Стартовая >> Архив >> Энергетика Казахстана

Национальная энергетическая система - Энергетика Казахстана

Оглавление
Энергетика Казахстана
Потребление электроэнергии и качество жизни
Связь между качеством услуг и качеством жизни
Причины снижения качества услуг
Условия устойчивого развития качества услуг
Энергетические ресурсы мира
Производство первичных энергоресурсов и электроэнергии
Потребление электроэнергии
Состояние и перспективы развития топливно-энергетической базы
Ресурсы твердого топлива и возможности их использования
Ресурсы углеводородного сырья и перспективы их использования
Гидроэнергетические ресурсы Казахстана
Гидроэнергетический потенциал мира
Перспективы развития атомной энергетики
Нетрадиционные источники энергии
Баланс электроэнергии
Характеристика и структура потребления электроэнергии
Характеристика электрической нагрузки и прогноз на перспективу
Рост экономического потенциала и электропотребления
Топливно-энергетический баланс и экспортно-импортная политика
Национальные энергосистемы и межгосударственные объединения
Принципы построения схемы электрических сетей и требования к ним
Эффективность формирования энергосистем
Основные тенденции развития энергосистем в мире
Развитие энергосистем в СССР (СНГ)
Этапы формирования электроэнергетики Казахстана
Перечень оборудования на электростанциях
Оценка экологической безопасности оборудования
Проблемы трансграничного переноса
Оценка надежности и безопасности работы оборудования
Принципы и нормы проектирования энергосистем
Опоры и фундаменты
Провода и тросы
Изоляция и линейная арматура
Управление объединенными энергосистемами
Информационно-вычислительные системы
Управление нормальными режимами
Управление энергопотреблением
Потери электроэнергии в сетях
Противоаварийное управление
Противоаварийная автоматика
Автоматическое регулирование возбуждения
Автоматика ликвидации асинхронного режима
Автоматическое ограничение повышения частоты и напряжения
Работа объединенных энергосистем стран СНГ в период перехода экономики
Региональные и национальные диспетчерские центры в странах СНГ
Управление резервами активной мощности
Регулирование напряжения и реактивной мощности
Координация действий систем защиты
Внедрение аспектов надежности
Экономические условия взаимодействия
Критерии межсистемных контрактов, типы межсистемных соглашений
Организационная схема взаимодействия в перспективе
Необходимые условия интеграции в управлении энергообъединениями
Сети связи и телемеханики
Первичные сети
Вторичные сети
Централизованное теплоснабжение
Теплоисточники в системах централизованного теплоснабжения
Тепловые сети
Режимы регулирования отпуска теплоты
Системы централизованного теплоснабжения в городах Казахстана
Эффективность комбинированного производства электроэнергии и теплоты
Отношение к теплофикации в развитых странах Мира
Сохранение и развитие теплофикации в Казахстане
Поиск оптимального соотношения собственности и формы их содержания
Коммерческие принципы управления в государственном секторе
Электроэнергетика и рыночные механизмы
Форма собственности и форма эксплуатации
Юридические формы организации деятельности энергокомпании
Основные положения приватизации
Выбор методов приватизации
Подготовка к проведению приватизации
Учет в процессе приватизации
Обзор проведенной приватизации в некоторых странах мира
Критическая оценка приватизации
Регулятивная функция в электроэнергетике
Регулирование тарифов
Финансовое регулирование и регулирование ценных бумаг
Решение споров
Система оперативного планирования и тарифообразования
Сочетание изменения структуры, владения и регулирования
Текущая обстановка
Анализ структуры энергетической отрасли зарубежных стран
Анализ структуры энергетики Казахстана
Формирование ценообразования в энергетике
Принципы перспективного ценообразования на электрическую энергию
Эластичность цен и спроса
Важность и потенциал энергосбережения
Рекомендуемые меры энергосбережения
Ограничения рыночных цен на энергию
Роль Правительства по реализации энергосберегающей политики
Интеграция технологии, параметров оборудования и путей финансирования
Тепловые электрические станции
Поставщики технологии сжигания в кипящем слое
Метод сжигания в кипящем слое под давлением PFBC
Внутрицикловая газификация угля
Реконструкция тепловых электростанций
Национальная энергетическая система
Проектный цикл кредитования инвестиций в энергетику
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - Эксимбанк Казахстан
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - предложение АВВ на два блока 280 МВт(эл.)/685 МВт (тепл.)
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - заключение международного консорциума ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Контракт на строительство ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Руководство по бизнес планированию
Руководство по бизнес планированию - Бизнес план
Глоссарий
Как вычислять финансовые индикаторы, осущестимость инвестирования
Инструкция по заполнению формы бизнес плана

