ОСОБЕННОСТИ СЕБЕСТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ [c.219]
Себестоимость электроэнергии на гидроэлектростанциях имеет следующие характерные особенности, вытекающие из специфики производства. [c.219]
Определяющее влияние на производственные показатели и себестоимость электроэнергии на гидроэлектростанциях -имеют природные факторы. Влияние природных факторов на показатели работы гидроэлектростанции многогранно. [c.224]
При отклонении гидрометеорологических условий, например, в маловодный год выработка и соответственно себестоимость электроэнергии на гидроэлектростанциях намного отличаются от аналогичных показателей данной гидроэлектростанции в многоводном году. Следовательно, при оценке уровня себестоимости электроэнергии на гидроэлектростанциях необходимо учесть, не является ли достигнутое снижение электроэнергии на той или другой гидроэлектростанции результатом более благоприятных гидрометеорологических условий и наоборот. [c.225]
Смета затрат и калькуляция себестоимости электроэнергии на гидроэлектростанциях составляются [c.225]
Средняя себестоимость 1 кет ч, отпущенного с шин гидроэлектростанций, составила за 1964 г. 0,158 коп., т. е. более чем в 4 раза ниже средней себестоимости электроэнергии на тепловых электростанциях. Следует учесть, что 1964 г. был исключительно маловодным для бассейнов Верхней Волги, Камы, Днепра и рек Северо-Запада СССР, в связи с чем себестоимость электроэнергии на гидроэлектростанциях этих районов оказалась значительно выше, чем в год средней водности. Это повлияло в некоторой степени и на повышение средней себестоимости электроэнергии на гидроэлектростанциях СССР. По сравнению с многоводным 1962 г. средняя себестоимость электроэнергии на гидроэлектростанциях снизилась на 15%, что в основном явилось результатом введения новых пониженных норм амортизации основных средств. [c.236]
Следует подчеркнуть, что уровень средней себестоимости электроэнергии на гидроэлектростанциях был бы намного ниже и составил бы примерно 0,140 коп/кет -ч, если бы крупнейшая в СССР Братская ГЭС работала на проектных параметрах. [c.236]
В табл. 8-4 приводятся показатели себестоимости электроэнергии на крупных гидроэлектростанциях и каскадах. В связи с тем, что себестоимость электроэнергии на гидроэлектростанциях по годам значительно изменяется из-за колебаний водности и соответственно выработки электроэнергии на них, в этой таблице приводятся одновременно показатели удельных эксплуатационных затрат на единицу мощности. [c.236]
Приведенные данные о фактической себестоимости электроэнергии на гидроэлектростанциях в 1964 г- дают лишь приближенное представление о действительной себестоимости электроэнергии, так как они соответствуют существовавшим в этом году условиям работы. 1964 г. для многих ГЭС был маловодным, а для ряда других многоводным. Ряд ГЭС имел пониженную по сравнению с проектной выработку электроэнергии и соответственно повышенную себестоимость. Опыт эксплуатации показывает, что снижение себестоимости электроэнергии на гидроэлектростанциях может быть обеспечено за счет [c.238]
Для расчета проектной себестоимости электроэнергии на гидроэлектростанциях также большое значение имеет правильное и обоснованное распределение общих капиталовложений между энергетикой и другими отраслями народного хозяйства. В настоящее время нет единой общепринятой методики их разграничения, и оно производится проектирующими организациями зачастую по субъективной оценке. В большинстве случаев стоимость основных фондов, относимых на энергетику, несколько занижается. В то же время по окончании строительства капиталовложения в комплексные сооружения, условно отнесенные при проектировании на другие отрасли народного хозяйства, остаются в большинстве случаев на балансе ГЭС, что обусловливает наличие значительной разницы между проектной и фактической балансовой стоимостью основных фондов электростанции. [c.355]
