
90
158,7

КВ-ГМ-4
-
-
86
166,0
91
156,9

КВ-ГМ-6.5
-
-
87
164,1
91
156,9

КВ-ГМ-10,0
-
-
88
162,2
92
155,2

КВ-ТС-4
82
174,1
-
-
-
-

КВ-ТС-6.5
82
174,1
-
-
-
-

КВТС-10
81
176,4
-
-
-
-

КВТС-10-3,

КВ-ТСВ-10

83

172,0

-

-

-

-

ОВД-7,5
-
-
86
166,0
89
160,0

ЭЧМ-8/11с
82
174,1
87
164,1
91
158,9

ЭЧМ-15/20с
83
172,0
88
162,2
91
156,9

ВЭС-8
82
174,1
87
164,1
91
156,9

ЭГМ-15/20c
83
172.0
88
162.2
91
156.9

ВЭФ-15б
89
160,0
93
153,5
94
151,9

УПИ-13мв
87
164,1
92
155,2
93
153,5

2.ПАРОВЫЕ КОТЛЫ

2.1. Необорудованные экономайзерами

КВ-200, КВ-200м

70

204,0

74

192,9

77

185,4

КВ-300,КВ-300м

71

201,1

74

192,9

77

185,4

К-34
65
219,7
70
204,1
72
198,3

ММЗ- 0,4/8
69
206,9
70
204,1
72
198,3

ММЗ-0,4/9
65
219,7
70
204,1
72
198,3

ММ3-0,7/8
69
206,9
70
204,1
72
198,3

ММ3-1У-08

ММ3 –У-08/9

60

238

65

219,7

70

204,1

ММ3-08/8

ММ3-08/9

ММ3-111-0,8/9

69

206.9

70

204.1

72

198.3

ТМ3-04/8
65
219.7
66
216.4
67
213.1

ТМ3-1/8
66
216,4
67
213,1
68
210,0

М3К-2Г (М3К-2ж)

-

-

83

172,0

83

172,0

М3К-1Г (М3К-1ж)

-

-

83

172,0

83

172,0

КОВ-4,КО8-8
65
219,7
69
206,9
71
201,1

ВК-1М
65
259,6
69
206,9
71
201,1

1
2
3
4
5
6
7

ШС-4/8
55
259.6
60
238.0
62
230.3

“Шухова” Ш-35/8
68
210,0
70
204,1
72
198,3

Е-0,4/9г (МЗК-8г)
-
-
-
-
86
166,0

Е-0,4/9ж (МЗК-8ж)
-
-
84
170,0
-
-

Е-0.4/9ж (МЗК-3ж)

-

-

82

174,1

-

-

Е-0.4/9т
72
198,3
-
-
-
-

Е-1/9г (МЗК-7г)
-
-
-
-
86
166,0

Е-1/9ж (МЗК-7ж)
-
-
84
170,0
-
-

Е-1/9ж (ММЗ-1)
71
201,1
-
-
-
-

Е-1/9 – 1т
71
201,1
-
-
-
-

Е-1/9- 1г (ММЗ-1г)

-

-

-

-

86

166,0

Е-1/9-1м(ММЗ-1м)

-

-

82

174,1

-

-

Е-1/9-2м
-
-
84
170,0
-
-

Е-1/9-2г
-
-
-
-
86
166,0

П-0.4/9г (МЗК-3г)
-
-
-
-
85
168,0

П-0,4/9ж(МЗК-3ж)

-

-

82

174,1

-

-

П-0.4/9г (МЗК-8г)
-
-
-
-
86
166,0

Е-1/9 –2т
80
178,5
-
-
-
-

П-0.4/9ж(МЗК-8ж)

-

-

84

170,0

-

-

П-1/9г (МЗК-6г)
-
-
-
-
85
168,0

П-1-9ж(МЗК-6ж)
-
-
82
174,1
-
-

ПР-1-9г(МЗК-9г)
-
-
-
-
85
168,0

ПР-1-9ж(МЗК-6ж)

