Сравнительная оценка себестоимости и производства электроэнергии на конденсационной электростанции и теплоэлектроцентрали.

Оценка себестоимости основывается на использовании трех основных подходов: доходного, сравнительного и затратного. Каждый из подходов предполагает применение своих специфических методов и приемов, основывается на определенных предпосылках и предположениях,требует соблюдения определенных условий. Информация, используемая в том или ином подходе, отражает либо настоящее положение фирмы, либо прошлые достижения,либо ожидаемые в будущем доходы. В связи с этим результат, полученный на основе всех трех подходов, является наиболее обоснованным и объективным

97 Сравнительные оценка цен на энергоресурсы и электроэнергию. Различают следующие виды тарифных систем на электрическую энергию: Одноставочная тарифная система применяется обычно в бытовом и отчасти промышленном секторе. Устанавливается (по соглашению сторон): - единая постоянная ставка на 1 кВтч потребленной электроэнергии; - ставка на единицу времени, независимо от объема потребления; - ступенчатая ставка, прямая и обратная, размер которой уменьшается или увеличивается пропорционально увеличению объема электропотребления; - групповая – с различной ценой 1 кВтч в зависимости от либо от количества потребляемой электроэнергии, либо от мощности присоединенных установок. 2) Двухставочная – используется часто в контрактах с общепромышленными и строительными фирмами. Основная ставка зависит от величины присоединенной мощности, дополнительная обеспечивает оплату фактически потребленной энергии. 3) Трехставочная – потребитель платит за общий объем использованной электроэнергии, за ее потребление во время пиковых нагрузок энергосистемы и за присоединенную мощность. Составные тарифные системы базируются на учете более чем 3 показателей. Специальные тарифы для крупных единичных потребителей устанавливаются в зависимости от времени использования электроэнергии, длительности контракта и т. п. Устанавливаются различные ставки на зимние и летние месяцы (обычно, ноябрь-март, апрель-октябрь). Различают ставки на часы: - слабой нагрузки (с 22 до 7 ч); - полной (с 7 до 22ч, за исключением пиковой нагрузки); - пиковой нагрузки. Существует также порайонная дифференциация тарифов (для учета сложившейся в отдельных районах структуры производства электроэнергии и структуры производства электроэнергии и структуры ее потребителей) и дифференциация по климатическим зонам (например, необходимость отопления в тундровой зоне, или кондиционирования в зоне жаркого климата). Диапазон различий региональных ставок, как правило, не превышает 10-12%. Диапазон ставок по группам потребителей различается приблизительно в 2 раза в среднем в каждой стране, причем для бытового потребителя она выше.

98 Сравнительный анализ сметы но оказанию услуг на передачу и распределение электрической энергии. Затраты на передачу и распределение электрической энергии в электрических сетях состоят: , – вспомогательный материал Издержки на передачу и распределение практически не зависят от передаваемой мощности. Эти издержки рассчитываются по нормативам с учетом мощности подстанции и протяженности линий электропередач. До 90% всех затрат в электрических сетях состоят из амортизации и заработной платы, поэтому себестоимость передачи 1кВтч можно рассчитать: , – отпуск электроэнергии потребителям, – коэффициент, учитывающий вспомогательные и прочие затраты. В настоящее время в электрических сетях стоимость потерь энергии не включается в состав себестоимости. Потери учитываются косвенно путем отнесения всех затрат полезно отпущенной потребителям электроэнергии. При определении себестоимости электроэнергии по энергосистеме в целом путем суммирования ее себестоимости на станциях при производстве и в сетях при передаче и распределении потери включать в состав эксплуатационных издержек не следует, т.к. затраты на покрытие потерь уже учтены при производстве электроэнергии, отпущенной потребителям. Если же себестоимость передачи и распределения электроэнергии рассматривается как показатель эффективности работы электрических сетей, то включение в состав издержек стоимости потерь позволила бы более полно характеризовать эффективность передачи и распределения электроэнергии. При технико-экономических обоснованиях рациональной схемы снабжения или экономичного варианта сооружения ЛЭП включение в состав себестоимости составляющих потерь электроэнергии обязательно.

