Математика 2

Некоммерческое акционерное общество
АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ
Кафедра экономики, организации и управления производством
ЭКОНОМИКА ОТРАСЛИ

Методические указания к выполнению курсовой работы
для студентов по специальности
5В071700 - Теплоэнергетика
специализаций «Тепловые электрические станции» и «Промышленная теплоэнергетика

Алматы 2013

СОСТАВИТЕЛЬ: Парамонов С.Г. Методические указания к выполнению курсовой работы для студентов специальности 5В071700 - Теплоэнергетика специализации «Тепловые электрические станции», «Промышленная теплоэнергетика». - Алматы: АУЭС, 2013. — 17 с.

Методическое указание предусматривает выполнение технико-экономических расчетов по определению себестоимости отпуска электрической и тепловой энергии от ТЭЦ. На основе методов оценки инвестиционных проектов, провести расчеты по определению экономической целесообразности строительства и эксплуатации ТЭЦ.

Исходные данные к выполнению работы даны в таблице. Приводится рекомендуемая литература.

Табл.5, библиогр.- 10 назв.

Рецензент: канд. техн. наук, доцент Сябина Н.В.

Печатается по плану издания некоммерческого акционерного общества «Алматинский университет энергетики и связи» на 2013 г.

Сводный план 2013 г. Поз.83

Введение

При обучении студентов по специальности «Теплоэнергетика», согласно рабочим учебным планам, изучается дисциплина «Экономика отрасли», объемом 3 кредита. В рамках этой дисциплины предусмотрено выполнение курсовой работы на тему: «Оценка эффективности строительства и эксплуатации ТЭЦ».

Анализ технического состояния электростанций Казахстана показывает, что основное оборудование изношено на 50-60% и давно выработало свой срок службы. На некоторых станциях, до настоящего времени действует оборудование 40-х годов. В последние годы наметилась устойчивая тенденция к подъему экономики Казахстана, что повлекло за собой и рост электропотребления. Переход энергетики на рыночные отношения, непропорциональный подъем отраслей национального хозяйства, остаточный кризис неплатежей за потребленную энергию, изношенность энергетического оборудования с одной стороны требуют строить новые современные электростанции, а с другой, не дают стабильного источника финансирования этих станций. Обычная мировая практика показывает, что в таких экономических условиях (и даже лучших), строительство крупных энергетических объектов (станции, линии электропередач) производится за счет инвестиционной составляющей, включенной в тариф на тепловую и электрическую энергию или с участием государства, т.е. за счет бюджетных средств. Причем, доля государственного финансирования может достигать 60-80%, что позволяет сохранять контроль государства над стратегическими объектами. Остальная часть средств, путем создания акционерных обществ, берется последними в банках под льготный государственный кредит. Такая стратегия финансирования крупных энергетических объектов вызвана очень большими капитальными вложениями и длительным сроком возврата затраченных денежных средств, что является одной из специфических особенностей нормального функционирования энергетики на начальном этапе роста национальной экономики.

Задание на выполнение курсовой работы

Курсовая работа выполняется на тему «Оценка эффективности строительства и эксплуатации ТЭЦ».

Цель работы: закрепление теоретических знаний в области экономики энергетической отрасли путем проведения практических инженерно-экономических расчетов по определению себестоимости отпуска электрической и тепловой энергии от ТЭЦ в условиях заданных объемов их отпуска. В результате проведения расчетов студенты освоят методику определения составляющих отпуска электрической и тепловой энергии и приобретут навыки по практическому применению методов инвестиционного анализа в энергетической отрасли.

В качестве исходных данных для расчета даются годовые объемы выработки электрической тепловой энергии и удельные расходы условного топлива на выработку 1 кВтч электрической энергии и 1 Гкал тепловой энергии, вид топлива, его теплотворная способность (ккал/кг для угля и ккал/ для природного газа), цена топлива (тенге/тнт для угля и тенге / для газа), расстояние транспортировки твердого топлива от месторождения до станции (см. таблицу 1).