-

-

83

172,0

-

-

МЗК-11г
-
-
87
164,1
89
160,4

КПА-500г
-
-
-
-
80
178,5

КПА-500ж
-
-
80
178,5
-
-

ПКИ-(ПКИ-2, ПКИ-1)

-

-

77

185,5

80

178,5

Автомобильные котлы П-25,П-38,П-1,П-3


57


250,5


60


238,0


62


230,3

П-75
58
246,2
61
234,1
63
226,7

СК-125
50
285,6
63
226,7
64
223,1

СК-175
59
242,0
63
226,7
64
223,1

СК-250,СК-350,СК-500

60

238,0

64

223,1

65

210,7

СК-700
60
238,0
65
219,7
67
213,1

ЛМ-V
57
250.5
60
238.0
62
230.3

ЛМ-М11, ЛМ-V111

58

246,2

61

234,1

63

226,7

ЛМ-Х
50
286,6
63
226,7
64
223,1

СТ-5,СТ-4,СТ-125

58

246,2

61

234,1

63

226,7

СТ-250,СТ-350,СТК-350

59

242,0

63

226,7

64

223,1

СТК-250,Д-1500
58
246,2
61
234,1
63
226,7

Система Фербарка,Менье,Фицнер-Гампер


68


210,0


71


201,1


73


195,6

Горизонтально-водотрубная система Жукова


64


223,1


67


213,1


69


206,9

Система Шухова-Берлина серии А-АЭ


69


206,9


70


204,0


72


198,3

Система Бабкок-Вилькокс (АМЗ)

68

210,0

71

201,1

73

195,6

ВВД-80-13,ВВД-140-13,ВВД-200-13


65


219,7


68


210,0


70


204,0

КРШ-2-8, КРШ-4-13, КРЩ-4-13 (с пароперегревателем),КРШ-6,5-13,КРШ-6,5-13(с пароперегревателем)


70


204,0


73


195,6


75


190,4

ТБД-2.5/13
68
210.0
70
204.0
72
198.3

KB-5
72
198.3
76
187.9
78
183.1

ДКВ-2-8,ДКВ-4-13,ДКВ-4-13(с пароперегревателем),ДКВ-6,5-13,ДКВ-6,5-13(с пароперегревателем),ДКВ-10-13


68


210,0


70


204,0


72


198,3

Импортные котлы “ИНДжМурр”, “Келлер”, “Комбейшен”


65


219,7,


68


210,0


70


204,0

2.2.Оборудованные экономайзерами

КВ-100
78
183,1
78
183,1
80
178,5

ГМ-2,5, ГМ-4,0,

ГМ-6,5, ГМ-10,0

-

-

89

160,4

91

156,9

КРШ-6,5-13, КРШ-2-8, КРШ-6,5-13 (с пароперегревателем)


78


183,1


83


172,0


86


166,0

КРШ-6,5-13, КРШ-6,5-13 (с пароперегревателем)


79


180,8


84


170,0


87


164,1

ДКВ-2-8
76
187,9
84
170,0
86
166,0

ДКВ-4-13,ДКВ-4-13 (с пароперегревателем)


79


180,8


85


168,0


87


164,1

ДКВ-6,5-13
86
166,0
86
166,0
88
162,3

ДКВ-6,5-13
80
178,5
86
166,0
88
162,3

ДКВ-10-13 (с пароперегревателем)


81


176,3


86


166,0


88


162,3

ДЕ-4-МГМ
-
-
89
160,4
91
156,9

ДЕ-6,5-14ГМ
-
-
90
158,7
92
155,2

ДЕ-10-14ГМ
-
-
91
156,9
92
155,2

ДКВР-6,5-23,

ДКВР-6,5-23-270, ДКВР-10-23-370,

ДКВР-10-23


78


183,1


88


162,3


90


158,7

ДКВР-10-39
79
180,8
90
158,7
91
156,9

ДКВР-2,5-13
82
174,1
85
168,0
90
158,7

ДКВР-4-13,

ДКВР-4-13-250

82

174,1

90

158,7

91

156,9

ДКВР-6,5-13
83
172,0
80
178,5
92
155,2

ДКВР-6,5-13-250
83
172,0
91
156,9
92
155,2

ДКВР-10-13,

ДКВР-10-13-250
84
170,0
90
158,7
92
155,2



Данные таблиц соответствуют "Методическими указаниями по определению плановых расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку тепловой энергии котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий", утвержденными приказом № 156 Минжилкомхоза от 06.04.87 г.