99 Структура затрат при производстве электрической и тепловой энергии. Годовые вздержки элекростанций определяются как сумма издержек по отдельным электростанциям, учитывающих расходы за топ­ливо Uт, заработную плату Uз.п., амортизацию основных фондов Uа, текущий ремонт Uт.р, общестанционные нужды Uобщ: Uст._= S (Uт + Uз.п.+ Uа + Uт.р + Uобщ) тыс.тенге/год (13) Издержки топлива на тепловых ЭПО определятся как: Uт = Эост ∙ Вуд ∙ (7000/Qпн) ∙ ЦТ тыс.тенге/год (14) где Эост - полезный отпуск электроэнергии электростанциями, кВт.ч Qпн - теплотворная способность топлива, Ккал/кг (приложение 1); ЦТ - цена тонны топлива франко-станция потребитель, тенге/тн Вуд - средний удельный расход условного топлива на единицу выработанной ЭЭ электростанциями, г. у.т /кВт.ч. При определении Вуд для КЭС учитывают удельные расходы топлива с учётом мощности блоков. Учитывая, что средний КПД КЭС лежит в диапазоне 0,35-0,4 по выражению (14) результат получим в кг условного топлива на 1 кВт∙ч: вуд = 0,124/ηКЭС, (15) Поскольку КЭС работает в режиме остаточного покрытия графика нагрузки, то, соответственно, с течением суток КПД КЭС изменяется. Таким образом, для провала КПД КЭС считать от 0,25 до 0,3, а в пике – от 0,37 до 0,43 Для ТЭЦ КПД принять равным 0,45-0,5 вне зависимости от времени суток – ТЭЦ покрывает базовую часть графика нагрузок и работает в условно-постоянном режиме выдачи мощности. C окончанием отопительного сезона КПД ТЭЦ, из-за прекращения отопительного отбора, снижается (принять снижение кпд равным 15%). Так же, вследствие общего снижения электрической нагрузки в летний период, КПД тепловых электростанций падает ещё на 25 %. Издержки на заработную плату персонала станции Uз.п. определяются: Uз.п = nшт ∙ NУ ∙ ЗСР, тыс.тенге/год (16) где: nшт - штатный коэффициент для данной электростанции, чел∙МВт (приложение 8) NУ - установленная мощность электростанции, МВт ЗСР - среднегодовой фонд заработной платы одного человека промышленно-производственного персонала, 35000-65000тенге/мес. Издержки на амортизацию основных фондов Uа на электростанциях Uа = S (di/100) ∙ Ki, тыс.тенге/год (17) где: di - средневзвешенная норма амортизации, % (для КЭС – 5,8-7,1, для ТЭЦ – 6,7-7,9, для ГЭС – 2-4); Ki — стоимость основных производственных фондов электростанции, тыс.тенге/год Затраты на текущий ремонт Uт.р. принимаются Uт.р. = (0,1-0,2) ∙ Uа, тыс.тенге/год (18) Общестанционные издержки Uобщ. определяются по выражению Uобщ. = (0,16-0,32)(Uз.п. + Uа + Uт.р ), тыс.тенге/год (19) Издержки на амортизацию и обслуживание электросетей, приближенно оцениваемые пропорционально стоимости основных производственных фондов электрических сетей: Uсет = S((dci/100) ∙ Kвл), тыс. тенге/ год (20) где dci - норма ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание сетей, принимаем 5,0-7,0%. Внепроизводственные общественные издержки определяются: Uпр. = (0,017 - 0,025) ∙ (Uст + Uсет), тыс. тенге/ год (21) Для упрощения расчётов примем, что на ТЭС топливная составляющая затрат лежит в пределах 50-60%. Тогда остальные составляющие издержек примем равными 50-40% соответственно. Для ГЭС основная составляющая издержек – амортизация, которую примем равной 39-49%. Тогда, найдя амортизацию, можно будет найти и остальные издержки, равные, соответственно, 61-51%. Таким образом, полная (коммерческая) себестоимость полезно отпущенного киловаттчаса на электростанции определится как: S = U/Эп.о. тенге/кВт.ч. (22)

100 Структура топливно-энергетического комплекса Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) представляет собой систему добычи природных энергетических ресурсов, их обогащения, преобразования в мобильные виды энергии и энергоносителей, передачи и распределения, потребления и использования во всех отраслях национального хозяйства. Объединение таких разнородных частей в единый национально-хозяйственный комплекс объясняется их технологическим единством, организационными взаимосвязями и экономической взаимозависимостью. Неразрывная цепь добычи - преобразования - передачи - распределения - потребления - использования энергоресурсов определяет технологическое единство топливно-энергетического комплекса. Организационно комплекс разделяется на отрасли, подотрасли, объединения и предприятия ТЭК: • добывающие: угледобыча, нефтедобыча, газодобыча, добыча торфа и сланцев, добыча урана и других ядерных материалов; • преобразующие (перерабатывающие): углепереработка, нефтепереработка, газопереработка, переработка торфа и сланцев, электроэнергетика, атомная энергетика, котельные, получение местных энергоносителей - сжатого воздуха и газов, холода и т.п.; • передающие и распределяющие: перевозка угля, торфа и сланцев, нефтепроводы и другие способы транспорта нефти и нефтепродуктов, газопроводы, транспорт газовых баллонов, электрические сети, включая высоковольтные линии электропередачи (ЛЭП) и низковольтные распределительные электросети, паро- и теплопроводы, трубопроводы местных энергоносителей, газобаллонное хозяйство; • потребление и использование во всех отраслях национального хозяйства технологических, санитарно-технических и коммунально- бытовых нужд, объединяемых понятием «Энергетика отраслей национального хозяйства», разделяемое на промышленную энергетику, энергетику транспорта, энергетику сельского хозяйства, коммунальную энергетику и т.п. Организационного единства топливно-энергетического комплекса нет, хотя в него входит значительное количество отраслей Министерства промышленности и энергетики. В современных условиях произошло еще большее организационное обособление отдельных частей ТЭК с образованием локальных хозяйственных единиц, как правило, акционерных обществ (АО) с участием государственного капитала и капитала вышестоящих административно-производственных структур. Тем не менее технологическое единство производства и потребления топливно-энергетических ресурсов приводит к необходимости очень тесных информационных и технологических связей между различными частями ТЭК и особенно в электроэнергетике. Здесь существует единая система оперативного управления, объединяющая все электроэнергетические объекты независимо от принадлежности (электростанции, сети, системы, Единая энергосистема страны) и формы собственности (государственная, акционерная, смешанная). Различные отрасли и составные части ТЭК экономически объединяются на российском и мировом энергетическом рынке по различным формам, будучи хозяйственно самостоятельными субъектами рынка. В то же время технологическое единство ТЭК делает субъектов энергетического рынка взаимозависимыми.