Национальная энергетическая система сформирована на базе:

  1. межгосударственных линий электропередачи;
  2. межрегиональных линий электропередачи;
  3. линий выдачи мощности от конденсационных и гидравлических электростанций;
  4. линий питания прямых потребителей 50 МВт и более;
  5. опорных подстанций региональных энергетических компаний и крупных потребителей 50 МВт и более.

Национальная энергетическая система служит для:

  1. создания оптового рынка электрической энергии Казахстана;
  2. сдерживания стоимости импортной электроэнергии , создавая общую сеть для всех поставщиков и потребителей товара;
  3. обеспечения выбора потребителями электроэнергии;
  4. формирования конкурентной среды для крупных производителей электроэнергии;
  5. создания единой компании с естественными монопольными признаками;
  6. проведения общей энергетической политики в ТЭК.

Национальная энергетическая система в макроэкономической политике государства играет роль:

  1. формирования паритета цен на всех видах внутренней валовой продукции;
  2. базы формирования энергопула Казахстана;
  3. формирования внутреннего баланса топливно-энергетического комплекса.

Затраты на содержание Национальной энергетической системы утверждаются:

  1. Комитетом по ценовой и антимонопольной политике;
  2. Регулятивной комиссией.

Национальная энергетическая система в соответствии с Законом "Об электроэнергетике" является без дискриминационной и общедоступной транспортной компанией.

Таблица 6.3.1
Динамика капиталовложений в новые электростанции и техническое перевооружение действующих при разных значениях коэффициентов эскалации цен

Название технологий

Вид
топлива

Верхнее значение коэффициентов

Нижнее значение коэффициентов

2000
год

2005-2010 год-год

2000
год

2005
год

2010
год

1. Новые КЭС

 

 

 

 

 

 

К-500

на

960

1123-1286

795

878

962

К-300

твердом

1043

1221-1398

365

955

1045

К-300 (с ЦКС)

топливе

1147

1342-1432

993

1071

1150

ПГУ-360

газ

728

842-903

632

682

731

ПГУ-450

газ

721

835-896

626

675

724

2. Новые ТЭЦ

 

 

 

 

 

 

Т-115

уголь

1400

1740-1848

1162

1278

1395

Т-180 (с ЦКС)

уголь

1517

1778-1885

1306

1409

1512

П ГУ-330

газ

811

962-1033

694

754

815

ПГУ-150

газ

823

974-1045

704

765

826

ПГУ-330*

газ

869

1171-1238

706

790

873

ПГУ-150*

газ

894

1203-1270

727

812

897

3. Реконструкция КЭС

 

 

 

 

 

 

К-300

газ

479

573-668

395

441

472

ПГУ-360

газ

558

626-694

490

526

550

ПГУ-250

газ, мазут

532

618-704

451

494

523

ПГУ-220

газ

642

713-784

572

609

634

ПГУ-75

газ

715

826-937

619

674

707

К-500

эк. уголь

558

660-762

465

516

549

К-300

эк. уголь

611

716-822

515

567

601

Мелкие КЭС 50-100

уголь

735

849-962

633

691

726

Способы технического перевооружения ТЭС на органическом топливе
Таблица 6.3.2


Тип и мощи, энергоблока

Способы технического перевооружения

Вид
топлива

Удельные кап. вложения, долл. 1994 г. /кВт

Импорт

СНГ

Сумма

К-200
1.

