
- •Введение.
- •Тема 1 : Основные производственные фонды.
- •Структура основных производственных фондов.(опф.).
- •Стоимостная оценка опф.
- •1.3. Амортизация опф.
- •1.4 Динамика капиталовложений в энергосистему и их определение.
- •Тема 2: Оборотные фонды и эксплуатационные расходы в электроэнергетике.
- •2.1. Структура оборотных средств в электроэнергетике.
- •. Показатели и пути экономического использования оборотных средств (ос).
- •2.3. Особенности формирования и способы классификации себестоимости электроэнергии.
- •2.4. Себестоимость электроэнергии на кэс.
- •2.5. Себестоимость электроэнергии на тэц.
- •2.6. Эксплуатационная экономическая характеристика тэц.
- •2.7. Энергетические характеристики теплофикационных турбоагрегатов.
- •2.8. Себестоимость электроэнергии на гэс.
- •2.9. Себестоимость на аэс.
- •2.10. Стоимость на передачу и распределение электроэнергии.
- •Тема 3: Ценообразование. Прибыль и рентабельность в энергетике.
- •3.1. Особенности ценообразования в энергетике. Понятие о прибыли и рентабельности.
- •3.2 Система тарифов на электроэнергию.
- •3.3 Учет уровня компенсации реактивной мощности в тарифах на э/э.
- •Тема 4: Основы методики технико-экономических расчетов в энергетике.
- •4.1. Требования к критерию оптимальности.
- •4.2. Метод срока окупаемости.
- •4.3. Условия соответствия локального и народно-хозяйственного оптимумов.
- •4.4. Учет фактора времени в технико-экономических расчетах.
- •4.5. Принципы формирования динамических критериев оптимальности.
- •4.6. Общая и сравнительная эффективность капвложений.
- •4.7. Методические основы определения экономической эффективности новой техники модернизации и реконструкции.
- •Тема 5: Энергетический баланс и энергетические ресурсы.
- •5.1. Основные сведения об энергоресурсах.
- •5.2.Запасы энергоресурсов мировые и в рб.
- •5.3. Энергетический баланс и основные принципы его разработки.
- •5.4. Принципы разработки энергобалансов.
- •5.5. Замыкающие затраты на топливо.
- •Тема 6: Потребление э/э и ее производство.
- •6.1. Динамика потребления э/э и ее структура.
- •6.2. Экономика потребления промышленностью.
- •6.3. Принципы формирования налоговой системы.
- •Тема 7: Экономика электростанций как основных элементов энергосистем.
- •7.1. Классификация электростанций.
- •7 .2. Экономика конденсационных электростанций и динамика их развития.
- •7.3. Показатели использования органического т-ва на кэс.
- •7.4 Определение капиталовложений в кэс.
- •7.5 Энергетические хар-ки компенсационных блоков.
- •7.6 Экономика тэц. Особенности тэц и теплофикационных агрегатов.
- •7.7. Основные показатели, используемые на тэц.
- •7 .8. Методика оценки эффективности газотурбинной надстройки.
- •7.9. Утилизация тепла отработанного пара в конденсаторе турбин.
- •7.10. Особенности экономики аэс.
- •7.11. Особенности гидроэлектростанций в энергосистеме.
- •7.12. Особенности газотурбинных станций и пгу тэц.
- •Тема 8: Экономика передачи и распределения электроэнергии.
- •8.1. Классификация электросетей.
- •37 Млн. Гкал – отпуск тепловой энергии.
- •5. Магистральных тепловых сетей ----- приблизительно 800 км.
- •8.2. Энергоэкономические характеристики лэп.
- •8.3. Выбор экономического сечения и расщепления проводов.
- •8.4. Выбор номинального напряжения электропередач.
- •8.5. Выбор оптимального числа цепей.
- •8.6. Экономическая оценка потерь энергии в электросетях.
- •8.7. Технико-экономическое сравнение передачи переменного и постоянного тока.
- •Тема 9: Основы централизации, концентрации и размещения энергетических мощностей.
- •9.1. Технико-экономическое обоснование выбора сис-м теплоснабжения в современных условиях.
- •Тема 10: Нетрадиционные источники энергии.
- •10.1. Ветроэнергетика.
- •10.2. Что несет развитие ветроэнергетики.
- •10.3. Гидроэнергетика.
- •10.3. Классификация малых гэс.
- •Тема 11: Экономика экологии энергетики.
- •11.1. Экономика энергетики.
- •11.2. Чистый дисконтированный доход (чдд - npv).
