Национальная энергетическая система

Страница 99 из 110

Национальная энергетическая система сформирована на базе:

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

Национальная энергетическая система служит для:

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

Национальная энергетическая система в макроэкономической политике государства играет роль:

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

Затраты на содержание Национальной энергетической системы утверждаются:

Комитетом по ценовой и антимонопольной политике;
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
Название технологий	Вид топлива	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
Тип и мощи, энергоблока	Способы технического перевооружения	Вид топлива	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
Тип и мощн. энергоблока	Способы технического перевооружения	Вид топлива	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
Тип и мощн. энерго блока	Способы технического перевооружения	Вид топлива	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:

государственным предприятием;
акционерной компанией;
частным предприятием.

Источником развития Национальной энергетической системы могут быть:

амортизационные отчисления, заложенные в себестоимости и тарифе на электроэнергию;
плановая прибыль, предусмотренная в отпускном тарифе;
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
Компоненты сети	Восстанови тельная стоимость, млн. долларов / км	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 Казахстана - Национальная энергетическая система

Содержание материала

Еще по теме: