Законы и бизнес в России

Решение Городской Думы МО город Салехард от 10.02.2009 N 7 (ред. от 30.03.2009) “Об утверждении инвестиционной программы муниципального предприятия “Салехардэнерго“ по развитию систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Салехард в сфере электро- и теплоснабжения на 2008 - 2011 годы“

МУНИЦИПАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАНИЕ ГОРОД САЛЕХАРД

ГОРОДСКАЯ ДУМА

РЕШЕНИЕ

от 10 февраля 2009 г. N 7

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ

МУНИЦИПАЛЬНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ “САЛЕХАРДЭНЕРГО“ ПО РАЗВИТИЮ

СИСТЕМ КОММУНАЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ

МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ГОРОД САЛЕХАРД В СФЕРЕ

ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ НА 2008 - 2011 ГОДЫ

(в ред. решения Городской Думы МО город Салехард

от 30.03.2009 N 22)

Принято Городской Думой

города Салехарда

30 января 2009 года

В целях реализации подпрограммы “Комплексное развитие коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Салехард на 2007 - 2010 годы“ к программе “Доступное и комфортное жилье на территории муниципального образования город Салехард на 2007 - 2010 годы“, утвержденной решением Городской Думы от 18 июня 2007 года N 20 (в редакции решения Городской Думы от 23 сентября 2008
года N 46), руководствуясь Уставом муниципального образования город Салехард, Городская Дума решает:

Утвердить прилагаемую инвестиционную программу муниципального предприятия “Салехардэнерго“ по развитию систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Салехард в сфере электро- и теплоснабжения на 2008 - 2011 годы.

Глава муниципального образования

город Салехард

А.М.СПИРИН

Утверждена

решением Городской Думы

города Салехарда

от 10 февраля 2009 года N 7

ИНВЕСТИЦИОННАЯ ПРОГРАММА

МУНИЦИПАЛЬНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ “САЛЕХАРДЭНЕРГО“

МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ГОРОД САЛЕХАРД ПО РАЗВИТИЮ

СИСТЕМ КОММУНАЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ

МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ГОРОД САЛЕХАРД В СФЕРЕ

ЭЛЕКТРО- И ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ НА 2008 - 2011 ГОДЫ

(в ред. решения Городской Думы МО город Салехард

от 30.03.2009 N 22)

Паспорт Программы

----------------T---------------------------------------------------------¬

¦Наименование ¦Развитие систем коммунальной инфраструктуры ¦

¦программы ¦муниципального образования город Салехард в сфере ¦

¦ ¦электро- и теплоснабжения на 2008 - 2011 годы ¦

+---------------+---------------------------------------------------------+

¦Основание для ¦Федеральный закон от 30.12.2004 N 210-ФЗ “Об основах ¦

¦разработки ¦регулирования тарифов организаций коммунального ¦

¦ ¦комплекса“, Порядок разработки и утверждения ¦

¦ ¦инвестиционных программ организаций коммунального ¦

¦ ¦комплекса муниципального образования город Салехард, ¦

¦ ¦утвержденный постановлением Администрации города ¦

¦ ¦Салехарда от 08.05.2008 N 174, подпрограмма “Комплексное ¦

¦ ¦развитие коммунальной инфраструктуры муниципального ¦

¦ ¦образования город Салехард на 2007 - 2010 годы“, ¦

¦ ¦Техническое задание на разработку инвестиционной ¦

¦ ¦программы муниципального предприятия “Салехардэнерго“ ¦

¦ ¦муниципального образования город Салехард по развитию ¦

¦ ¦систем коммунальной инфраструктуры муниципального ¦

¦ ¦образования город Салехард в сфере электро- и ¦

¦ ¦теплоснабжения на 2008 - 2010 годы, утвержденное ¦

¦ ¦распоряжением Администрации города Салехарда от ¦

¦ ¦16.10.2008 N 956-р ¦

+---------------+---------------------------------------------------------+

¦Заказчик ¦Администрация города Салехарда ¦

+---------------+---------------------------------------------------------+

¦Разработчик ¦ЗАО “Экспертная группа “КУТРИ“ ¦

+---------------+---------------------------------------------------------+

¦Исполнитель ¦МП “Салехардэнерго“ ¦

+---------------+---------------------------------------------------------+

¦Сроки ¦2008 - 2011 годы ¦

¦реализации ¦ ¦

+---------------+---------------------------------------------------------+

¦Цели и задачи ¦1) Устранение дефицита установленной мощности ¦

¦ ¦электрогенерирующего оборудования; ¦

¦ ¦2) Повышение надежности и эффективности электроснабжения ¦

¦ ¦потребителей муниципального образования город Салехард; ¦

¦ ¦3) Повышение эффективности системы теплоснабжения ¦

¦ ¦муниципального образования город Салехард ¦

+---------------+---------------------------------------------------------+

¦Основные ¦Расширение ДЭС-1, за счет строительства энергоблока 14 ¦

¦направления ¦МВт, комплектуемого восемью газопоршневыми ¦

¦(перечень ¦электроагрегатами (ГПЭА) номинальной мощностью 1750 ¦

¦инвестиционных ¦кВт каждый ¦

¦проектов) ¦ ¦

+---------------+---------------------------------------------------------+

¦Объемы и ¦Общий объем программы - 528879 тыс. рублей, в т.ч. бюджет¦

¦источники ¦муниципального образования - 300000 тыс. рублей, средства¦

¦финансирования ¦предприятия (кредитные средства) - 18880 тыс. рублей, ¦

¦программы (с ¦амортизационные отчисления (тариф на электрическую ¦

¦НДС) ¦энергию) - 38230 тыс. рублей в
2009 году и 38104,56 тыс. ¦

¦ ¦руб. в 2010 году, амортизационные отчисления (тариф на ¦

¦ ¦тепловую энергию) - 60184,72 тыс. рублей в 2009 году и ¦

¦ ¦39585,46 тыс. рублей в 2010 году, плата за подключение к ¦

¦ ¦системе электроснабжения - 32715,5 тыс. рублей, плата за ¦

¦ ¦подключение к системе теплоснабжения - 1180 тыс. рублей ¦

+---------------+---------------------------------------------------------+

¦Инвестиционные ¦Инвестиционные надбавки к тарифам составляют: ¦

¦надбавки к ¦- на тепловую энергию на 2010 г. - 32,72 руб./Гкал (без ¦

¦тарифам ¦НДС). ¦

¦ ¦В соответствии с действующим законодательством надбавка к¦

¦ ¦тарифу на электрическую энергию не устанавливается. ¦

¦ ¦Необходимые финансовые ресурсы для реализации программы в¦

¦ ¦сфере электроснабжения возмещаются через тариф на ¦

¦ ¦электрическую энергию ¦

+---------------+---------------------------------------------------------+

¦Тариф на ¦Тариф на подключение к системе теплоснабжения - 3604082 ¦

¦подключение к ¦руб./Гкал (без НДС) ¦

¦системам ¦ ¦

¦коммунальной ¦
¦

¦инфраструктуры ¦ ¦

+---------------+---------------------------------------------------------+

¦Ожидаемые ¦Дополнительная располагаемая мощность ¦

¦результаты ¦электрогенерирующего оборудования - 14,0 МВт; снижение ¦

¦ ¦перебоев в снабжении электроэнергией потребителей с 6,8 ¦

¦ ¦час. до 4,3 час.; снижение уровня потерь в тепловых сетях¦

¦ ¦с 14,6% до 14,5%; снижение коэффициента потерь с 0,444 до¦

¦ ¦0,438; снижение удельного веса сетей, нуждающихся в ¦

¦ ¦замене с 21,7 до 20,1; дополнительное подключение ¦

¦ ¦объектов капитального строительства к системе ¦

¦ ¦электроснабжения города в размере 4,2 МВт ¦

+---------------+---------------------------------------------------------+

¦Контроль за ¦Администрация города Салехарда ¦

¦выполнением ¦ ¦

¦программы ¦ ¦

+---------------+---------------------------------------------------------+

¦Координатор с ¦Департамент жизнеобеспечения города Администрации города ¦

¦полномочиями по¦Салехарда ¦

¦заключению ¦ ¦

¦договора на ¦ ¦

¦реализацию ¦ ¦

¦инвестиционного¦ ¦

¦проекта ¦ ¦

L---------------+----------------------------------------------------------

Общие положения

Настоящая инвестиционная программа муниципального предприятия “Салехардэнерго“ по развитию систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Салехард в сфере электро- и теплоснабжения на 2008 - 2011 годы (далее - Инвестиционная программа) разработана в соответствии с Федеральным законом от 30.12.2004 N 210-ФЗ “Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса“, Методическими рекомендациями по разработке инвестиционных программ организаций коммунального комплекса, утвержденными приказом Министерства регионального развития Российской Федерации от 10.10.2007 N 99, подпрограммой “Комплексное развитие коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Салехард на 2007 - 2010 годы“, утвержденной решением Городской Думы города Салехарда от 18.06.2007 N 20, Порядком разработки и утверждения инвестиционных программ организаций коммунального комплекса муниципального образования город Салехард, утвержденным постановлением Администрации города Салехарда от 08.05.2008 N 174, на основании условий Технического задания на разработку инвестиционной программы муниципального предприятия “Салехардэнерго“ муниципального образования город Салехард по развитию систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Салехард в сфере электро- и теплоснабжения на 2008 - 2010 годы, утвержденного распоряжением Администрации города Салехарда от 16 октября 2008 года N 956-р.