В ряде других энергосистем (Узбекской, Кольской и Армянской) имеет место обратное явление, так как установленные в 1955 г. тарифы базируются в основном на себестоимости электроэнергии на гидроэлектростанциях и не учитывают значительного увеличения доли выработки на тепловых электростанциях, что явилось основной причиной повышения себестоимости электроэнергии по Армянской энергосистеме в 3,7 раза, по Узбекской в 1,8 раза и по Кольской в 1,7 раза. [c.388]
Достигнутое снижение себестоимости электроэнергии на тепловых и гидроэлектростанциях видно из табл. 1-3. [c.10]
Строительство гидроэлектростанций с суточными водохранилищами экономически оправдано лишь при условии, если себестоимость электроэнергии на них не превышает топливную слагаемую себестоимости электрической энергии тепловых электростанций. [c.218]
Применение метода календарного совпадения себестоимости энергии с затратами гидроэлектростанции за калькуляционный период обусловлено стремлением определить результаты хозяйственной деятельности коллектива работников ГЭС за тот или иной период, исходя из фактических затрат и выработки электроэнергии, и является правильным по отношению к изолированно работающей ГЭС на незарегулированном бытовом стоке. Однако этот метод может привести к неправильному определению себестоимости электроэнергии на ГЭС с зарегулированным стоком воды, поскольку уровень себестоимости электроэнергии будет зависеть от срока сработки водохранилища. [c.221]
План выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях должен рассчитываться ввиду резкой разницы в бытовых расходах воды на протяжении года как в годовом разрезе, так и по месяцам и кварталам. Соответственно этому сезонное колебание будет иметь и себестоимость электроэнергии, отпущенной с шин гидроэлектростанций. [c.222]
Как указывалось выше, при сооружении многих гидроэлектростанций решаются комплексные задачи судоходства, ирригации и энергетики. По окончании строительства основные фонды большинства комплексных гидротехнических сооружений остаются на балансе ГЭС, что приводит к завышению суммы амортизации и себестоимости электроэнергии. Поэтому для правильного отражения слагаемой амортизации в себестоимости электроэнергии на ГЭС важно правильно распределить капиталовложения и соответственно суммы амортизации между отдельными отраслями (речным транспортом, сельским хозяйством, энергетикой). [c.233]
Так, например, Московская энергосистема получает в настоящее время значительное количество электроэнергии от Тульской, Куйбышевской и Волгоградской энергосистем по расчетным ценам соответственно 0,85 0,3 и 0,25 коп/кет ч. Установление единой расчетной цены за электроэнергию, передаваемую от этих энергосистем в систему Мосэнерго, привело бы, как указывалось выше, к отрыву расчетных цен за передаваемую электроэнергию от экономических показателей передающих энергосистем. Единую расчетную цену пришлось бы установить на уровне самой высокой цены, принятой для Тульской энергосистемы, поскольку отпуск электроэнергии этой энергосистемой по более низким ценам вызвал бы у нее финансовые затруднения, так как расчетная цена не компенсировала бы ее эксплуатационных расходов по производству и передаче электроэнергии в Мосэнерго. Повышение расчетных цен в свою очередь привело бы к резкому увеличению себестоимости электроэнергии в Мосэнерго и свело бы на нет экономические преимущества от передачи в Мосэнерго электроэнергии от высокоэкономичных Волжских гидроэлектростанций. Цена электроэнергии, передаваемой в Мосэнерго от Волжских ГЭС (включая расходы Мосэнерго по эксплуатации линии электропередачи Куйбышев — Москва, Волгоград — Москва и расходы по содержанию резерва мощности), намного превышала бы в этом случае себестоимость электроэнергии на тепловых электростанциях Московской и Тульской энергосистем. Это повлекло бы [c.325]
Согласно действующей методике исчисление себестоимости электроэнергии на ГЭС производится лишь для работы электростанции с полной проектной мощностью и с проектными напорами. Между тем ввод в эксплуатацию гидроэлектростанций на полную проектную мощность происходит в большинстве случаев в течение нескольких лет после ввода первого агрегата. Наполнение водохранилищ до проектных отметок и достижение проектных напоров также происходит, как правило, в течение нескольких лет. Таким образом, гидроэлектростанции в первые годы эксплуатации работают с неполной проектной мощностью и пониженными напорами, и следовательно, имеют против проектной пониженную выработку и повышенную себестоимость электроэнергии. [c.356]