Таблица 1 – Исходные данные к расчетам

№	, млн.кВтч	, тыс.Гкал	топливо	, ккал /кг()	, тенге /тнт()	R, км
1	1100	1100	уголь	4100	1500	800
2	1200	1340	уголь	4200	1400	900
3	2100	1630	уголь	4050	1300	1000
4	2300	1730	уголь	4250	1700	700
5	2800	2070	газ	8500	15	-
6	3200	2260	газ	8300	13	-
7	3500	2430	газ	8100	14	-
8	3700	2620	уголь	4050	1700	800
9	4000	2830	уголь	4100	1900	600
10	4400	2880	уголь	4150	1200	1100
11	2900	2090	газ	8700	14	-
12	2400	1880	уголь	4200	1300	1000
13	3600	2240	уголь	4250	1400	1050
14	3900	2380	газ	8450	16	-
15	3300	2590	газ	8400	13	-
16	3000	2200	уголь	4300	1600	1100
17	2500	1680	уголь	4200	1500	1150
18	2000	1350	уголь	4100	1500	600
19	1800	1210	газ	8550	14	-
20	1500	1400	уголь	4200	1400	900
21	1400	1300	газ	8200	15	-
22	2700	2400	уголь	4250	1300	1000
23	2900	2600	уголь	4200	1600	900
24	3600	2500	уголь	4100	1400	1000
25	2600	2000	газ	8100	13	-
26	3200	2800	уголь	4300	1500	1000
27	1800	1200	уголь	4200	1700	600
28	2400	1500	уголь	4100	1500	800
29	2800	1500	уголь	4200	1400	900
30	3800	2400	газ	8100	15	-

Удельный расход топлива на выработку одного кВтч принимать в размере 230-250 гут/кВтч; а удельный расход топлива на выработку одной Гкал тепловой энергии – 200-210 кгут/Гкал.

Стоимость транспорта твердого топлива принимать в размере 1,4-1,6 тенге/т-км.

Плотность газа в расчетах принимать в размере 0,83 кг/.

Варианты задания для выполнения курсовой работы задаются преподавателем согласно порядковому номеру в журнале посещений. В случае, если указанных вариантов на имеющихся в группах студентов недостаточно, то преподавателем вводится корректировка исходных данных числом часов использования установленной электрической мощности Тм: 5000 часов для южных, и 6000 часов для северных регионов, что увеличивает количество вариантов до 90 (таблица составлена для =5500 часов).

Для студентов заочной формы обучения варианты выполнения работы задаются также по порядковому номеру в журнале посещений (на установочной лекции).

Работу выполнять на компьютере с обязательной описательной частью расчетов и используемых формул, указанием размерности величин.

1 Определение себестоимости отпуска электрической и тепловой энергии от ТЭЦ

1.1 Определение годового отпуска энергии ТЭЦ

При работе электростанций, часть вырабатываемой энергии расходуется на собственные нужды станций. Этот расход электроэнергии зависит от типа оборудования и его единичной мощности агрегатов, вида используемого топлива, степени технического совершенствования основного и вспомогательного оборудования и правильного ведения технической и финансовой политики на станции. Разброс величины расхода электроэнергии на собственные нужды станций очень велик – от 6 до 16%.

В расчетах принимать расход электроэнергии на собственные нужды в размере 7-9% (), а тепловой энергии 0,5-1% ().

Годовой отпуск электрической и тепловой энергии определяется по формулам:

(1)

(2)

где и – годовая выработка электрической и тепловой энергии (см. таблицу 1).

1.2 Определение затрат на топливо

Годовой расход топлива на выработку электрической и тепловой энергии определяется по формулам:

(3)

(4)

Итого расход топлива ТЭЦ составляет:

(5)

В связи с тем, что затраты на оплату топлива и его транспортировку осуществляются по натуральному топливу, то полученные величины расхода топлива необходимо перевести в натуральное топливо.

Расход натурального топлива будет:

(6)

где – коэффициент перевода условного топлива в натуральное. Затраты на транспорт 1 тнт () твердого топлива определяются:

(7)

В отпускной цене газа учтены затраты на передачу природного газа по магистральному газопроводу и его отводу до станции.

Составляющая затрат на топливо определяется:

(8)

1.3 Расчет КПД использования топлива

Известно, что для получения 1 кВтч электроэнергии необходимо 123 гут, а для получения 1 Гкал тепловой энергии требуется 143 кгут при КПД установок, равных единице. Коэффициент полезного использования топлива, с учетом расхода электроэнергии и тепла на собственные нужды определяется:

(9)

(10)

Коэффициент использования топлива станцией будет:

(11)

где 0,86 – коэффициент перевода электроэнергии в тепло;

7 – теплотворная способность условного топлива, 7000 ккал/кг.