1. Цели и задачи Инвестиционной программы

В соответствии с подпрограммой “Комплексное развитие коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Салехард на 2007 - 2010 годы“, утвержденной решением Городской Думы города Салехарда от 18.06.2007 N 20, основной целью подпрограммы является создание условий, способствующих производству коммунальных услуг, соответствующих установленным стандартам качества, и в объеме, необходимом для обеспечения жизнедеятельности населения и организаций производственной и социальной сферы, на долговременную перспективу. Задачами подпрограммы по развитию систем коммунальной инфраструктуры в сфере электро- и теплоснабжения являются: повышение эффективности управления объектами коммунальной инфраструктуры, создание условий для развития и модернизации объектов коммунальной инфраструктуры, привлечение средств внебюджетных источников для финансирования проектов развития и модернизации объектов коммунальной инфраструктуры.

В соответствии с Техническим заданием на разработку инвестиционной программы муниципального предприятия “Салехардэнерго“ муниципального образования город Салехард по развитию систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Салехард в сфере электро- и теплоснабжения на 2008 - 2010 годы, утвержденным распоряжением Администрации города Салехарда от 16 октября 2008 года N 956-р, основными целями и задачами настоящей Инвестиционной программы являются:

1) устранение дефицита установленной мощности электрогенерирующего оборудования;

2) повышение надежности и эффективности систем электроснабжения и теплоснабжения города Салехарда;

3) создание возможности подключения к системе электроснабжения города Салехарда объектов капитального строительства.

В соответствии с условиями Технического задания целевыми индикаторами инвестиционной программы муниципального предприятия “Салехардэнерго“ по развитию систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Салехард в сфере электро- и теплоснабжения на 2008 - 2010 годы являются:

----T-----------------T-------T-----------------------------T-------------¬

¦ N ¦ Наименование ¦ Ед. ¦ Порядок расчета ¦ Значение ¦

¦п/п¦ индикатора ¦ изм. ¦ (источники информации) ¦ индикатора ¦

¦ ¦ ¦ ¦ +------T------+

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 2008 ¦ 2010 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ год ¦ год ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦(факт)¦(план)¦

+---+-----------------+-------+-----------------------------+------+------+

¦ ¦в сфере электроснабжения ¦

+---+-----------------T-------T-----------------------------T------T------+

¦1. ¦Располагаемая ¦ МВт ¦Проектные (паспортные) ¦ 68,5 ¦ 82,5 ¦

¦ ¦электрическая ¦ ¦характеристики ¦ ¦ ¦

¦ ¦мощность ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+-----------------+-------+-----------------------------+------+------+

¦2. ¦Перебои в ¦ час. ¦Отношение суммы произведений ¦ 6,8 ¦ 4,3 ¦

¦ ¦снабжении ¦ ¦продолжительности отключений ¦ ¦ ¦

¦ ¦потребителей ¦ ¦к численности населения ¦ ¦ ¦

+---+-----------------+-------+-----------------------------+------+------+

¦ ¦в сфере теплоснабжения ¦

+---+-----------------T-------T-----------------------------T------T------+

¦1. ¦Уровень потерь ¦ % ¦Отношение объема потерь к ¦ 14,6 ¦ 14,5 ¦

¦ ¦ ¦ ¦объему отпуска в сеть ¦ ¦ ¦

+---+-----------------+-------+-----------------------------+------+------+

¦2. ¦Коэффициент ¦ тыс. ¦Отношение объема потерь к ¦0,444 ¦0,438 ¦

¦ ¦потерь ¦Гкал/км¦протяженности сетей ¦ ¦ ¦

L---+-----------------+-------+-----------------------------+------+-------

На период реализации настоящей Инвестиционной программы планируется подключение объектов капитального строительства к системам электро- и теплоснабжения МП “Салехардэнерго“, в том числе:

- к электрическим сетям - 4,2 МВт;

- к тепловым сетям - 0,5 Гкал/час.

Планируемые сроки и объемы подключения объектов капитального строительства к системам электро- и теплоснабжения МП “Салехардэнерго“:

----T---------------------------T-----------------------------------------¬

¦ N ¦ Система коммунальной ¦ Подключаемая нагрузка ¦

¦п/п¦ инфраструктуры +-----T--------T--------T--------T--------+

¦ ¦ ¦Всего¦2008 год¦2009 год¦2010 год¦2011 год¦

+---+---------------------------+-----+--------+--------+--------+--------+

¦1. ¦Система электроснабжения ¦ 4,2 ¦ 0 ¦ 0,63 ¦ 1,26 ¦ 2,31 ¦

+---+---------------------------+-----+--------+--------+--------+--------+

¦2. ¦Система теплоснабжения ¦ 0,5 ¦ 0 ¦ 0,075 ¦ 0,15 ¦ 0,275 ¦

L---+---------------------------+-----+--------+--------+--------+---------

1.1. Согласованность разрабатываемой Инвестиционной программы с предыдущими и текущими инвестиционными и производственными программами

1.1.1. В части электроснабжения

Реализуемая за счет средств окружного бюджета подпрограмма “Комплексное развитие коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Салехард на 2007 - 2010 годы“ в сфере электроснабжения предусматривает выполнение следующих мероприятий:

----T------------------------------------T---------T--------------T-------¬

¦ N ¦ Наименование объекта ¦ Сметная ¦Финансирование¦Остаток¦

¦п/п¦ ¦стоимость¦ с начала ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦строительства ¦ ¦

+---+------------------------------------+---------+--------------+-------+

¦1. ¦Перевод существующих двух ¦ 321,739 ¦ 16,664 ¦305,075¦

¦ ¦генерирующих источников ДЭС-2 на ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦использование газообразного топлива ¦ ¦ ¦ ¦

+---+------------------------------------+---------+--------------+-------+

¦2. ¦Строительство распределительной ¦ 71,322 ¦ 47,477 ¦23,845 ¦

¦ ¦электрической подстанции 6 кВ (РП-3)¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦с питающей линией от ПС ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦“Центральная“ до РП-2 ¦ ¦ ¦ ¦

+---+------------------------------------+---------+--------------+-------+

¦3. ¦Реконструкция электрической ¦ 49,360 ¦ 38,671 ¦10,689 ¦

¦ ¦подстанции 35/6 кВ ПС “Турбинная“ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+------------------------------------+---------+--------------+-------+

¦4. ¦Модернизация релейной защиты сетей ¦ 57,118 ¦ 2,979 ¦54,139 ¦

¦ ¦35/6 кВ г. Салехард ¦ ¦ ¦ ¦

+---+------------------------------------+---------+--------------+-------+

¦5. ¦Реконструкция ЛЭП 6 кВ пос. ¦ 135,719 ¦ 70,0 ¦65,719 ¦

¦ ¦Горнокнязевск ¦ ¦ ¦ ¦

+---+------------------------------------+---------+--------------+-------+

¦ ¦Итого ¦ 635,258 ¦ 175,791 ¦459,467¦

L---+------------------------------------+---------+--------------+--------

Производственная программа МП “Салехардэнерго“ в сфере электроснабжения предусматривает только проведение текущего и капитального ремонтов действующего оборудования и распределительных сетей и не включает реконструкцию и строительство новых объектов электроэнергетики.

Таким образом, мероприятия по расширению ДЭС-1 с увеличением располагаемой генерирующей мощности станции за счет установки энергоблока 14 МВт в блочно-модульном исполнении, включенные в настоящую Инвестиционную программу, не предусмотрены предыдущими и текущими инвестиционными и производственными программами.

1.1.2. В части теплоснабжения

Реализуемая в настоящее время подпрограмма “Комплексное развитие коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Салехард на 2007 - 2010 годы“ не предусматривает финансирование мероприятий в сфере теплоснабжения.

Производственная программа МП “Салехардэнерго“ в сфере теплоснабжения предусматривает только проведение текущего и капитального ремонтов действующего оборудования котельных и тепловых сетей и не включает реконструкцию и строительство новых объектов.

Таким образом, мероприятия по использованию вторичных энергоресурсов после выполнения расширения ДЭС-1 для теплоснабжения потребителей, включенные в настоящую Инвестиционную программу, не предусмотрены предыдущими и текущими инвестиционными и производственными программами.

2. Анализ существующего состояния

системы энергоснабжения города Салехарда

Энергосистема города Салехарда в современном виде была сформирована около 5 лет назад. Существующая система электроснабжения города является автономной, то есть отсутствует транзит электрической энергии из других энергосистем. Потребители города получают электропитание исключительно от собственных источников - 3-х муниципальных электростанций (ДЭС-1, ДЭС-2 и ГТЭС-3). Электроснабжение города осуществляется от двух подстанций 6/35 кВ и одной 35/6 кВ. Все электростанции и подстанции эксплуатируются МП “Салехардэнерго“.

Муниципальное предприятие “Салехардэнерго“ является одним из самых крупных в городе, обеспечивая около 2000 рабочих мест, из которых 500 человек - инженерно-технические работники. Учитывая изолированный от Единой энергосистемы России характер энергосистемы “Салехардэнерго“ и отсутствие доли ОАО “РАО “ЕЭС России“ в капитале “Салехардэнерго“, в соответствии с законодательством Российской Федерации реструктуризация предприятия не проводилась как экономически нецелесообразная. В настоящее время МП “Салехардэнерго“ является вертикально-интегрированной структурой, в состав которой входят энергогенерирующие и электросетевые объекты, а также подразделения энергосбыта, теплоснабжения, водоснабжения и канализации.