Проектная себестоимость электроэнергии для ГЭС, имеющих резкое колебание водности по годам, рассчитывается для среднего по водности года. Это может привести к значительному занижению себестоимости электроэнергии, так как при этом не учитываются большие дополнительные расходы энергосистем по содержанию дублирующих резервных мощностей на тепловых электростанциях для обеспечения энергоснабжения потребителей в маловодные годы. В то же время использование избыточной выработки электроэнергии гидроэлектростанцией в многоводные годы возможно лишь при наличии дублирующих мощностей на тепловых электростанциях или потребителей-регуляторов нагрузки в энергосистеме. Это в полной мере относится также и к использованию сезонной выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях в период паводка. [c.356]
Следует особо выделить расчет себестоимости электроэнергии на время работы ГЭС с пониженными напором и выработкой электроэнергии (до достижения проектных параметров). Такой расчет будет соответствовать фактическим условиям их эксплуатации и даст возможность установить реальную народнохозяйственную эффективность строительства гидроэлектростанций. [c.358]
Повышенная себестоимость пиковой электроэнергии на гидроэлектростанциях экономически вполне оправдана ее энергетической ценностью, поскольку производство пиковой электроэнергии на тепловых электростанциях, как это указывалось выше, связано с большими дополнительными расходами на них. Конкретные величины себестоимости электроэнергии на ГЭС при разных режимах могут быть исчислены, исходя из эксплуатационных данных. 378 [c.378]
Тарифы на электроэнергию по Куйбышевской и Волгоградской энергосистемам построены исходя из их структуры в 1955 г. и себестоимости электроэнергии на тепловых электростанциях этих энергосистем и не учитывают резкого снижения себестоимости электроэнергии в связи с вводом в эксплуатацию Волжских гидроэлектростанций. Тарифы Московской энергосистемы построены на базе себестоимости электроэнергии на собственных электростанциях Мосэнерго и также не учитывают снижения средней себестоимости в связи с получением большого количества дешевой электроэнергии от Волжских ГЭС. [c.388]
Увеличение выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях вызывает снижение себестоимости электроэнергии как на гидроэлектростанциях, так и по энергосистеме в целом, но в то же время на тепловых электростанциях энергосистемы в связи с этим может иметь место повышение себестоимости электроэнергии. [c.433]
Анализ себестоимости энергии должен быть конкретным и учитывать фактические условия работы отдельных энергопредприятий и энергосистем. При оценке выполнения плана выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях следует учитывать влияние отклонений [c.439]
Средняя фактическая себестоимость электроэнергии по энергосистемам СССР составила в 1968 г. 0,952 коп. за 1 кет-ч и была (в сравнимых ценах) ниже, чем в 1940 г., на 45%. Это достигнуто в основном в результате снижения удельных расходов топлива на ТЭС, увеличения выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях и роста производительности труда. [c.75]
Большое значение для экономии высококачественного топлива в народном хозяйстве и удешевления электроэнергии имеет гидростроительство. Например, Куйбышевская и Сталинградская гидроэлектростанции позволяют ежегодно экономить около 10 млн. т высококачественного угля. Себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на гидроэлектростанциях, в пять раз дешевле электро- [c.247]
Конденсационные электростанции в период осенне-зимнего максимума в подавляющем большинстве случаев имеют наибольшую загрузку оборудования и наименьший удельный расход топлива. Это обусловливает более низкую себестоимость электроэнергии в I и IV кварталах по сравнению со II и III кварталами. На гидроэлектростанциях, как правило, наиболее низка себестоимость электроэнергии во II и III кварталах — период наибольшей выработки электроэнергии. [c.55]