1.4 Расчет затрат на воду

Вода на ТЭЦ расходуется на охлаждение пара в конденсаторах турбин, пополнение системы теплофикации, охлаждения генераторов и трансформаторов, гидрозолоудаления и т.д. В зависимости от системы водоснабжения станции, зависит и величина затрат на воду. В последнее время затраты тепловых электростанций на воду существенно возросли и в отдельных случаях могут достигать величины 1,4-1,6 тенге/кВтч. Для укрупненных расчетов затраты на водоснабжение можно принять:

(12)

1.5 Расчет затрат на заработную плату

Для того, чтобы определить затраты на заработную плату промышленно-производственного персонала (ППП) ТЭЦ, занятого на производстве и его обслуживании, необходимо знать его численность. ППП подразделяется на эксплуатационный, ремонтный и административно-управленческий персонал. Его количество зависит, в основном, от единичной мощности и количества основного энергооборудования, вида используемого топлива, способа проведения ремонтов.

Численность ППП можно получить через штатный коэффициент, показывающий, какое количество персонала приходится на 1 МВт установленной электрической мощности станции. Установленная электрическая мощность станции определяется через максимальное число часов использования установленной мощности и годовую выработку электрической энергии, т.е.:

(13)

Максимальное число часов использования установленной мощности в расчетах принимать 5500 часов.

Согласно литературных и фактических данных о численности работающих на некоторых станциях Казахстана, можно рекомендовать принимать следующие усредненные значения штатного коэффициента (): для ТЭЦ установленной мощностью более 500 МВт – 1,3 – 1,5 чел/МВт, для ТЭЦ меньшей мощности – 1,6 – 1,8 чел/МВт. При работе ТЭЦ на природном газе, величина уменьшается на 15-20%.

Численность персонала станции определяется:

(14)

Суммарный фонд заработной платы включает в себя:

- основную заработную плату (), в которую входит заработная плата работников, занятых в технологическом процессе производства энергии и включает в себя выплаты, связанные с отработанным временем (тарифные ставки и должностные оклады, премии рабочим из фонда заработной платы, доплата за работу праздничные дни и ночное время и др.);

- дополнительная заработная плата () включает в себя выплаты, не связанные с рабочим временем (оплата очередных, дополнительных и учебных отпусков, за время выполнения государственных обязанностей и др.);

- начисления на заработную плату () включают в себя отчисления на социальный налог и начисления в пенсионный фонд.

Формула для определения суммарного фонда заработной платы будет следующей:

(15)

Величина среднегодовой основной заработной платы принимается в размере 800 – 1000 тыс. тенге на одного работающего. Величина берется в размере 10-15% от значения . Начисления на заработную плату (социальный налог и отчисления в пенсионный фонд) принимаются в размере 21% от суммы и .

1.6 Расчет амортизационных отчислений

Известно, что амортизационные отчисления представляют собой денежное возмещение физического и морального износа оборудования и расходуются на проведение капитального ремонта и приобретение нового оборудования, взамен изношенного (реновация). Амортизационные отчисления берутся в % от величины суммарных капитальных вложений в станцию (именуемые в литературе: основные производственные фонды, основные активы предприятия, основной капитал). На каждый вид оборудования установлены свои нормы амортизации в зависимости от срока службы и назначения производственных фондов в производственном процессе. Предельные нормы амортизации устанавливаются согласно Указа Президента РК, имеющего силу закона №2235 от 24.04.95г., выше которых норму амортизации использовать нельзя.

При проведении предварительных расчетов для определения стоимости основных производственных фондов (капитальных вложений) в странах СНГ и за рубежом, широко используется показатель удельных капитальных вложений . Его величина, даже для станций одного типа, находится в широких пределах в зависимости от мощности блоков, их количества, вида используемого топлива и экологических требований. В расчетах принимать величину для ТЭЦ 800 МВт -1700 $/кВт, для ТЭЦ 200 МВт – 2000 $/кВт установленной мощности. Для станций, лежащих в этом диапазоне мощностей, принимать в соответствующей пропорции. Стоимость доллара США принимать из расчета 150 тенге.