2.1. В части электроснабжения

В течение последних 5 лет в городе Салехарде значительно увеличились темпы строительства объектов недвижимости (в основном многоэтажные жилые дома), объектов коммунально-бытовой сферы, идет широкое развитие малого и крупного бизнеса, что в свою очередь ведет к увеличению потребления электрической и тепловой энергии. Данные о выполненных за 2004 - 2007 годы присоединениях новых строительных объектов к электросетевому хозяйству МП “Салехардэнерго“ представлены в Таблице 1.

Таблица 1. Данные о присоединении объектов капитального строительства к электрическим сетям МП “Салехардэнерго“ в 2004 - 2007 годы

----T----------------------------------T----T------T-------T-------T------¬

¦ N ¦ Наименование показателя ¦Ед. ¦ 2004 ¦ 2005 ¦ 2006 ¦ 2007 ¦

¦п/п¦ ¦изм.¦ год ¦ год ¦ год ¦ год ¦

+---+----------------------------------+----+------+-------+-------+------+

¦1. ¦Количество выполненных ¦ед. ¦ 94 ¦ 73 ¦ 152 ¦ 49 ¦

¦ ¦присоединений к электросетевому ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦хозяйству МП “Салехардэнерго“ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+---+----------------------------------+----+------+-------+-------+------+

¦2. ¦Заявленная мощность ¦кВт ¦7450,1¦10663,5¦17632,0¦1712,7¦

¦ ¦энергопринимающих устройств ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦присоединенных потребителей ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L---+----------------------------------+----+------+-------+-------+-------

Надежное и бесперебойное снабжение потребителей города Салехарда электрической энергией является первоочередной задачей МП “Салехардэнерго“ и Администрации города Салехарда в условиях продолжительного зимнего периода и отсутствия естественного освещения во время полярной ночи.

2.1.1. Потребление электроэнергии

Численность населения города Салехарда за период 2002 - 2007 годов увеличилась на 7%. Рост численности и благосостояния населения, массовое строительство многоэтажных жилых домов, объектов коммунально-бытовой сферы, транспорта и промышленности вызвали рост электропотребления в городе на 19%: с 160,878 млн. кВт.ч в 2002 году до 191,554 млн. кВт.ч в 2007 году.

Структура энергетического баланса в сфере электроэнергетики в городе Салехарде следующая (по данным за 2007 год):

- промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью до 750 кВт - 0,07%;

- непромышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью до 750 кВт - 31,23%;

- сельскохозяйственные товаропроизводители - 0,05%;

- население, проживающее в домах, оборудованных электроплитами, - 6,58%;

- население, проживающее в домах, не оборудованных электроплитами, - 16,58%;

- внутрицеховое потребление (на нужды теплоснабжения и холодного водоснабжения) - 13,48%;

- нормативные потери в электрических сетях - 14,37%;

- сверхнормативные потери в электрических сетях - 14,91%;

- расход электроэнергии на собственные нужды электростанций - 2,73%.

Потребление населения

Динамика потребления электрической энергии населением города Салехарда представлена в Таблице 2.

Таблица 2. Потребление электроэнергии населением города Салехарда в 2005 - 2007 гг.

(млн. кВт.ч)

-----------------------------------------------T--------T--------T--------¬

¦ Группа потребителей ¦2005 год¦2006 год¦2007 год¦

+----------------------------------------------+--------+--------+--------+

¦Население и приравненные к ним потребители ¦ 49,67 ¦ 57,9 ¦ 65,25 ¦

L----------------------------------------------+--------+--------+---------

По данным предприятия в 2007 году МП “Салехардэнерго“ реализовало населению и потребителям, приравненным к категории “население“, 65,25 млн. кВт.ч, в том числе 18,536 млн. кВт.ч. - населению, проживающему в жилищном фонде, оборудованном в установленном порядке электроплитами, из которых около 40% потреблено населением, проживающим в индивидуальных домах (7,415 млн. кВт.ч), и населением, проживающим в общежитиях (1,249 млн. кВт.ч), а 9,872 млн. кВт.ч - населению, проживающему в многоквартирных домах капитального исполнения, оборудованных в установленном порядке электроплитами и имеющих, как правило (порядка 70 - 75%), стационарные электроводонагреватели.

По данным конкурсной документации, представленной на открытые торги по отбору управляющей организации для управления многоквартирными домами N 04-ОК и N 258-ОК, среднее число проживающих в квартире многоквартирного дома - 3 человека. Для проведения анализа электропотребления в качестве усредненного варианта принята 3-комнатная квартира с 3-мя проживающими.

Данные о нормативах потребления электрической энергии населением Ямало-Ненецкого автономного округа, утвержденных постановлением Администрации Ямало-Ненецкого автономного округа от 14.02.2008 N 56-А, представлены в Таблице 3.

Таблица 3. Нормативы потребления электрической энергии населением Ямало-Ненецкого автономного округа

-----T----------------------------------------------T---------------------¬

¦ N ¦ Направление использования электроэнергии ¦Расход электроэнергии¦

¦п/п ¦ ¦ на 1 члена семьи из ¦

¦ ¦ ¦ 3-х человек, ¦

¦ ¦ ¦ проживающей в ¦

¦ ¦ ¦3-комнатной квартире,¦

¦ ¦ ¦ в месяц, кВт.ч/мес. ¦

+----+----------------------------------------------+---------------------+

¦ 1. ¦освещение для населения ¦ ¦

+----+----------------------------------------------+---------------------+

¦1.1.¦для населения, проживающего в домах с газовыми¦ 36 ¦

¦ ¦плитами ¦ ¦

+----+----------------------------------------------+---------------------+

¦1.2.¦для населения, проживающего в домах, ¦ 32 ¦

¦ ¦оборудованных электроплитами ¦ ¦

+----+----------------------------------------------+---------------------+

¦ 2. ¦мелкобытовые и мелкомоторные приборы ¦ ¦

+----+----------------------------------------------+---------------------+

¦2.1.¦для населения, проживающего в капитальном ¦ 68 ¦

¦ ¦жилищном фонде, оборудованном электроплитами ¦ ¦

+----+----------------------------------------------+---------------------+

¦2.2.¦для населения, проживающего в деревянных и ¦ 74 ¦

¦ ¦сборно-щитовых домах, оборудованных ¦ ¦

¦ ¦электроплитами ¦ ¦

+----+----------------------------------------------+---------------------+

¦2.3.¦для населения, проживающего в капитальном ¦ 77 ¦

¦ ¦жилищном фонде, оборудованном газовыми плитами¦ ¦

+----+----------------------------------------------+---------------------+

¦2.4.¦для населения, проживающего в деревянных и ¦ 84 ¦

¦ ¦сборно-щитовых домах, оборудованных газовыми ¦ ¦

¦ ¦плитами ¦ ¦

+----+----------------------------------------------+---------------------+

¦2.5.¦для населения, проживающего в жилищном фонде, ¦ 73 ¦

¦ ¦оборудованном плитами на твердом топливе ¦ ¦

+----+----------------------------------------------+---------------------+

¦ 3. ¦Горячее водоснабжение - электроводонагреватели¦ 134 ¦

+----+----------------------------------------------+---------------------+

¦ 4. ¦Пищеприготовление для населения, проживающего ¦ 24 ¦

¦ ¦в домах, оборудованных электроплитами ¦ ¦

L----+----------------------------------------------+----------------------

Анализ показывает, что электропотребление электроплитами в 3-комнатной квартире в капитальном исполнении, оборудованной электроводонагревателем, составляет около 9,3% от общего потребления. Соответственно, суммарное электропотребление по городу на пищеприготовление составляет примерно 0,918 млн. кВт.ч, что, в свою очередь, составляет 0,48% от общей реализации электроэнергии МП “Салехардэнерго“.

По состоянию на 01.07.2008 в управлении управляющих организаций, ТСЖ находятся многоквартирные дома с общим количеством 12445 квартир, в том числе 4977 квартир - в домах капитального исполнения, из которых 1699 квартир обеспечены горячим водоснабжением (централизованно либо от крышных котельных). Оставшиеся 3278 квартир в капитальных многоквартирных домах оборудованы на 70 - 75% электроводонагревателями.

При нормативном потреблении электроэнергии водонагревателями 134 кВт.ч./чел. в месяц годовое потребление водонагревателями в целом по городу составляет около 11,86 млн. кВт.ч, или 6,2% от общей реализации (причем в зимний период при производительности генерирующего оборудования электрических станций - 32 - 33 млн. кВт.ч./мес. - это составляет порядка 3% от месячной выработки).

Проведенный анализ показывает экономическую неэффективность проведения газификации существующих жилых домов для снижения электропотребления и устранения дефицита генерирующих мощностей. Необходимо отметить, что переоборудование существующих жилых помещений, установка газового оборудования вместо существующих электроплит и электроводонагревателей позволит снизить электропотребление на 2,1 млн. кВт.ч/год (или на 6,7%), но потребует значительных вложений, связанных с прокладкой газопроводов, монтажом внутридомовых сетей газоснабжения, затратами непосредственно на само оборудование (газовые плиты, колонки), обустройством помещений, в которых оборудование будет установлено, - приведение в соответствие с требованиями нормативно-технических документов площади, объема, высоты помещений, материала стен (в части требований противопожарной безопасности), окон (размеры, наличие фрамуг, форточек), восстановление и монтаж новых дымоходов и вентиляционных каналов (отвод продуктов сгорания от бытовых газовых приборов предусматривается от каждого прибора, агрегата или печи по обособленному дымоходу), косметический ремонт помещений после завершения строительно-монтажных работ, что не позволяет рассматривать возможность проведения газификации существующего жилого фонда в качестве альтернативного вари“нта реализации настоящей Инвестиционной программы.