Приложение 2.


Определение потерь тепловой энергии в тепловых сетях.


В случае надземной прокладки тепловых сетей потери тепла в тепловых сетях для пара и теплофикационной воды определяются по формуле:

n

Δ Qпт= Σ [qi (βili + lэi) · (tTi – to)] τ · 10 –6 Гкал

i=1


Где q - удельные потери тепла, ккал/м ч ºC (часовая потеря теплоэнергии с одного погонного метра теплоизолированного трубопровода с известным диаметром при разности температур стенки трубопровода и воздуха в 1ºC). Для обычно применяемой изоляции при спокойном воздухе q определяется по таблице 1 (Прил.2);

l - длина изолированного трубопровода, м;

ß - поправочный коэффициент, учитывающий дополнительные потери тепловой энергии опорами, арматурой и компенсаторами через опоры, подвески и т.д. (принимается равным 1,2);

tт - температура стенки изолированного трубопровода, ºC (принимается равным температуре теплоносителя);

n - количество изолированных трубопроводов различного диаметра;

tо - температура окружающего воздуха, ºC. Принимается как средняя для данного времени года (табл. СНиП П-А-6-72);

l э - длина изолированного трубопровода, эквивалентная тепловым потерям через неизолированные задвижки, вентили и фланцевые соединения, м.

Для неизолированного вентиля или задвижки при температуре теплоносителя 100ºC l э=5м;

при температуре 200ºC l э=7м;

при температуре 300ºC l э=10м;

при температуре 400ºC l э=20м;

при температуре 500ºC l э=31м.


 - промежуток времени, за который определяются тепловые потери, ч.


Для оценки качества теплоизоляции, а также для приближенных расчетов следует пользоваться нормами тепловых потерь наружной поверхностью изоляции погонного метра трубопровода или 1м2 плоской стенки при температуре окружающего воздуха + 25ºC, приведенных в табл.3. Если среднегодовая (или за другой расчетный период) температура окружающего воздуха отличается от + 25ºC, то нормы табл.3 необходимо умножить на поправочный коэффициент hП (см. табл.4).

По нормативам тепловых потерь можно определить нормативные потери тепловой энергии в сети за любой промежуток времени.

В случае подземной прокладки тепловых сетей потери тепловой энергии определяются в соответствии с "Методическими указаниями по определению тепловых потерь в водяных и паровых тепловых сетях: МУ 34-70-080-84" (М: СПО Союзтехэнерго, 1985).


Пример расчета.


Определить нормативные потери теплоэнергии двумя трубопроводами теплофикационной воды за  = 171 сутки (4 104 часа), если средняя температура теплоносителя t т = +75ºC, а наружные диаметры трубопроводов и их длины соответственно равны:

dт1 = 57 мм,

dт2аа = 108 мм,

l = 100 м,

l = 100 м,

1 = 2 = 1,2.

Толщина изоляции 1 = 20 мм,

2 = 40 мм.

Средняя температура окружающего воздуха за расчетный период t0 = +10ºC.

Материал изоляции - вулканит.


1. По табл.1 при заданных диаметрах трубопроводов и толщинах изоляции находим удельные тепловые потери:

q1= 0,64 ккал/мчºC

q2= 0,72 ккал/мчºC

2. По формуле (1) определяем нормативные потери тепла

-6

Qпт = (0,64 х 100 х 1,2 + 0,72 х 100 х 1,2) х 4104 х 65 х 10 = 43 Гкал.


Данные таблиц соответствуют "Методическими указаниями по определению плановых расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку тепловой энергии котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий", утвержденными приказом № 156 Минжилкомхоза от 06.04.87 г.