В энергосистемах, имеющих в своем составе конденсационные электростанции, теплоэлектроцентрали и гидроэлектростанции, динамика себестоимости энергии на протяжении года будет зависеть от соотношения выработки электроэнергии на отдельных типах электростанций, а также от изменения величины покупной энергии, [c.55]
В тех случаях, когда тепловые электростанции объединены с тепловыми сетями района или с недалеко расположенными гидроэлектростанциями небольшой мощности, при калькулировании себестоимости электроэнергии следует отдельно выделять себестоимость производства электроэнергии и себестоимость передачи тепловой энергии себестоимость производства электроэнергии определять раздельно на тепловой электростанции и на гидроэлектростанции. Если в состав электросетей включены примыкающие к ним электростанции небольшой мощности, то в этих случаях также надлежит раздельно определять себестоимость передачи и производства электроэнергии. [c.91]
На запроектированных к строительству и сооружаемых в настоящее время гидроэлектростанциях Сибири себестоимость электроэнергии будет значительно ниже, чем на гидроэлектростанциях европейской части СССР. Так, например, объем капиталовложений на строитель-240 [c.240]
В отличие от тепловых электростанций расчет проектной себестоимости электроэнергии на гидроэлектростанциях не может базироваться на типовых нормативах, так как сооружаемые гидроэлектростанции, как правило, резко отличаются между собой в зависимости от района, природных условий, периода строительства, мощности, напора, степени зарегулированности водохранилища, режима их работы и других факторов. [c.355]
Себестоимость электроэнергии на Братской ГЭС при работе на проектных параметрах составит около 0,05 коп/кет -ч, т. е. примерно в 2 раза ниже, чем на Волжских ГЭС. Такие же исключительно высокие экономические показатели будет иметь и ряд других электростанций Сибири и Средней Азии, например Нурек-ская, Красноярская, Усть-Илимская и др. При более низкой себестоимости электроэнергии по сравнению с тепловыми электростанциями на строительство большинства гидроэлектростанций требуются значительно большие капиталовложения и строятся они дольше, чем тепловые. [c.241]
Последняя должна обеспечить наиболее рациональное использование производственных ресурсов гидроэлектростанций, теплоэлектроцентралей и конденсационных электростанций. При этом в связи с переменным характером гидроресурсов и колебанием величины тепловой нагрузки в отдельные периоды года происходит постоянное перераспределение электрических нагрузок между отдельными электростанциями. В этих условиях решающее значение приобретает показатель полной себестоимости электроэнергии, отпущенной потребителям по энергосистеме в целом, а показатели себестоимости электроэнергии на отдельных электростанциях имеют подчиненное значение. Для достижения наименьшей себестоимости электроэнергии по энергосистеме в целом целесообразно производить разгрузку ряда неэкономичных электростанций, что зачастую приводит к повышению себестоимости вырабатываемой ими электроэнергии. [c.271]
При отклонении приточности воды в том или другом месяце от средних многолетних данных будет иметь место соответственное изменение выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях (и параллельно работающих с ними тепловых электростанциях) и, следовательно, изменение показателей себестоимости энергии. [c.275]
Одновременно покрытие гидроэлектростанциями пиковых нагрузок энергосистем обеспечивает значительную экономию топлива и других материальных и денежных средств в энергосистемах и дает возможность повысить использование экономичных мощностей тепловых электростанций энергосистемы для покрытия базисной и полупиковой части графика нагрузки. Таким образом, для правильного расчета проектной себестоимости электроэнергии на ГЭС необходимо производить ее дифференциацию по режимам. Кроме того, следует учесть, что отдельные ГЭС строятся в еще необжитых районах и, следовательно, на первое время их эксплуатации возможно недоиспользование их мощности впредь до ввода в эксплуатацию основных потребителей электроэнергии. [c.357]