Потребление прочими потребителями

Динамика потребления электрической энергии “прочими“ потребителями, не относящимися к группе “население“ (промышленные и непромышленные потребители, сельскохозяйственные товаропроизводители, уличное освещение), представлена в Таблице 4.

Таблица 4. Потребление электроэнергии “прочими“ потребителями в 2005 - 2007 гг.

(млн. кВт.ч)

--------------------------------------T--------T--------T--------¬

¦ Группа потребителей ¦2005 год¦2006 год¦2007 год¦

+-------------------------------------+--------+--------+--------+

¦“Прочие“ потребители ¦115,098 ¦ 91,15 ¦ 83,12 ¦

+-------------------------------------+--------+--------+--------+

¦Уличное освещение ¦ 4,604 ¦ 4,916 ¦ 5,201 ¦

L-------------------------------------+--------+--------+---------

Снижение электропотребления указанной группой потребителей обусловлено следующими причинами. В 2005 году МП “Салехардэнерго“ не выделяло в отчетных документах сверхнормативные потери в электрических сетях, которые “растворялись“ в полезном отпуске “прочим“ потребителям. Если по аналогии с 2006 годом и 2007 годом принять, что сверхнормативные потери в 2005 году составляли около 15,3% от отпуска в сеть, это значение составит 38,5 млн. кВт.ч. В этом случае фактическое потребление “прочими“ потребителями в 2005 году должно было составить около 76,6 млн. кВт.ч. При этом прослеживается рост электропотребления в 2006 году, связанный со строительством ряда объектов и развитием малого бизнеса. Зимний период 2006 - 2007 годов был аномально теплым (средняя температура 3-х зимних месяцев 2006 - 2007 гг. (декабрь, январь, февраль) на 3 °C выше аналогичного периода 2005 - 2006 гг., а декабрь 2007 года на 6,4 °C теплее декабря 2005 года и на 8,25 °C теплее аналогичного периода 2006 года).

Внутрицеховой оборот электроэнергии

Основное направление расхода электроэнергии по данной статье - использование электроэнергии МП “Салехардэнерго“ на осуществление теплоснабжения и холодного водоснабжения потребителей города Салехарда.

Динамика изменения внутрицехового оборота электроэнергии представлена в Таблице 5.

Таблица 5. Внутрицеховое потребление электроэнергии в 2005 - 2007 гг.

(млн. кВт.ч)

--------------------------------------T--------T--------T--------¬

¦ Группа потребителей ¦2005 год¦2006 год¦2007 год¦

+-------------------------------------+--------+--------+--------+

¦Внутрицеховой оборот электроэнергии ¦ 36,09 ¦ 43,13 ¦ 37,97 ¦

L-------------------------------------+--------+--------+---------

Снижение электропотребления по данной статье в 2007 году по сравнению с 2006 годом на 12% обусловлено следующими факторами:

- значительно более теплая зима (электропотребление на производство и передачу тепловой энергии снизилось с 29,5 млн. кВт.ч в год до 25,5 млн. кВт.ч в год);

- внедрение программы установки компактных, люминесцентных, энергосберегающих ламп на объектах МП “Салехардэнерго“, что обеспечило снижение электропотребления на 0,2 млн. кВт.ч в год;

- замена ламп ДРЛ на энергосберегающие лампы уличного освещения УСС-70, что обеспечило снижение электропотребления на 0,2 млн. кВт.ч в год;

- установка станций управления сетевыми насосами с частотным регулированием на объектах водоснабжения, что обеспечило снижение электропотребления на 0,7 млн. кВт.ч в год.

Технологический расход (потери) электроэнергии

Динамика изменения потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям МП “Салехардэнерго“ представлена в Таблице 6.

Таблица 6. Потери электрической энергии в 2005 - 2007 гг.

(млн. кВт.ч)

----T---------------------------------------T-----------T--------T--------¬

¦ N ¦ Группа потребителей (направление ¦ 2005 год ¦2006 год¦2007 год¦

¦п/п¦ использования электроэнергии) ¦ ¦ ¦ ¦

+---+---------------------------------------+-----------+--------+--------+

¦1. ¦Отпуск в сеть ¦ 250,953 ¦ 282,92 ¦ 274,04 ¦

+---+---------------------------------------+-----------+--------+--------+

¦2. ¦Потери электроэнергии, всего ¦ 45,484 ¦ 85,821 ¦ 82,48 ¦

+---+---------------------------------------+-----------+--------+--------+

¦3. ¦то же в % от отпуска в сеть ¦ 18,1 ¦ 30,3 ¦ 30,1 ¦

+---+---------------------------------------+-----------+--------+--------+

¦4. ¦в том числе ¦ ¦ ¦ ¦

+---+---------------------------------------+-----------+--------+--------+

¦5. ¦Технологические (нормативные) потери ¦ 45,484 ¦ 42,131 ¦ 40,49 ¦

+---+---------------------------------------+-----------+--------+--------+

¦5.1¦то же в % от отпуска в сеть ¦ 18,1 ¦ 14,9 ¦ 14,8 ¦

+---+---------------------------------------+-----------+--------+--------+

¦6. ¦Сверхнормативные потери ¦ данные ¦ 43,69 ¦ 41,99 ¦

¦ ¦ ¦отсутствуют¦ ¦ ¦

+---+---------------------------------------+-----------+--------+--------+

¦6.1¦то же в % от отпуска в сеть ¦ ¦ 15,4 ¦ 15,3 ¦

L---+---------------------------------------+-----------+--------+---------

Значительные сверхнормативные потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям МП “Салехардэнерго“ обусловлены следующими факторами:

- высокой погрешностью приборов учета у потребителей;

- безучетным и (или) бездоговорным потреблением электроэнергии в частном секторе (предприятие регулярно проводит рейды по выявлению данных фактов, но пока эту проблему полностью снять не удается).

На предприятии ведется значительная работа по снижению потерь электроэнергии при ее передаче:

- в стадии реализации проект по внедрению автоматизированной системы коммерческого учета энергоресурсов (АСКУЭР), что позволит снизить потери примерно на 9 млн. кВт.ч в год;

- с 2007 года действует программа вывода из работы силовых трансформаторов ПС в условиях малых летних нагрузок, что позволит снизить потери примерно на 0,13 млн. кВт.ч в год;

- поэтапная реализация программы внедрения конденсаторных установок на котельных МП “Салехардэнерго“, что позволит снизить потери примерно на 0,02 млн. кВт.ч в год;

- поэтапная замена неизолированного провода на ЛЭП на самонесущий изолированный провод (СИП), что позволит снизить потери примерно на 0,5 млн. кВт.ч в год.

2.1.2. Генерация электроэнергии

В связи с тем, что существующая система электроснабжения города является автономной, электроснабжение потребителей осуществляется от 3-х генерирующих объектов: ГТЭС-3, ДЭС-1, ДЭС-2, расположенных в пределах городской черты (Таблица 7). Все названные источники являются муниципальной собственностью, переданной на правах хозяйственного ведения МП “Салехардэнерго“.

Таблица 7. Перечень генерирующего оборудования электростанций МП “Салехардэнерго“

----T-------------T--------T------------------------------T---------------¬

¦ N ¦Диспетчерский¦ Тип ¦ Мощность (МВт) ¦ Общая рабочая ¦

¦п/п¦ N ¦ +---------------T--------------+ мощность ¦

¦ ¦ ¦ ¦ Номинальная ¦ Максимальная ¦ объекта (МВт) ¦

¦ ¦ ¦ ¦ паспортная ¦ рабочая ¦ ¦

+---+-------------+--------+---------------+--------------+---------------+

¦ ДЭС-1 ¦

+---T-------------T--------T---------------T--------------T---------------+

¦1. ¦ 1 ¦18V 32D ¦ 6,5 ¦ 6,2 ¦ 18,6 ¦

+---+-------------+--------+---------------+--------------+ ¦

¦2. ¦ 2 ¦18V 32D ¦ 6,5 ¦ 6,2 ¦ ¦

+---+-------------+--------+---------------+--------------+ ¦

¦3. ¦ 3 ¦18V 32GD¦ 6,4 ¦ 6,2 ¦ ¦

+---+-------------+--------+---------------+--------------+---------------+

¦ ДЭС-2 ¦

+---T-------------T--------T---------------T--------------T---------------+

¦4. ¦ 4 ¦18V 32GD¦ 6,4 ¦ 6,2 ¦ 11,9 ¦

+---+-------------+--------+---------------+--------------+ ¦

¦5. ¦ 5 ¦18V 32DF¦ 6,1 ¦ 5,7 ¦ ¦

+---+-------------+--------+---------------+--------------+---------------+

¦ ГТЭС-3 ¦

+---T-------------T--------T---------------T--------------T---------------+

¦6. ¦ ГТГ-1 ¦ ДЦ59Л ¦ 12 ¦ 11,5 ¦ 38,0 ¦

+---+-------------+--------+---------------+--------------+ ¦

¦7. ¦ ГТГ-2 ¦ ДЦ59Л ¦ 12 ¦ 11,5 ¦ ¦

+---+-------------+--------+---------------+--------------+ ¦

¦8. ¦ ГТГ-3 ¦ ДЦ59Л ¦ 15,4 ¦ 15,0 ¦ ¦

+---+-------------+--------+---------------+--------------+---------------+

¦ Общая мощность ¦ 71,3 ¦ 68,5 ¦ 68,5 ¦

L--------------------------+---------------+--------------+----------------

В соответствии с требованиями нормативно-технической документации МП “Салехардэнерго“ производит регламентные работы по обслуживанию и ремонту генерирующего оборудования. Графики работы оборудования на 2006 - 2007 гг. с указанием периодов проведения работ по техническому обслуживанию, текущему и капитальному ремонту представлены в Приложении 1 (не приводится). Проведение регламентных работ требует вывода генерирующего оборудования из работы, что снижает значения располагаемой мощности. Минимальные значения располагаемой мощности МП “Салехардэнерго“ в период 2006 - 2007 гг. представлены в Таблице 8.