(16)

В среднем, в зависимости от мощности блоков и станции в целом, вида потребляемого топлива, норма амортизации в целом по станции находится в пределах 5-7%. Для проведения укрупненных расчетов, норму амортизационных отчислений принимать в размере 6% от величины К:

(17)

1.7 Расчет затрат на проведение текущего ремонта

В эту составляющую затрат, кроме затрат на проведение текущего ремонта производственного оборудования входят и затраты на технический осмотр и содержание оборудования в рабочем состоянии (обтирочные и смазочные материалы) и определяются в размере:

(18)

1.8 Расчет платы за выбросы

Величина оплаты за выбросы вредных веществ, зависит от объема выбросов, которые, в свою очередь, зависят от вида сжигаемого топлива (уголь, газ, мазут), его количества и способа улавливания вредных веществ (электрофильтры, эмульгаторы …). В нашем случае, эту составляющую целесообразнее всего определять методом аналогий по сравнению с действующими станциями. Установлено, что при сжигании Экибастузского угля, величина платы за выбросы находится в пределах 150-180 тенге за тнт, следовательно:

(19)

При работе ТЭЦ на природном газе, величина оплаты за выбросы будет меньше, и ее можно принять в размере 40-60 тенге за 1000 газа.

1.9 Общестанционные и цеховые расходы

Эта составляющая предусматривает затраты на административно-управленческие (зарплата, канцелярские, командировочные), общепроизводственные (содержание, амортизация, текущий ремонт общестанционных средств, испытания, исследования, рационализация и охрана труда), отчисления на целевые расходы (техническая пропаганда, содержание вышестоящих организаций), обслуживание цехов и управление ими (зарплата управления цехом, амортизация и затраты по содержанию и текущему ремонту зданий, расходы по охране труда).

Для укрупненных расчетов можно пользоваться формулой:

(20)

1.10 Расчет себестоимости отпуска энергии

Известно, что если на ГЭС и КЭС вырабатывается один вид энергии – электрическая, и все затраты станции относятся на нее, то на ТЭЦ вырабатывается как электрическая, так и тепловая энергия. В этом случае очень важно провести разнесение общих затрат станции на тепловую и электрическую энергию, потому, что от этого зависит себестоимость выработки тепловой и электрической энергии, а следовательно, и экономическая эффективность работы ТЭЦ по сравнению с раздельным производством электрической и тепловой энергии.

Существует целый ряд методических подходов к разнесению затрат между тепловой и электрической энергией на ТЭЦ. Наиболее известные методы – физический, нормативный, энергетический (введен в России с 01.02.1996г.), ОРГРЭС, эксергетический. Естественно, что у каждого метода есть свои сторонники и противники. Научная дискуссия по выбору метода разнесения затрат между тепловой и электрической энергией ведется не один десяток лет и наверняка будет продолжаться.

На территории Казахстана наибольшее распространение получил физический метод (эффект экономии от применения комбинированного способа производства электрической и тепловой энергии относится на электрическую энергию). В последнее время утвержден и используется на ряде станций Казахстана эксергетический метод (основан на распределении топлива по термодинамической ценности пара разных параметров и весь эффект относится на тепловую энергию).

Для примера, в таблице 3 приведено процентное разнесение затрат между тепловой и электрической энергией при использовании физического и эксергетического методов, разработанное сотрудниками АУЭС для одной из станций Казахстана.

Таблица 2 – Разнесение затрат между электрической и тепловой энергией на ТЭЦ

Составляющие	Физич. метод		Эксерг. метод
Составляющие	эл. эн.	тепл. эн	эл. эн.	тепл.эн.
топливо	44	56	59	41
вода, выбросы, амортизация, зарплата, текущий ремонт, общестанционные	66	34	76	24
Всего по станции	55	45	67	33

При выполнении данной курсовой работы используем разнесение затрат на выработку электрической и тепловой энергии на основе физического метода с помощью коэффициента:

(21)

который показывает, какое количество топлива (в долях от единицы) израсходовано на отпуск электрической энергии, а разница (1 –) – показывает долю расхода топлива на отпуск тепловой энергии. Расчет проводить или в натуральном или в условном топливе.

Затем следует разнести затраты по каждой составляющей согласно полученному коэффициенту по видам отпускаемой энергии и занести результаты в таблицу 3.