ПГУ-253 со сбросом в котел, в старом главном корпусе, “Роле Ройс”, дубль-блоки
(2х ГТ-26,5 + К-200)

газ, мазут, диз. топл.

142

298

440

2.

ПГУ-253 со сбросом в котел, в старом главном корпусе, “Вестингауз”, дубль- блоки
(2х ГТ-27 + К-200)

газ,
мазут,
диз. топл.

142

298

440

3.

ПГУ-253 со сбросом в котел, в старом главном корпусе, “Вестингауз”, моно-блок. (1 х ГТ-51,2 + К-200)

аз,
мазут, диз. топл.

131

290

421

4.

8хПГУ-360,одновальные, в старом главном корпусе “Дженерал электрик” (1хГТ-223+К-130 с котлом утилизатором)

газ

278

241

519

5.

8хПГУ-360, одновальные, в старом главном корпусе “Вентингауз” (ГТ-230+К-130 с котлом утилизатором)

газ

262

247

509

6.

ПГУ-221,6, в втором главном корпусе “Дженерал электрик” (2 х ГТ - 68,5 + К - 85)

газ

414

234

648

7.

ПГУ-220, в старом главном корпусе “Вентингауз” (ГТ-130 + К-90)

газ

278

241

519

8.

ПГУ-221,6, в старом главном корпусе “Дженерал электрик”

газ,
дю. топл.

429

249

678

9.

ПГУ-220, в старом главном корпусе “Вестингауз"

газ,
диз. топл.

318

249

567

К-50-100
N=75MВт
10.

ПГУ-75, в старом главном корпусе “Дженерал электрик”

газ

272

302

574

Т-50-250
N=75МВт
11.

Реконструкция Т-75 с улучшением экологии

газ
мазут

124

463

587

12.

ПГУ-113-ТЭЦ со сбросом в котел в старом главном корпусе (1 х ГТ-39 + 1 х Т-75)

газ, мазут, диз. топл.

208

337

545

К-500
13.

Реконструкция К-500, моноблок, с улучшением экологии, известняк

уголь

104

296

398

14.

Реконструкция К-500, моноблок, с улучшением экологии, двухступенчатое сжигание, известняк

уголь

102

328

430

Тип и мощн. энергоблока

Способы технического перевооружения

Вид
топлива

Удельные кап. вложения, долл. 1994 г. /кВт

Импорт

СНГ

Сумма

15.

Аналог 13 с использованием извести

уголь

97

281

378

16.

Аналог 14 с использованием извести

уголь

96

283

379

17.

Перевод на канско-ачинский уголь, использование известняка

уголь

67

323

400

18.

Перевод на канско-ачинский уголь, использование извести

уголь

47

303

350

К-300
14.

Реконструкция К-300, дубль-блок, с улучшением экологии, использование известняка

уголь

145

323

468

20.

 Реконструкция К-300, дубль-блок, с двухступенчатым сжиганием, известняк

уголь*

149

330

479

21.

Аналог 19 с использованием извести

уголь

136

276

412

22.

Аналог 20 с использованием извести

уголь*

139

270

409

23.

Перевод на канско-ачинский уголь, использование известняка

уголь

92

363

455

24.

Перевод на канско-ачинский уголь, использование извести

уголь
*

82

308

390

25.

Реконструкция К-300, моноблок, с улучшением экологии, использование известняка

уголь

116

354

470

26.

Реконструкция К-300, дубль-блок, с улучшением экологии, использование известняка

уголь

89

329

418

27.

Реконструкция К-300, дубль-блок, с двухступенчатым сжиганием, известняк

уголь

82

333

415

28.

Аналог 26 с использованием извести

уголь

 

 

 

29.

Аналог 27 с использованием извести

уголь

76

286

362

30.

Реконструкция К-300, дубль-блок, с улучшением экологии, использование известняка

донецкий
уголь

116

339

455

31.