Таблица 8. Минимальные значения располагаемой мощности электростанций МП “Салехардэнерго“ в 2006 - 2007 гг.

(МВт)

--------------T----T----T----T----T----T----T----T----T-----T-----T----T-----¬

¦Наименование ¦Ян- ¦Фев-¦Март¦Ап- ¦Май ¦Июнь¦Июль¦Ав- ¦Сен- ¦ Ок- ¦Но- ¦ Де- ¦

¦ показателя ¦варь¦раль¦ ¦рель¦ ¦ ¦ ¦густ¦тябрь¦тябрь¦ябрь¦кабрь¦

+-------------+----+----+----+----+----+----+----+----+-----+-----+----+-----+

¦ 2006 год ¦

+-------------T----T----T----T----T----T----T----T----T-----T-----T----T-----+

¦min ¦50,8¦56,6¦50,8¦51,3¦47,3¦ 57 ¦50,8¦39,3¦62,8 ¦39,3 ¦62,3¦51,3 ¦

¦располагаемые¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦мощности ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+-------------+----+----+----+----+----+----+----+----+-----+-----+----+-----+

¦кол-во часов ¦ 72 ¦ 24 ¦ 96 ¦ 24 ¦168 ¦192 ¦192 ¦ 96 ¦ 188 ¦ 48 ¦264 ¦ 96 ¦

+-------------+----+----+----+----+----+----+----+----+-----+-----+----+-----+

¦ 2007 год ¦

+-------------T----T----T----T----T----T----T----T----T-----T-----T----T-----+

¦min ¦ 57 ¦53,5¦ 57 ¦53,5¦ 42 ¦41,1¦24,3¦38,5¦38,5 ¦47,3 ¦ 57 ¦53,5 ¦

¦располагаемые¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦мощности ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+-------------+----+----+----+----+----+----+----+----+-----+-----+----+-----+

¦кол-во часов ¦ 72 ¦ 72 ¦192 ¦ 72 ¦ 48 ¦120 ¦ 72 ¦168 ¦ 168 ¦ 72 ¦ 72 ¦ 72 ¦

L-------------+----+----+----+----+----+----+----+----+-----+-----+----+------

Динамика изменения максимальных значений электрической мощности, отпускаемой от электростанций МП “Салехардэнерго“, представлена в Таблице 9, а сравнительный анализ максимальных нагрузок и минимальных мощностей генерирующего оборудования МП “Салехардэнерго“ в 2006 году и 2007 году - на рисунках 1 и 2 (не приводится).

Таблица 9. Максимальные значения электрической мощности электростанций МП “Салехардэнерго“ в 2006 - 2007 гг.

(МВт)

-----------T----T----T----T----T----T----T----T----T-----T-----T----T-----¬

¦Год/месяц ¦Ян- ¦Фев-¦Март¦Ап- ¦Май ¦Июнь¦Июль¦Ав- ¦Сен- ¦ Ок- ¦Но- ¦ Де- ¦

¦ ¦варь¦раль¦ ¦рель¦ ¦ ¦ ¦густ¦тябрь¦тябрь¦ябрь¦кабрь¦

+----------+----+----+----+----+----+----+----+----+-----+-----+----+-----+

¦ 2006 год ¦58,7¦55,8¦48,4¦45,1¦35,2¦30,6¦ 28 ¦27,3¦35,7 ¦47,6 ¦55,3¦53,9 ¦

+----------+----+----+----+----+----+----+----+----+-----+-----+----+-----+

¦ 2007 год ¦52,9¦ 55 ¦55,6¦41,9¦35,8¦39,9¦20,4¦31,3¦35,3 ¦40,9 ¦53,2¦54,7 ¦

L----------+----+----+----+----+----+----+----+----+-----+-----+----+------

Рисунок 1

График max нагрузок и min располагаемых мощностей 2006 г.

70T------------------------------------------------------------------------------------------------¬

¦ ¦

¦ 62,8 62,3 ¦

¦ -TT¬ -TT¬ ¦

60+58,7-------56,6-----------------------------57---------------------+¦¦+------------+¦¦+---------+

¦---¬ 55,8-TT¬ -TT¬ ¦¦¦¦ 55,3¦¦¦¦ 53,9 ¦

¦¦ ¦ ---+¦¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦¦¦ ---+¦¦¦ ---¬51,3¦

¦¦ ¦50,8¦ ¦¦¦¦ 50,8 51,3 ¦¦¦¦ 50,8 ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ +TT¬ ¦

50++ +TTT-+ ¦¦¦¦48,4-TTT----TTTT----47,3----+¦¦+----TTTT------------+¦¦¦47,6-----+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+

¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ---+¦¦¦45,1¦¦¦¦ -TT¬ ¦¦¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦¦¦ ---¬ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ---+¦¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦¦¦ 39,3 ¦¦¦¦ ¦ ¦39,3¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

40++ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+----+¦¦+----+¦¦+----+¦¦+----TTTT----+¦¦+-+ +TTT-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+

МВт/ ¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦35,2¦¦¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦¦¦35,7¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

час ¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ---+¦¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦¦¦ ---+¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦30,6¦¦¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

30++ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-T--+¦¦+--28¦¦¦¦27,3¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+

¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ---+¦¦¦ ---+¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

20++ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+

¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

10++ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+ ¦¦¦+-+

¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

¦¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦ ¦¦¦¦ ¦

0++--++++T+--++++T+--++++T+--++++T+--++++T+--++++T+--++++T+--++++T+--++++T+--++++T+--++++T+--++++-+

¦Январь Фев- Март Апрель Май Июнь Июль Август Сен- Октябрь Ноябрь Декабрь

раль тябрь

----------------------------------------¬

¦--¬ ¦

¦¦ ¦ max нагрузки МВт/час ¦

¦L-- ¦

¦-T¬ ¦

¦¦¦¦ min располагаемые мощности МВт/час ¦

¦L+- ¦

L----------------------------------------

Рисунок 2

График max нагрузок и min располагаемой мощности

генерирующего оборудования в 2007 г.

Рисунок не приводится.

Необходимо отметить, что зимний максимум электрической нагрузки приходится на наиболее холодные дни, так как в массовом порядке включаются обогревательные приборы, а котельные работают в режиме максимального потребления электроэнергии; а летний максимум - на наиболее жаркие дни, так как к потребляемой мощности стандартных электроприборов и оборудования добавляется мощность кондиционеров. Учитывая то, что график обслуживания оборудования разрабатывается заранее, в ноябре - декабре предыдущего года, с учетом паспортных регламентов оборудования и особенностей хозяйственной деятельности предприятия, специфические погодные условия могут быть учтены только косвенно (длительные плановые ремонты не ставятся на зимние месяцы, но без краткосрочных остановок для проведения технического обслуживания обойтись невозможно). В связи с этим на сегодняшний день в энергосистеме города Салехарда сложилась ситуация, при которой, в случае значительного отклонения температуры воздуха от фактических значений 2007 года, может возникнуть реальный дефицит генерирующих мощностей.

Данные, представленные на рисунках 2 и 3 (не приводится), наглядно иллюстрируют, что, если бы в январе и октябре 2006 года и в феврале и декабре 2007 года часы потребления максимальной мощности оказались совмещены по времени с графиком техобслуживания, то возник бы реальный дефицит располагаемых генерирующих мощностей. Становится ясно, что в случае отсутствия (или дефицита) резервных генерирующих мощностей в условиях сурового климата Крайнего Севера любая аварийная или нештатная ситуация на электростанции МП “Салехардэнерго“ может привести к крайне тяжелым последствиям в системе жизнеобеспечения города.

В настоящее время от электросети МП “Салехардэнерго“ питаются электроэнергией 31 объект I категории надежности, не имеющие собственных резервных источников питания с суммарной установленной мощностью 8,453 МВт (полный перечень данных объектов представлен в приложении 2 - не приводится). Резервируемая мощность составляет 4,42 МВт. В числе этих объектов ряд электропринимающих устройств, по которым, с точки зрения надежности жизнеобеспечения города, перерыв электроснабжения недопустим вообще, даже на период принудительного ограничения электропотребления другими потребителями. К числу данных объектов относятся:

- 12 объектов системы теплоснабжения установленной мощностью 0,943 МВт, резервируемой - 0,796 МВт;

- 1 объект связи установленной мощностью 0,04 МВт, резервируемой - 0,04 МВт;

- 3 объекта телерадиовещания установленной мощностью 0,152 МВт, резервируемой - 0,126 МВт.