- •11.3. Внутренняя норма рентабельности, индекс доходности, срок окупаемости.
4.6. Общая и сравнительная эффективность капвложений.
Различают общую и сравнительную эффективность капвложений. Сравнительная эффективность капвложений характеризует преимущества одного варианта затрат по сравнению с другим.
Основные важнейшие показатели сравнительной эффективности следующие:
1. капвложения.
2. годовые эксплуатационные издержки.
3. срок окупаемости.
4. коэф. эффективности.
5. приведенные затраты.
Вместе с тем, существуют еще дополнительные показатели эффективности:
1. Сравнение одного варианта с другим в виде натурального показателя, т.е. расход т-ва, сырья, энергии.
Общая (абсолютная) экономическая эффективность хар-ет эффективность полных капзатрат, направленных на увеличение выпуска продукции и выражается отношением экономического эффекта к затратам.
Показатели абсолютной эффективности:
1. коэф. эффективности капвложений.
Е= ∆Э/К
Показатель абсолютной эффективности дает возможность планировать прирост продукции при известных капвложениях.
В практике его еще называют – рентабельность.
4.7. Методические основы определения экономической эффективности новой техники модернизации и реконструкции.
Основными положениями методики технико-экономических расчетов явл-ся:
1. приведенные затраты.
2. срок окупаемости.
3. коэф. эффективности.
Но при внедрении новой техники капвложения в нее м.б. как выше, так и ниже капвложений на заменяемую технику.
Если внедрение новой техники не соправаждается увеличением выпуска продукции, то разность между затратами рассматривается как дополнительные капвложения в существующие основные фонды.
Если новая техника требует меньших капвложений, но больше производственных издержек, то в этом случае оценка эффективности производственным методом срока окупаемости
Если внедрение новой техники приводит к увеличению выпуска новой продукции, то в этом случае эффективность оценивается приведенными затратами, а годовой экономический эффект от применения новой техники м.б. оценен как:
∆Э=(Зз.т. – Зн.т.)/V,
где Зн.т. и Зз.т. – приведенные затраты в случае до и после внедрения новой техники.
V – Объем выпускаемой продукции.
Внедрение новой техники может осуществляться путем замены уже действующей старой техники с различными вариантами решений:
1. Демонтируемое старое оборудование нигде не используется. В этом случае к затратам новой технике прибавляются затраты на демонтаж старого оборудования, а так же его неамортизированную стоимость, если таковые имеются:
∑К= Кн.т.+ Кдем.+ Кнеам.о.ф. – Кл.
2. Если демонтированное старое оборудование м.б. продано по остаточной стоимости, то в этом случае капвложения составляет:
∑К=Кн.т. – Кост(о.ф.).
Тема 5: Энергетический баланс и энергетические ресурсы.
5.1. Основные сведения об энергоресурсах.
Под энергетическими ресурсами понимают носители энергии, которые при данном уровне техники, или в предвидимой перспективе ее развития используется или м.б. использованы в народном хозяйстве.
Различают прир. (первичные) и побочные (вторичные) энергоресурсы.
К первичным – относят ресурсы, образованные в рез-те геологического развития земли: уголь, нефть, газ, сланцы, ядерное т-во, геотермальное тепло земли, энергия рек, ветра, приливов, солнечная энергия.
К вторичным – относят ресурсы, полученные в рез-те отходов основного пр-ва в качестве побочного продукта: горячие газы, отработанный в пр-ве пар, избыточное давление газов и жидкостей и др. побочные продукты.
Энергоресурсы классифицируются:
1. на топливные и не топливные.
2. возобновляемые и не возобновляемые.
Возобновляемая энергия рек, ветра, биомасса, солнечная энергия, торф – его ежегодный прирост составляет 1-2 мм в год, из 1 га можно получать ежегодно до 2 тонн торфа.
Для сопоставления различных видов энергоресурсов принято считать низшую теплоту сгорания и условной теплотой низшего сгорания т-ва составляет 7000 ккал/кг у.т. или 29630 кДж/кг у.т.
Для углей Qн(р). = 15000 – 25160 кДж/кг.
Мазут Qн(р). = 39000 – 45000 кДж/кг.
Торф Qн(р). = 6200 – 10100 кДж/кг.
Сланцы Qн(р). = 10400 – 12600 кДж/кг.
Природный газ при сгорании 1 м³ Qн(р). = 33000 – 36000 кДж/кг.
Древесное т-во Qн(р). = 2500 – 3000 ккал/кг.