Реконструкция К-300, дубль-блок, с двухступенчатым сжиганием, известняк

донецкий
уголь

109

343

452

32.

Аналог 30 с использованием извести

 

88

290

378

33.

Аналог 31 с использованием извести

 

80

293

373

34.

Котлы с ЦКС “Альстром” (300 МВт)

»

325

241

566

35.

Котлы с ЦКС “Фостер-Уиллер” (300 МВт)

-

244

241

485

36.

Котлы с ЦКС “АВВ” (300 МВт)

»

217

246

463

37.

Котлы с ЦКС “Альстром” (2x150 МВт)

-

414

261

675

38.

Котлы с ЦКС “Фостер-Уиллер” (2x150 МВт)

»

299

261

560

39.

Котлы с ЦКС “АВВ” (2x150 МВт)

»

288

262

550

К-200
40.

Реконструкция К-200 с улучшением экологии, дубль-блок, с использованием известняка

уголь

128

337

465

41.

Аналог 40 с использованием извести

 

105

298

404

42.

ПГУ фирмы “Дженерал Электрик”

-

283

172

455

Тип и
мощн.
энерго
блока

Способы технического перевооружения

Вид
топлива

Удельные кап. вложения, долл. 1994 г. /кВт

Импорт

СНГ

Сумма

43.

ПГУ фирмы “Вестингауз”

-

233

176

409

44.

Реконструкция К-200 с улучшением экологии, дубль-блок, с использованием известняка

уголь

125

369

494

45.

Аналог 44, двухступенчатое сжигание
известняк

-

125

369

49-4

46.

Аналог 44 с использованием извести

 

111

313

424

47.

Аналог 45 с использованием извести

 

111

313

424

К-150
48.

Котлы с ЦКС (ACFB) (2x75 МВт)

уголь

467

272

739

49.

Реконструкция К-150 с улучшением экологии, дубль-блок, с использованием известняка

уголь

96

377

473

50.

Аналог 49 с использованием извести

 

136

332

-468

51.

Котлы с ЦКС (F.W.) (2x75 МВт)

уголь

41 1

272

683

52.

Котлы с ЦКС (АВВ) (2x75 МВт)

уголь

357    |276

6.33

53.

Реконструкция К-150 с улучшением экологии, дубль-блок, с использованием известняка

уголь

140

361

501

54.

Аналог 53 с использованием извести

"

117

323

440

55.

Котлы с ЦКС “Альстром” (2x75 МВт)

уголь

473

264

737

56.

Котлы с ЦКС “Фостер-Уиллер” (2x75 МВт)

уголь

417

264

6S |

57.

Котлы с ЦКС “АВВ” (2x75 МВт)

уголь

362

269

631

К-50-100
Ν=75Μ
Вт
58.

Реконструкция К-50-100

уголь

323

337

660

59.

Реконструкция К-50-100

уголь

260

327

587

Т-100
60.

Реконструкция Т-100 с улучшением экологии, использование известняка

уголь

130

540

670

61.

Аналог 60 с использованием извести

 

117

458

575

62.

Реконструкция Т-100 с улучшением экологии, использование известняка

уголь

112

540

652

63.

Аналог 62 двухступенчатое сжигание, известняк

-

112

540

652

64.

Аналог 62 с использованием извести

 

103

458

561

65.

Аналог 63 с использованием извести

 

122

457

579

66.

Реконструкция Т-100 с улучшением экологии, использование известняка

уголь

98

529

628

67.

Аналог 66 с использованием извести

 

76

452

528

Т-50-100
Ν=75Μ
Вт
68.

Реконструкция Т-50

уголь

128

374

502

Форма обслуживания Национальной энергетической системы может быть:

  1. государственным предприятием;
  2. акционерной компанией;
  3. частным предприятием.

Источником развития Национальной энергетической системы могут быть:

  1. амортизационные отчисления, заложенные в себестоимости и тарифе на электроэнергию;
  2. плановая прибыль, предусмотренная в отпускном тарифе;
  3. кредиты всех форм, полученные под государственные гарантии.