В связи с этим, по условиям надежности электроснабжения, в системе генерации электроэнергии необходимо наличие “горячего“ резерва, который в соответствии с актом-предписанием Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по Ямало-Ненецкому автономному округу от 05.09.2007 N 59-06-05-405-037, выданным на основании “Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике“, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 N 854, должен составлять не менее 15 МВт.

В соответствии с выданными МП “Салехардэнерго“ и действующими на настоящий момент техническими условиями на подключение строящихся и реконструируемых (с увеличением потребляемой электрической мощности) объектов расчетная величина резерва мощности составляет 53,2 МВт.

Таким образом, необходимая на сегодняшний день мощность генерирующего оборудования МП “Салехардэнерго“ составляет 146,5 МВт, в том числе:

- 63,3 МВт - прогнозируемый максимум нагрузки осенне-зимнего периода 2008 - 2009 гг.;

- 15 МВт - резерв мощности для проведения регламентных работ;

- 15 МВт - “горячий“ резерв;

- 53,2 МВт - резерв мощности для подключения объектов капитального строительства к системе электроснабжения города Салехарда.

В настоящее время в соответствии с инвестиционной программой развития сетевого хозяйства ОАО “Тюменьэнерго“ ведутся работы по проектированию линии электропередачи для осуществления связи между автономными энергосистемами Ямало-Ненецкого автономного округа и Единой энергосистемой России. В соответствии с данным проектом, для подачи электроэнергии в город Салехард, планируется строительство подстанции 220/110/35 кВ с 2-мя трансформаторами по 40 МВА. Осуществление данного проекта обеспечит для энергосистемы города Салехард возможность получения 64 МВт дополнительной мощности с учетом резерва.

Основываясь на имеющейся в настоящее время рабочей мощности 68,5 МВт и возможной перспективе получения 64 МВт дополнительной мощности от Единой энергосистемы России, дефицит мощности энергосистемы “Салехардэнерго“ составляет 14 МВт. Для обеспечения надежного и качественного электроснабжения потребителей города Салехарда с учетом мощностей, зарезервированных в соответствии с выданными техническими условиями на подключение к электрическим сетям МП “Салехардэнерго“, необходимо незамедлительное строительство и ввод в эксплуатацию не менее 14 МВт мощности генерирующего оборудования.

2.2. В части теплоснабжения

Теплоснабжение объектов в районе поселка “Мостострой“ производится от ЦТП ДЭС-1, работающей совместно с пиковой котельной и котельных N 25 и N 14.

На ЦТП-1 в настоящее время производится утилизация тепла высокотемпературного контура охлаждения двигателей дизельной электростанции (ДЭС-1). Тепловая мощность ДЭС-1 - 10,74 Гкал/час (температура воды - 115 °C, расход - 240 м3/час) при работе 2-х дизель-генераторных установок на полную мощность. В целях сглаживания неравномерности графиков выработки электроэнергии и потребления тепла в районе ДЭС-1 функционирует пиковая котельная. Установленная мощность пиковой котельной ДЭС-1 с учетом фактических КПД котлов 90,13% (паспортный КПД - 91%) составляет 5,111 Гкал/час.

В связи с низкой рентабельностью выработки электроэнергии на ДЭС-1 (ожидаемые в 2009 году удельные затраты на топливо на ГТЭС - 0,57 руб./кВт.ч, а на ДЭС - 5,33 руб./кВт.ч при прочих приблизительно равных затратах) после пуска в работу электроблока ГПТЭС ДЭС-1 будет загружена не постоянно, а в часы максимального электропотребления. В связи с этим и, учитывая сезонность тепловой нагрузки, не зависящей от электрической нагрузки на станцию, использовать утилизационное тепло ДЭС-1 на нужды отопления города станет затруднительно. Кроме того, для повышения рентабельности выработки электроэнергии на ГПТЭС необходимо утилизировать тепло высокотемпературного контура охлаждения газопоршневого двигателя и тепла выхлопных газов. Соответственно, после выхода электроблока ГПТЭС на номинальный режим работы теплоснабжение первого контура ЦТП ДЭС-1 должно быть переведено с контура охлаждения двигателей ДЭС-1 на контур охлаждения ГПТЭС.

Суммарная тепловая мощность ГПТЭС и пиковой котельной - 16,255 Гкал/час.

Подключенная расчетная тепловая нагрузка потребителей ЦТП ДЭС-1 с учетом нормативных тепловых потерь при транспортировке теплоносителя составляет 9,63 Гкал/час.

Расположенные в том же районе города, что и ДЭС-1, котельная N 25, работающая на жидком топливе, и котельная N 14, работающая на природном газе, оборудованы котлами ВК-21.

Обследование этих котельных показало:

- расход воды через котлы выше паспортного. Повышенный объем воды, проходящий через котел, обуславливает высокие скорости теплоносителя, что снижает теплопередачу от продуктов сгорания топлива к воде через стенки трубных пространств. Отрицательным следствием этого является более низкая температура в топке, что также понижает показатели сжигания топлива: содержание CO2, светимость факела. Вследствие приведенных выше причин котлы ВК-21 имеют пониженный КПД;

- строительные конструкции котельных физически устарели, что вызывает повышенные тепловые потери через ограждающие конструкции;

- КПД брутто котельных составляет: по котельной N 14 - 86,27%, по котельной N 25 - 79,54%, при среднем по предприятию - 90,2%;

- ресурсный срок эксплуатации котлов ВК-21 на котельной N 25 истек, а на котельной N 14 истекает в период до 2009 года. Повышение ресурса работы котлов требует значительных дополнительных затрат на проведение ремонтно-профилактических мероприятий;

- фактические схемы циркуляции теплоносителя через котельные не предусматривают наличие рециркуляционных насосов. В результате чего в газовых камерах образуется конденсат и котлы подвергаются коррозии, что приводит к их преждевременному износу. Приведение схемы работы котельных к паспортным требованиям также влечет значительные дополнительные материальные затраты;

- отсутствие перепускной линии с регулирующей арматурой, а также 2-позиционное регулирование горелок не позволяет поддерживать температуру воды в подающем трубопроводе на выходе из котельной точно по температурному графику качественного регулирования, что вызывает “перетоп“ и перерасход топлива.

Технико-экономические показатели выработки и отпуска тепла на данных котельных и в целом по предприятию за 2007 год представлены в Таблице 10.

Таблица 10. Технико-экономические показатели выработки и отпуска тепла

-----T--------------------------T---------T---------T---------T-----------¬

¦ N ¦ Наименование показателя ¦Ед. изм. ¦Котельная¦Котельная¦Предприятие¦

¦п/п ¦ ¦ ¦ N 14 ¦ N 25 ¦ в целом ¦

+----+--------------------------+---------+---------+---------+-----------+

¦ 1. ¦Отпуск тепловой энергии ¦ Гкал ¦11123,84 ¦ 1864,23 ¦ 387258 ¦

+----+--------------------------+---------+---------+---------+-----------+

¦ 2. ¦Затраты - всего ¦тыс. руб.¦19632,165¦16948,379¦642671,028 ¦

+----+--------------------------+---------+---------+---------+-----------+

¦ ¦в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+--------------------------+---------+---------+---------+-----------+

¦2.1.¦на топливо ¦тыс. руб.¦2268,014 ¦3791,903 ¦ 80036,415 ¦

+----+--------------------------+---------+---------+---------+-----------+

¦2.2.¦удельные затраты на ¦руб./Гкал¦203,88769¦2034,0317¦206,6746588¦

¦ ¦топливо ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+--------------------------+---------+---------+---------+-----------+

¦2.3.¦на ремонты ¦тыс. руб.¦ 980,451 ¦ 18,727 ¦ 21994,173 ¦

+----+--------------------------+---------+---------+---------+-----------+

¦2.4.¦удельные затраты на ¦руб./Гкал¦88,139617¦10,045434¦56,79462529¦

¦ ¦ремонты ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+--------------------------+---------+---------+---------+-----------+

¦2.5.¦прочие затраты ¦тыс. руб.¦ 16383,7 ¦13137,749¦ 540640,44 ¦

+----+--------------------------+---------+---------+---------+-----------+

¦ 3. ¦себестоимость 1 Гкал ¦руб./Гкал¦1764,873 ¦9091,3562¦1659,54229 ¦

L----+--------------------------+---------+---------+---------+------------

Анализ представленных значений фактической себестоимости производства 1 Гкал тепловой энергии показывает, что обе котельные N 14 и N 25 нерентабельны.

В целях повышения эффективности и надежности теплоснабжения потребителей предлагается произвести переключение нагрузок котельных N 25 и N 14 на ЦТП ДЭС-1. Подключенные мощности в настоящее время составляют: по котельной N 14 - 4,64 Гкал/ч, по котельной N 25 - 1,03 Гкал/ч. Суммарная подключенная мощность по данным котельным, с учетом потерь в головном участке теплотрассы (от ЦТП ДЭС-1 до котельных N 25 и N 14) в размере 0,46 Гкал/ч (8,13%), составит 6,13 Гкал/ч. В этом случае нагрузка, подключенная к ЦТП ДЭС-1, будет составлять 15,76 Гкал/ч.

3. План технических мероприятий по развитию системы

коммунальной инфраструктуры муниципального образования

город Салехард в сфере электро- и теплоснабжения

Настоящий инвестиционный проект разработан в целях устранения дефицита электрической мощности оборудования, осуществляющего производство электрической энергии для нужд города Салехарда.