101 Структура электроэнергетической отрасли на современном этапе. Электроэнергетика является одним из важнейших элементов топливно-энергетического комплекса, обеспечивая более 7% всего объема промышленного производства республики. Только в 2012 году отечественные энергетики произвели 88,7 млрд кВт/ч электроэнергии, из которых 8,3 млрд кВт/ч было поставлено в другие страны (на 22% больше, чем за предыдущий год). Показательно, что около 86–88% всей электроэнергии в Казахстане вырабатывается на теплоэлектростанциях[1]. Говоря об основных характеристиках казахстанской энергосистемы, необходимо отметить, что она отличается неравномерностью расположения ее объектов по всей территории страны. Условно отечественный энергокомплекс можно разделить на три крупных региона: Северный и Центральный регион. В него входят Акмолинская, Восточно-Казахстанская, Карагандинская, Костанайская и Павлодарская области. Энергетическое хозяйство этих областей объединено в единую сеть и имеет тесную, развитую связь с энергосистемой Российской Федерации. На территории данного региона расположены крупнейшие энергопроизводящие мощности страны: Экибастузкая ГРЭС-1 и ГРЭС-2, Аксуская ГРЭС, Карагандинская ТЭЦ-3, Усть-Каменогорская ТЭЦ, Шульбинская ГЭС. Львиная доля производства электроэнергии приходится на электростанции Экисбастуза (до 4000 МВт). В связи с наличием значительных месторождений угля в регионе преобладает угольная электроэнергетика. Он не только самообеспечен электроэнергией, но и имеет потенциал для ее экспорта[2]. Южный регион. Объединяя общей сетью Алматинскую, Жамбылскую, Кызылординскую и Южно-Казахстанскую области, этот регион имеет развитую связь с энергетическими системами Кыргызстана и Узбекистана. Не имея собственных источников топлива и, соответственно, крупных электростанций, он зависит от импорта электроэнергии из соседних государств. Для решения этой проблемы в 1998 году была введена в строй транзитная электрическая линия "Экибастуз – Нура – Агадырь – ЮКГРЭС – Алматы" мощностью 500 кВ. Она связала Южный регион с энергоисточниками Северного и Центрального Казахстана. Тем самым была обеспечена относительная независимость от импорта энергии из центральноазиатских государств. Следующим шагом стало начало строительства второй магистральной линии "Север – Юг" в конце 2004 года. Стоимость этого проекта оценивается в US$295,6 млн. Новая линия будет не только покрывать энергетические потребности южных областей Казахстана, но и выполнять транзитную роль. Как отметил в одном из своих интервью министр энергетики и минеральных ресурсов РК Владимир Школьник, "вторая линия необходима для осуществления транзита электроэнергии, вырабатываемой на гидроэлектростанциях соседних южных республик".

102 Сущность амортизационных отчислений. Нормы амотризации

Амортизация - перенесение по частям стоимости основных фондов на выпускаемую продукцию с целью накопления денежных средств для восстановления изношенной части основных фондов.

Денежное выражение амортизации, соответствующее степени износа основных фондов, представляют собой амортизационные отчисления.

Норма амортизации - установленный процент погашения стоимости основных фондов, определяющий сумму ежегодных амортизационных отчислений.

Объективность нормы амортизационных начислений в значительной степени зависит от нормативного срока службы. Если установленный норматив завышен, то наступление физического износа произойдет раньше, чем стоимость основного капитала будет перенесена на готовую продукцию. В случае занижения нормативного срока службы стоимость основного капитала будет перенесена на готовую продукцию до наступления физического износа.