Таблица 3 – Составляющие затрат на производство электрической и тепловой энергии

Составляющие затрат	И, всего, млн. тг	,эл.энергия млн.тг.	, тепло, млн.тг.
Топливо,
Вода,
Фонд заработной платы,
Амортизационные отчисления,
Ремонт,
Общестанционные,
Плата за выбросы,
Итого затрат

Себестоимость отпуска электрической энергии определяется:

(22)

Себестоимость отпуска тепловой энергии определяется :

(23)

2 Экономическая оценка строительства и эксплуатации ТЭЦ

2.1 Определение первоначальных инвестиций и денежного потока

на возврат кредита

Экономическая оценка строительства и эксплуатации ТЭЦ на предварительных этапах принятия решений обычно производится на основе составления бизнес-плана, а в случае его положительного вывода, разрабатывается инвестиционный проект. Это современный метод оценки принятия технико-экономических решений, учитывающий изменение стоимости денег по времени и весь комплекс затрат на реализацию проекта: цены и ценовая политика на перспективу; объем реализации продукции; доход и прибыль от реализации проекта; часть прибыли, идущая на возврат кредита; процентная ставка банка, под которую предприятие берет кредит; срок кредита.

Сложность финансово-экономической оценки строительства и эксплуатации крупных энергетических объектов связана с тем, что инвестиции поступают в несколько этапов, и имеет место длительность срока получения результатов от реализации проекта. Длительность таких операций приводит к неопределённости оценки инвестиций и риску ошибок. Поэтому в практике используются методы оценки инвестиционных проектов, чтобы свести к минимуму уровень погрешности проектов. Это методы: определения чистой текущей стоимости (NPV), срока окупаемости проекта (PP), расчета внутренней нормы прибыли (IRR), расчета рентабельности инвестиций (PI), определения бухгалтерской рентабельности инвестиций (ROI). Естественно, что в практике не всегда применяются все пять методов оценки инвестиционных проектов, поэтому и данной работе будут использованы только первые три метода.

Как уже указывалось во введении, строительство таких крупных объектов, как электрические станции, в развитых странах обычно происходит при преобладающей финансовой и правовой поддержке государства, позволяя ему контролировать стратегические объекты. Остальная часть денежных средств обеспечивается за счет создания, чаще всего, акционерных обществ, пользующихся льготным кредитом.

В расчетах, долевое распределение капитала (К) на строительство ТЭЦ следующее: 90% вкладывает государство и 10% обеспечивает АО «Энергоинвест». Эти денежные средства идут только на строительство станции. Суммарные эксплуатационные расходы заложены в себестоимости электрической и тепловой энергии, а значит и в тарифе на них. Здесь 70% эксплуатационных затрат оплачивает государство, а остальные 30% - АО «Энергоинвест».

Таким образом, объем инвестиций Iо, которые АО «Энергоинвест» берет в банке под льготный кредит (10%) будет составлять 10% от суммарных капвложений в строительство ТЭЦ и 30% от суммарных эксплуатационных расходов.

Известно, что при оценке инвестиционного проекта используются всего четыре показателя:

– первоначальные инвестиции;

CF – денежный поток, направляемый на возврат кредита;

r – процентная ставка банка по кредиту (10%);

n – календарный год кредита.

(24)

При разработке и анализе инвестиционных проектов наиболее сложным является расчет прибыли и денежного потока CF, направляемого на возврат кредита.

Определимся, что отпускной тариф на электрическую и тепловую энергию от нашей ТЭЦ будет иметь рентабельность 20%, т.е.

(25)

(26)

Доход от реализации электрической и тепловой энергии от ТЭЦ составит:

(27)

а суммарные затраты определяются по выражению:

(28)

Разница между ними даст прибыль:

(29)

После оплаты налога на прибыль, в размере 20%, образуется чистая прибыль:

(30)

которая целиком идет на возврат кредита в банк, т.е. это и будет денежный поток CF.

2.2 Метод определения чистой текущей стоимости NPV

Это метод анализа инвестиций, показывающий, на какую ценность фирма может прирасти в результате реализации инвестиционного проекта и определяется:

₍₃₁₎

I₀ – первоначальное вложение средств.

Результаты расчета занести в таблицу, аналогичную таблице 4.

Пример расчета: фирма берет кредит на сумму 18000 под 10% годовых сроком на четыре года.