Для решения поставленной задачи предлагается произвести расширение ДЭС-1 с увеличением располагаемой генерирующей мощности станции за счет установки энергоблока 14 МВт в блочно-модульном исполнении, с использованием вторичных энергоресурсов.

На основании заключения от 10.12.2007 N 64М Департамента экономики Ямало-Ненецкого автономного округа муниципальный заказ на выполнение комплекса работ “под ключ“ по “Расширению ДЭС-1. Энергоблок - 14 МВт“ размещен у поставщика ОАО “Звезда-энергетика“. Рабочий проект “Расширение ДЭС-1. Энергоблок 14 МВт“ разработан ОАО “Институт “Нефтегазпроект“ в соответствии с заданием на проектирование 2-1434-278-00 ТЗ.

Пуск объекта позволит получить дополнительно 14 МВт электрической мощности, а также 14,4 МВт тепловой мощности.

При этом суммарная рабочая электрическая мощность генерирующего оборудования МП “Салехардэнерго“ составит 82,5 МВт, которые могут быть распределены следующим образом:

- 63,3 МВт - рабочая мощность для обеспечения максимума нагрузки осенне-зимнего периода;

- 15 МВт - резерв мощности для проведения регламентных работ и частичного обеспечения “горячего“ резерва;

- 4,2 МВт - резерв мощности для осуществления подключения объектов капитального строительства к системе электроснабжения города Салехарда.

3.1. Основные технические решения проекта

3.1.1. В части электроснабжения

По предложению генерального подрядчика ОАО “Звезда-энергетика“ проектируемый энергоблок комплектуется 8 газопоршневыми электроагрегатами (ГПЭА) номинальной мощностью 1750 кВт каждый, выполненными на базе газопоршневого двигателя. Основные технические характеристики энергоблока 14 МВт представлены в Таблице 11.

Таблица 11. Основные технические характеристики энергоблока 14 МВт

----T----------------------------------------------T----T-----------------¬

¦ N ¦ Наименование характеристик ГПТЭС ¦Ед. ¦ Значение ¦

¦п/п¦ ¦изм.¦ ¦

+---+----------------------------------------------+----+-----------------+

¦1. ¦Тип двигателя ¦ ¦ QSV91G Cummins ¦

+---+----------------------------------------------+----+-----------------+

¦2. ¦Тип генератора ¦ ¦ HVS 1824 D ¦

¦ ¦ ¦ ¦“Newage Stamford“¦

+---+----------------------------------------------+----+-----------------+

¦3. ¦Электрическая мощность газопоршневого ¦кВт ¦ 1750 ¦

¦ ¦электроагрегата ¦ ¦ ¦

+---+----------------------------------------------+----+-----------------+

¦4. ¦Электрический КПД газоп“ршневого ¦ % ¦ 37,4 ¦

¦ ¦электроагрегата ¦ ¦ ¦

+---+----------------------------------------------+----+-----------------+

¦5. ¦Установленная электрическая мощность ГПТЭС ¦кВт ¦14000 (8 x 1750) ¦

+---+----------------------------------------------+----+-----------------+

¦6. ¦Установленная тепловая мощность ГПТЭС ¦кВт ¦ 14400 ¦

+---+----------------------------------------------+----+-----------------+

¦7. ¦Ресурс до капитального ремонта ГПЭА ¦час.¦ 60000 ¦

+---+----------------------------------------------+----+-----------------+

¦8. ¦Полный ресурс ГПЭА ¦час.¦ 200000 ¦

L---+----------------------------------------------+----+------------------

3.1.2. В части теплоснабжения

Съем тепловой энергии с ГПЭА осуществляется за счет утилизации тепла высокотемпературного контура охлаждения газопоршневого двигателя и тепла выхлопных газов, для чего каждому ГПЭА предусматривается установка пластинчатого теплообменника НН N 0-16/2 мощностью 696 кВт и котла-утилизатора УТГ-1050 мощностью 1054 кВт. Рабочей средой контура утилизации тепла является антифриз.

Для передачи тепловой энергии сетевой воде предусмотрена установка 3-х пластинчатых теплообменников М 15-BFG Alfa Lava, мощностью 7374 кВт каждый (2 - рабочих, 1 - резервный).

Общая тепловая мощность ГПТЭС - 14,4 МВт, что соответствует 12,382 Гкал/ч.

Выработка электроэнергии станцией является приоритетной задачей, в связи с этим планируется, что ГПТЭС будет работать постоянно в номинальном режиме со средним коэффициентом загрузки установленной мощности 0,9. В этом случае максимальная присоединенная тепловая мощность может составить 12,96 МВт (или 11,144 Гкал/ч).

Суммарная мощность ГПТЭС и пиковой котельной - 16,255 Гкал/час.

Суммарная нагрузка объектов, отапливаемых, от ЦТП ДЭС-1 и котельных N 14 и N 25, с учетом нормативных тепловых потерь, составляет 15,76 Гкал/ч.

Учитывая то, что рабочая мощность ГПТС и пиковой котельной составляет 16,255 Гкал/ч, образуется 0,5 Гкал/ч резервной мощности, которую можно использовать для подключения новых потребителей.

Баланс располагаемых и подключаемых тепловых мощностей представлен в Таблице 12.

Таблица 12. Баланс располагаемых и подключаемых тепловых мощностей

-----------T-----------T---------------------------------------T----------¬

¦ Тепловые ¦ Распо- ¦ Подключаемая нагрузка ¦Свободные ¦

¦ объекты ¦ лагаемая +-----------T-----T-----T-----T---------+ распо- ¦

¦ ¦ гене- ¦ Всего ¦ ЦТП ¦ ко- ¦ ко- ¦расчетные¦ лагаемые ¦

¦ ¦ рирующая ¦ ¦ДЭС-1¦тель-¦тель-¦тепловые ¦мощности, ¦

¦ ¦ тепловая ¦ ¦ ¦ ная ¦ ная ¦потери в ¦использу- ¦

¦ ¦ мощность ¦ ¦ ¦N 14 ¦N 25 ¦ магист- ¦ емые для ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ральном ¦подключе- ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ участке ¦ния новых ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ тепло- ¦строящихся¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ трассы ¦ объектов ¦

¦ +-----T-----+-----T-----+-----+-----+-----+---------+----T-----+

¦ ¦ МВт ¦Гкал/¦ МВт ¦Гкал/¦Гкал/¦Гкал/¦Гкал/¦ Гкал/ч ¦МВт ¦Гкал/¦

¦ ¦ ¦ ч ¦ ¦ ч ¦ ч ¦ ч ¦ ч ¦ ¦ ¦ ч ¦

+----------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+---------+----+-----+

¦Всего, в ¦18,90¦16,26¦18,33¦15,76¦9,63 ¦4,64 ¦1,03 ¦ 0,46 ¦0,58¦0,50 ¦

¦том числе:¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+---------+----+-----+

¦ГПТС ¦12,96¦11,14¦12,38¦10,65¦ ¦ ¦ ¦ ¦0,58¦0,50 ¦

+----------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+---------+----+-----+

¦Пиковая ¦5,94 ¦5,11 ¦5,94 ¦5,11 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦котельная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L----------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+---------+----+------

4. Обозначение приоритетов развития

инженерной инфраструктуры

Выработка электроэнергии станцией является приоритетной задачей, в связи с этим планируется, что ГПТЭС будет работать постоянно в номинальном режиме со средним коэффициентом загрузки установленной мощности 0,9.

Таким образом, новые генерирующие мощности, полученные в результате расширения ДЭС-1 за счет установки энергоблока 14 МВт, с использованием вторичных энергоресурсов, распределяются следующим образом:

- 9,8 МВт - производство электроэнергии для обеспечения электроснабжения существующих и новых потребителей (36%);

- 4,2 МВТ - резерв мощности для подключения объектов капитального строительства к системе электроснабжения города Салехарда (16%);

- 12,38 МВт (10,65 Гкал/ч) - производство тепловой энергии для теплоснабжения существующих потребителей (46%);

- 0,58 МВт (0,5 Гкал/ч) - резерв тепловой мощности для подключения новых потребителей (2%).

5. Объем финансовых потребностей

по реализации Инвестиционной программы

В соответствии с выполненной проектно-сметной документацией общая стоимость реализации проекта “Расширение ДЭС-1 с увеличением располагаемой генерирующей мощности за счет установки энергоблока 14 МВт в блочно-модульном исполнении, с использованием вторичных энергоресурсов“ составляет 534157,602 тыс. рублей (без НДС), в том числе:

- проектные и изыскательские работы - 15114,968 тыс. рублей;

- подготовка территории строительства - 21559,816 тыс. рублей;

- строительство основных объектов - 425292,241 тыс. рублей;

- строительство объектов наружного электроосвещения и электрообогрева - 8869,933 тыс. рублей;

- строительство объектов автоматизации и связи - 2992,168 тыс. рублей;

- модернизация наружных сетей водо-, теплоснабжения и канализации - 7978,042 тыс. рублей;

(в ред. решения Городской Думы МО город Салехард от 30.03.2009 N 22)

- благоустройство и озеленение территории - 3176,110 тыс. рублей;

- прочие работы и затраты - 49174,324 тыс. рублей.

Однако по результатам размещения муниципального заказа цена государственного контракта на выполнение комплекса работ по “Расширению ДЭС-1“ составила 510000 тыс. рублей (в том числе НДС - 77796,61 тыс. рублей).