Учитывая, что себестоимость производства электроэнергии на гидроэлектростанциях, как правило, не превышает 10% тарифа на отпускаемую потребителям электроэнергию, естественно, что даже небольшие изменения объема производства на ГЭС значительно отражаются на сумме получаемой прибыли. Достаточно отметить, что замещение выработки в объеме 1 млрд. кВт-ч на ГЭС производством на тепловых электростанциях приводит к потере порядка 7 млн. руб. в среднем по министерству. Особенно эти колебания сказываются на финансовых результатах деятельности в энергосистемах с большим удельным весом ГЭС в составе генерирующих мощностей (Куйбышевэнерго, Красноярскэнерго и др.). Анализ результатов работы в XI и XII пятилетках подтверждает, что колебания имеют устойчивый характер и в сравнении с пятилетним планом находились в 1976—1980 гг. в пределах от минус 3,2 до минус 14,7 млрд.кВт-ч, в 1981-1985 гг. - от плюс 4,4 до минус 28,9 млрд.кВт-ч. Это приводит, конечно, к очень большим отклонениям фактической прибыли от плановой. [c.32]
Приведенная выше группировка по элементам показывает, что затрачивается на произ-во. Кроме того, затраты делятся на основные и накладные. Под основными понимают расходы, непосредственно вызываемые техноло-гич. процессом произ-ва расход материалов, вещественно входящих в продукт, топлива и электроэнергии на технологич. цели, заработная плата производственных рабочих с отчислениями на их социальное страхование, затраты на содержание и эксплуатацию оборудования. Под накладными понимают адм.-упр. расходы предприятий и расходы на хозяйственное обслуживание (заработная плата адм.-хоз. персонала, расход электроэнергии на освещение, топлива на отопление, амортизация зданий и хозяйственного инвентаря и т. п.). В промышленности накладные расходы делятся на общецеховые (общеучастковые), т. е. адм.-упр. и хозяйственные расходы, необходимые для создания нормальных условий производства в пределах цеха (участка), и общезаводские (общефабричные), т. е. управленческие и др. общепроизводственные расходы, вызываемые организацией произ-ва в целом. В ряде отраслей пром-сти для упрощения калькуляции накладные расходы цехов планируют и учитывают вместе с расходами на содержание и эксплуатацию оборудования под общим названием цеховых расходов. В строительстве накладные расходы подразделяются на административно-хозяйственные и пр. накладные расходы (по обслуживанию рабочих, на содержание производственного оборудования и инвентаря и др.), в совхозах — на общепроизводственные и общесовхозные. Нек-рые статьи основных 3. на п. (заработная плата производственных рабочих, отчисления на социальное страхование и др.) состоят из однородных элементов затрат нек-рые же из них (себестоимость энергии собственной выработки и др.) состоят из разнородных элементов, т. е. представляют собой комплексные статьи затрат. Комплексными являются и накладные расходы. С делением 3. на п. на основные и накладные почти совпадает деление затрат на переменные, т. е. нормируемые на единицу продукции, а следовательно, зависящие от выполнения плана произ-ва по объему и ассортименту, и так называемые постоянные, абсолютная величина к-рых лимитируется по цеху или предприятию в целом и не находится в прямой зависимости от выполнения производственной программы. Несмотря на условность этой группировки 3. на п., она имеет значение для анализа влияния объема произ-ва на себестоимость продукции. По способу их включения в себестоимость 3. на п. делятся на прямые и косвенные. В большинстве отраслей произ-ва основные затраты являются прямыми, а накладные — косвенными. Однако в отраслях, производящих однородную продукцию (угольная пром-сть, гидроэлектростанции и др.), все [c.434]
На гидроэлектростанциях с высокой степенью естественной зарегулированности водотока и с большим числом часов использования установленной мощности себестоимость электроэнергии, как правило, ниже, чем на ГЭС с меньшим числом часов использования установленной мощности. Однако на ГЭС с дорогими искус- [c.219]