Таблица 4 – Расчет NPV

год	CF	R₁₀	PV₁₀
0	-18000	1	-18000
1	10000	0,909	9090
2	8000	0,826	6608
3	6000	0,751	4506
NPV			+2204

Расчёт NPV идёт до первого положительного значения PV. Если расчёт не устраивает по годам, то нужно пересмотреть стратегию проекта – увеличить CF, или найти банк, с меньшим r.

Если NPV в нужные фирме сроки положителен, то значит в результате проекта ценность фирмы возрастает, и его следует принять.

Широкое использование этого метода объясняется тем, что он устойчив в разных комбинациях исходных условий, позволяя во всех случаях находить экономически рациональное решение.

2.3 Метод расчёта внутренней нормы прибыли IRR

Внутренняя норма прибыли представляет собой уровень окупаемости средств, направленных на цели инвестирования. Это значение r, при котором NPV=0. Формализовано, это уравнение:

, решаемое относительно r.

IRR при NPV=0, - это проект не обеспечивает роста ценности фирмы, но и не ведёт к её снижению. Этот коэффициент дисконта (R= 1: (1+r)ⁿ разделяет инвестиции на приемлемые и невыгодные. IRR сравнивают с тем уровнем окупаемости вложений, которые фирма выбирает для себя с учётом того, по какой цене сама получила капитал для инвестирования и какой чистый уровень прибыльности хотела бы иметь при его использовании (барьерный коэффициент).

Результаты расчета занести в таблицу, аналогичную таблице 5.

Пример расчета: фирма берет в кредит 20000, под 15% годовых сроком на четыре года.

Таблица 5 – Расчет IRR

год	CF	R₁₅	PV₁₅	R₂₀	PV₂₀
0	-20000	1.0	-20000	1,0	-20000
1	8000	0,820	6960	0,833	6664
2	10000	0,756	7560	0,694	6940
3	6000	0,658	3548	0,579	3474
4	4000	0,572	2288	0,482	1928
NPV			+756		-994

_{Величина}_IRR_{определяется по формуле:}

₍₃₂₎

IRR служит индикатором уровня риска по проекту – чем больше IRR превышает принятый фирмой барьерный коэффициент, тем больше запас прочности проекта и тем менее страшны ошибки при оценке будущих денежных поступлений.

2.4 Метод расчёта окупаемости инвестиций РР

Метод состоит в определении того срока, который необходим для возмещения суммы первоначальных инвестиций:

₍₃₃₎

Есть два метода: когда CF равен по годам и когда CF идёт различными суммами, то есть неравномерно.

Если I₀=600, а CF по 150, то PP=600:150=4 года.

Если I₀=600, а CF -700+150+100+200=650, то срок окупаемости 3 года и 0,75 от года, то есть 3 года 9 месяцев.

В нашем случае, денежные потоки по годам будут одинаковы и следует пользоваться первым примеров расчета.

Список литературы

1. Экономика и управление в энергетике: Учеб. Пособие под ред. Н.Н. Кожевникова.- М.: Изд. Центр «Академия». 2003.

2. Экономика электроэнергетики: рыночная политика: Сб./ Отв. Ред. Э. Хоуп и д.р. Сибирское отделение Российской академии наук, 2001.

3. Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического комплекса. -М.: Высшая школа, 2003.

4. Багиев Г.Л. и др., Организация и планирование энергохозяйства промышленных предприятий. «Энергоиздат » ,1988.

5. Самуэльсон и В.Нордхаус. Экономика.-М.: «Прогресс»,1989.

6. Окороков В. Р. и др. Основы управления энергетическим производством.-М.: Высшая школа, 1987.-335 стр.

7. Златопольский А. Н., Прузнер С. Л. и др. Экономика, организация и планирование теплосилового хозяйства промышленного предприятия. М. Энергоатомиздат, 1995.-320 стр.

8. Дукенбаев К. Энергетика Казахстана и пути ее интеграции в мировую экономику.-Алматы, 1996.-532 стр.

9. Дукенбаев К., Нурекен.Е. Энергетика Казахстана. Технический аспект. Алматы, 2001.-312 стр.

10. Липсиц И.В., Косов В.В. Инвестиционный проект.-Москва, Бек, 1996.-304с.

Содержание

Введение

Задание на выполнение курсовой работы

1 Определение себестоимости отпуска электрической и тепловой энергии от ТЭЦ

2 Экономическая оценка строительства и эксплуатации ТЭЦ

Список литературы