Развитие Национальной энергетической системы является заботой государства, как собственника. По этой причине ее развитие должно быть плановое, стабильное на оптимальном уровне.
В нижеприведенных таблицах показаны расчетные затраты на содержание и развитие Национальной энергетической системы, выполненные специалистами НЭС Казахстанэнерго, Электроватт, Хаглер Баи.

Инвестиции в сеть 500 кВ (1996-2010 гг.)
Таблица 6.4.1


Описание линий

Протяж.,
км

Стоимость, млн. USD

Ввод в
действие

Цель

Топар-Чиганак

545

109

2000

Соединить Северную сеть с Южным Казахстаном

Читанак - Жамбыл

485

97

2000

Усилить сеть Южн. Каз.

Алматы - Талдыкорган

260

52

2000

Усилить Алматинскую сеть

Шымкент - Кентау- Кзыл-Орда

520

104

2000

Усилить сеть Южного. Казахстана

Топар - Шубарколъ - Жезказган

560

112

2002

Усилить Северную сеть

Соединить ЛЭП Нура - Агадырь с ПС Топар

34

7

2002

Усилить Северную сеть

Талдыкорган - Актогай

320

64

2002

Соединить Алматинскую сеть с Алтайской

Актогай - Шульбинская
ГЭС

400

80

2002

Соединить Алматинскую сеть с Алтайской

Аксу - Шульбинская ГЭС

380

76

2002

Соединить Северную сеть с Алтайской

Чиганак-Шу

200

40

2002

Усилить Алтайскую сеть

Усть-Каменогорск - Шульбинская ГЭС

144

29

2003

Усилить Алтайскую сеть

Карачиганак- Актюбинск

320

64

2003

Соединить Актюбинскую сеть с Уральской

Экибастуз - Шакат

170

34

2005

Усилить Северную сеть

Экибастуз - Узловая

38

8

2005

Усилить Северную сеть

Соединить ЛЭП Алматы- Бишкек с ПС Шу

60

12

2005

Усилить сеть Южного Казахстана

Экибастуз - Узловая - Акмола

300

60

2010

Усилить Северную сеть

Акмола-Нура

180

36

2010

Усилить Северную сеть

ВСЕГО

4916

984

 

 

Стоимость 1 км линии 500 кВ -0,2 млн. Долларов за 1 км
Таблица 6.4.2

Компоненты сети

Восстанови
тельная
стоимость, млн. долларов / км

По Казахстану в целом Объединенная эн. система

Количество

Стоимость,
млн
долларов

Воздушные линии (км) 1150 кВ

0,75

1402,5

1051,9

500 кВ

0,2

78,5

15,7

330 кВ

0,1

 

0,0

220 кВ

0,07

 

0,0

110 кВ

0,045

37,9

1,7

ИТОГО

 

1518.9

1069,3

ПС (кВ)
1150 кВ

0,2

7005,0

140,1

500 кВ

0,2

 

0,0

220 кВ

0,2

80,0

1,6

110 кВ

0,2

31,5

0,6

итого

 

1518,9

1069,3

 

 

 

 

Полная восстановительная стоимость, млн. Долларов

1211,6

Полная восстановительная стоимость, тыс. тенге

79966293,0

Чистая стоимость актива на 01/01/96г. по оценке Казахстанэнерго «рыночной стоимости»

9504000,0

Чистая балансовая стоимость на 01/01/96г. основанная на данных Госкомстата

3168000.0

Среднегодовая балансовая стоимость активов в 1995 г. по данным Госкомстата

3388503,0

Оценка Хаглер Баи физического износа средств и фондов на 01/01/96г.

65,0

Аккумулированная амортизация, тыс. тенге

5197809045,0

Восстановительная стоимость минус амортизация, тыс. тенге

27988202,0

Индекс «рыночной» оценки, сделанный Казахстанэнерго

2,9

Проектируемые эксплуатационные расходы на 1996 г.

740400,0

Соотношение эксплуатационных расходов к полной стоимости активов
Базис восстановительной стоимости (Хаглер Баи)

0,9 %

Соотношение эксплуатационных расходов к чистой стоимости активов

 

Оценка Казахстанэнерго «рыночной стоимости»

7,8%

Экономический срок службы для расчета амортизации (годы)

30

Годовая норма амортизации, основанная на экономическом сроке службы

3,33 %

Средний срок службы основных средств (годы)

19,5

Восстановительная стоимость электрических сетей

'Эксплуатационные расходы на содержание сетей НЭС «Казахстанэнерго»
Таблица 6.4.3.


Статья расходов

Сеть
объединенной электрической системы (1150 кВ)

Сеть
Национальной электрической сети (500. 220 кВ)

Объединенное диспетчерское управление
(ОДУ)

Итого по сетям и ОДУ, принадлежащих Казахстанэнерго

Услуги
производственного
характера

29,0

68,9

 

97,9

Вспомогательные
материалы

15,6

127,2

 

142,8

Энергия

181,1

158,5

 

339,6

Затраты на оплату труда

108,1

147,9

 

256,0

Отчисления на социальные нужды

34,4

54,4

 

88,8

Фонд социального развития

16,0

0,0

 

16,0

Ремонтный фонд

277,0

1000,4

 

1277,4

Плата за выбросы

0,0

0,1

 

0,1

Прочие денежные расходы

29,0

71,7

 

100,7

Налоги на землю и на имущество

50,2

74,5

 

124,7

 

 

 

 

 

Расходы всего, включая амортизацию

740,4

1703,6

88,0

2532,0

Таблица 6.4.4
Расчет платы за мощность высоковольтной сети

 

1996

1997

1998

1999

2000

Норма прибыли на чист.
Стоим. Активов (переоц.)

18,0%

18,0%

18,0%

18,0%

18,0%

Реальный ежегодный рост эксплуат. Расходов

 

10,0%

10,0%

10,0%

10,0%

Обменный курс- тенге/доллар США

66

66

66

66

66

Годовая норма амортизации

3,33%

 

 

 

 

Статьи балансового отчета, тыс. тенге

Валовая стоимость фондов на начало года

122667402

122667402

127667402

137667402

147667402

Плюс: Прирост валовой стоимости фондов

0

5000000

10000000

10000000

10000000

Равно: Валовая стоимость фондов на конец года

122667402

127667402

137667402

147667402

157667402

 

 

 

 

 

 

Валовая стоимость фондов на начало года

122667402

122667402

127667402

137667402

147667402

Минус: Аккумулированная амортизация

79733811

83822725

88078305

92667218

97589465

Равно: Чистая стоимость фондов на начало года

42933591

38844677

39589097

45000184

50077937

Необходимый доход, тыс. тенге

Эксплуатационные расходы

1226674

1349341

1484276

1632703

1795973

Амортизация

4088913

4088913

4255580

4588913

4922247

Доход от чистой стоимости фондов на начало года

7728046

6992042

7126038

8100033

9014029

Общий необходимый доход

13043634

12430297

21865893

14321650

15732249

Расчет тарифов

Пиковая нагрузка в пунктах доставки СВН, МВ

8069

8069

8168

8326

8533

Плата за мощность СВН, тенге/кВт/месяц

135

128

131

143

154

Плата за мощность СВН, доллар/кВт/ м есяц

2,04

1,94

1,99

2,17

2,33

Продажа электроэнергии высоковольтным промышленным потребителям

Вклад в совмещенную пиковую нагрузку, МВт

1880

1876

1920

1976

2076

Доход от оплаты за мощность, тыс. тенге

3039042

2882833

3024304

3398941

3827511

Предлагаемая стоимость киловатт - часа

Коэффициент совмещенной пиковой нагрузки (предполагаемая)

85%

85%

85%

85%

85%

Годовое потребление энергии, млрд. кВт.ч

13998

13969

14296

14713

15458

Средняя стоимость мощности. тенге/кВт.ч

0,2171

0,2064

0,2115

0,2310

0,2476

Средняя стоимость мощности, цент/кВт.ч

0,33

0,31

0,32

0,35

0,38

Предельные затраты системы Северного Казахстана (1997-2000 гг.)
Таблица 6.4.5.


Показатель

Единицы
измерения

Затраты

Затраты на предельную пиковую

 мощность

Норма прибыли на капитал

 

18,00%

Капитальные затраты

доллар/кВт

350,00

Период строительства

Годы

2.00

Экономический срок службы

Годы

15,00

Годовые капитальные затраты

доллар/кВт - год

112,94

Годовые постоянные эксплуатационные расходы как % от капитальных вложений

 

2,00 %

Плата за мощность производителям

доллар/кВт·год

119,94

 

доллар/кВт - месяц

10,00

 

доллар/МВт - час

13,70

Затраты на пиковую мощность

Резерв мощности

 

35,00 %

Затраты на мощность в системе

доллар/кВт - год

161,92

 

доллар/кВт - месяц

13,50

 

доллар/МВт- час

18,50

Предельные затраты в системе

Коэффициент нагрузки системы

 

71,00%

Затраты на мощность на единицу произведенной энергии

цент/кВт.ч

2,6

Предельная плата за электроэнергию (в среднем по часам в 1997-2000 гг.)

цент/кВт.ч

1,88

Суммарная предельная стоимость

цент/кВт.ч

4,48

Таблица 6.4.6
Предельные затраты системы Южного Казахстана (1997-2000 гг.)

Показатель

Единицы
измерения

Затраты

Затраты на предельную пиковую

 мощность

Норма прибыли на капитал

 

18 00 %

Капитальные затраты

доллар/кВт

350,00

Период строительства

Годы

2,00 %

Экономический срок службы

Годы

15,00

Годовые капитальные затраты

доллар/кВт - год

112,94

Годовые постоянные эксплуатационные расходы как % от капитальных вложений

 

2,00 %

Плата за мощность производителям

доллар/кВт- год

119,94

 

доллар/кВт- месяц

10,00

 

доллар/МВт - час

13,70

Затраты на пиковую мощность

Резерв мощности

 

35,00 %

Затраты на мощность в системе

доллар/кВт - год

161,92

 

доллар/кВт - месяц

13,50

 

доллар/МВт - час

18,50

Предельные затраты в системе

Коэффициент нагрузки системы

 

64,00 %

Затраты на мощность на единицу произведенной энергии

цент/кВт.ч

2,89

Предельная плата за электроэнергию (в среднем по часам в 1997-2000 гг.)

цент/кВт.ч

2,75

Суммарная предельная стоимость

цент/кВт.ч

5,64

Таблица 6.4.7

Показатель

Единицы
измерения

Затраты

Затраты на предельную пиковую

 мощность

Норма прибыли на капитал

 

18,00%

Капитальные затраты

доллар/кВт

350,00

Период строительства

Годы

2,00

Экономический срок службы

Годы

15,00

Годовые капитальные затраты

доллар/кВт - год

112,94

Годовые постоянные эксплуатационные расходы как % от капитальных вложений

 

2,00 %

Плата за мощность производителям

доллар/кВт - год

119,94

 

доллар/кВт - месяц

10,00

 

доллар/МВт - час

13,70

Затраты на пиковую мощность

Резерв мощности

 

35,00 %

Затраты на мощность в системе

доллар/кВт - год

161,92

 

доллар/кВт - месяц

13,50

 

доллар/МВт - час

18,50

Предельные затраты в системе

Коэффициент нагрузки системы

 

71,00%

Затраты на мощность на единицу произведенной энергии

цент/кВт.ч

2,60

Предельная плата за электроэнергию (в среднем по часам в 1997-2000 гг.)

цент/кВт.ч

1,96%

Суммарная предельная стоимость

цент/кВт.ч

4,56

Предельные затраты объединенной энергосистемы (1997-2000 гг.)



 
« Энергетика и экология   Эффективность выбора мероприятий по снижению потерь энергии »
электрические сети