В связи с тем, что в целях тарифообразования принимаются затраты предприятия без учета НДС, для дальнейшего рассмотрения в настоящей Инвестиционной программе принимается стоимость выполнения модернизации ДЭС-1 с увеличением располагаемой генерирующей мощности за счет установки энергоблока 14 МВт в размере 432203389,83 рубля.

(в ред. решения Городской Думы МО город Салехард от 30.03.2009 N 22)

Затраты на строительство теплотрассы от ЦТП ДЭС-1 до котельных N 25 и N 14 по предварительным оценкам составят 16000 тыс. рублей (без НДС). Сметный расчет представлен в Приложении 3 (не приводится). Уточнение сметной стоимости строительства может быть произведено после проведения проектно-изыскательских работ.

Таким образом, общая стоимость проекта составляет 448203 тыс. рублей (без учета НДС). Реализация настоящего проекта в части генерации электроэнергии запланирована на 2009 год. Подача тепловой энергии от ГПТС с учетом ликвидации котельных запланирована на 2010 год.

5.1. План финансирования Инвестиционной программы

Распоряжением Администрации муниципального образования город Салехард от 14.08.2007 N 862-р в целях авансирования приобретения оборудования ГПЭА Муниципальному предприятию “Салехардэнерго“ выделены бюджетные средства в размере 150000 тыс. рублей (в т.ч. НДС 22881 тыс. рублей) (сумма без НДС - 127119 тыс. рублей).

Распоряжением ______________________________ муниципальному предприятию “Салехардэнерго“ выделены бюджетные средства в размере 150000 тыс. рублей (в т.ч. НДС 22881 тыс. рублей) (сумма без НДС - 127119 тыс. рублей).

Строительство тепловых сетей от ЦТП ДЭС-1 до котельных N 25 и N 14 с затратами в размере 16000 тыс. рублей предполагается осуществить за счет собственных средств МП “Салехардэнерго“, полученных от нерегулируемых видов деятельности.

Оставшаяся сумма в размере 177966 тыс. рублей в соответствии с “Методическими рекомендациями по разработке инвестиционных программ организаций коммунального комплекса“, утвержденными Приказом Министерства регионального развития Российской Федерации от 10.10.2007 N 99, должна быть распределена пропорционально размеру планируемой для использования мощности. Однако, в связи с тем, что обеспечение возможности подключения строящихся в городе объектов к системе теплоснабжения не является приоритетной задачей данного проекта и с точки зрения доступности для потребителей услуги по подключению, представляется целесообразным произвести “сглаживание“ тарифа на подключение к тепловым сетям путем перераспределения части затрат между тарифами на теплоснабжение и на подключение к тепловым сетям в пользу увеличения тарифа на теплоснабжение и соответствующего уменьшения тарифа на подключение к тепловым сетям до средних по отрасли значений. В таком случае финансирование затрат на выполнение проекта может быть произведено из следующих источников:

Расчет распределения затрат по видам деятельности

-----------------T----T------T--------T------T-----------T----------------¬

¦ ¦ ¦Всего ¦электро-¦тепло ¦Подключение¦Технологическое ¦

¦ ¦ ¦ ¦энергия ¦ ¦ к системе ¦присоединение к ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ тепло- ¦ системе ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ снабжения ¦электроснабжения¦

+----------------+----+------+--------+------+-----------+----------------+

¦Планируемая для ¦МВт ¦26,96 ¦ 9,8 ¦12,38 ¦ 0,58 ¦ 4,2 ¦

¦использования ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦мощность ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----------------+----+------+--------+------+-----------+----------------+

¦Доля ¦ % ¦ 100 ¦ 36 ¦ 46 ¦ 2 ¦ 16 ¦

+----------------+----+------+--------+------+-----------+----------------+

¦Сумма ¦тыс.¦448203¦ 156216 ¦217500¦ 6085 ¦ 68403 ¦

¦необходимых ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦финансовых ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ресурсов, всего,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----------------+----+------+--------+------+-----------+----------------+

¦Бюджетное ¦тыс.¦254237¦ 91525 ¦116949¦ 5085 ¦ 40678 ¦

¦финансирование ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----------------+----+------+--------+------+-----------+----------------+

¦Собственные ¦тыс.¦16000 ¦ ¦16000 ¦ ¦ ¦

¦средства ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦предприятия ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----------------+----+------+--------+------+-----------+----------------+

¦через ¦тыс.¦149241¦ 64691 ¦84551 ¦ ¦ ¦

¦амортизацию ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----------------+----+------+--------+------+-----------+----------------+

¦через тарифы на ¦тыс.¦28725 ¦ ¦ ¦ 1000 ¦ 27725 ¦

¦подключение к ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦тепловым сетям и¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦технологическое ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦присоединение к ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦электросетям ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L----------------+----+------+--------+------+-----------+-----------------

Справочно: финансовые средства, необходимые МП “Салехардэнерго“ для осуществления платежей за пользование привлеченными средствами, составляют:

* В сфере электроснабжения: 15299,015 тыс. руб.

* в сфере технологического присоединения к системе электроснабжения: 15310,649 тыс. руб.

* в сфере теплоснабжения: 17972,066 тыс. руб.

* в сфере подключения к системе теплоснабжения: 552,041 тыс. руб.

5.1.1. План финансирования Инвестиционной программы за счет тарифа на электрическую энергию

Финансирование капитальных вложений через тариф предусматривает использование амортизационных отчислений. В связи с этим, для финансирования настоящего проекта предусматривается использование амортизационных отчислений, приходящихся на объекты генерации электроэнергии. График финансирования Инвестиционной программы МП “Салехардэнерго“ по развитию систем коммунальной инфраструктуры Муниципального образования город Салехард в сфере электроснабжения на 2008 - 2011 годы в разрезе источников финансирования представлен в Таблице 13.

Таблица 13. График финансирования проекта через тариф на электрическую энергию

-----T--------------------------------------T-----------------------------¬

¦ N ¦ Источник финансирования ¦ Сумма, тыс. руб. ¦

¦п/п ¦ +--------T-----T--------T-----+

¦ ¦ ¦ Всего ¦2008 ¦2009 год¦2010 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ год ¦ ¦ год ¦

+----+--------------------------------------+--------+-----+--------+-----+

¦ 1. ¦Бюджет муниципального образования ¦ 91525 ¦91525¦ ¦ ¦

+----+--------------------------------------+--------+-----+--------+-----+

¦ 2. ¦Тариф на электрическую энергию ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ +--------------------------------------+ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+--------------------------------------+--------+-----+--------+-----+

¦2.1.¦амортизационные отчисления ¦64690,60¦ ¦32398,60¦32292¦

+----+--------------------------------------+--------+-----+--------+-----+

¦2.2.¦надбавка к тарифу ¦ 0 ¦ ¦ 0 ¦ 0 ¦

+----+--------------------------------------+--------+-----+--------+-----+

¦ ¦Итого по годам ¦156215,6¦91525¦32398,6 ¦32292¦

L----+--------------------------------------+--------+-----+--------+------

В связи с тем, что аккумулирование денежных средств, поступающих через тариф в течение года для финансирования инвестиционного проекта невозможно - предприятие вынуждено привлекать кредитные ресурсы. Расчет движения кредитных средств, необходимых для реализации настоящей Инвестиционной программы, представлен в Приложении 4.1 (Таблица 1 - не приводится).

Расчет процентов по кредиту выполнен помесячно на полную сумму кредита, исходя из ставки привлечения в размере 19,5% годовых на остаток задолженности на конец предыдущего месяца. Распределение поступления денежных средств по месяцам произведено исходя из фактического полезного отпуска 2007 года.

Погашение части кредита через тариф на электроэнергию рассчитано на 2 года, соответствующий расчет представлен в Приложении 4.1 (не приводится).

Расчет собираемости средств для погашения кредита через тариф на электрическую энергию представлен в Приложении 4.1 (Таблица 2 - не приводится). Учитывая неравномерность собираемости средств в течение года, предприятию необходимо предусмотреть особый порядок погашения кредита в заключаемых кредитных договорах.

5.1.2. Расчет тарифных последствий

Тариф на электрическую энергию, вырабатываемую электростанциями МП “Салехардэнерго“ и отпускаемую потребителям в 2009 году, утвержден Службой по тарифам ЯНАО и составляет 3,859 руб./кВт.ч., при полезном отпуске 269266,0 тыс. кВт.ч.

В тарифе на электрическую энергию на 2010 год должны быть учтены проценты по кредиту за 2009 год (как выпадающие доходы) и проценты по кредиту за 2010 год, а также налог на прибыль, уплачиваемый предприятием с суммы капитальных вложений.

Расчет ожидаемого тарифа на электрическую энергию, отпускаемую МП “Салехардэнерго“ на 2010 год, представлен в Таблице 14.

Таблица 14. Расчет тарифных последствий

-----------------------------------T------------T--------T-------T--------¬

¦ Наименование показателя ¦ Ед. изм. ¦2008 год¦ 2009 ¦2010 год¦

¦ ¦ ¦ ¦ год ¦(ожид.) ¦

+----------------------------------+------------+--------+-------+--------+

¦полезный отпуск ¦тыс. кВт.ч. ¦270050,0¦269266 ¦ 271156 ¦

+----------------------------------+------------+--------+-------+--------+

¦НВВ ¦ тыс. руб. ¦928097,6¦1039097¦1163373 ¦

+----------------------------------+------------+--------+-------+--------+

¦тариф ¦руб./кВт.ч. ¦ 3,437 ¦ 3,859 ¦ 4,290 ¦

+----------------------------------+------------+--------+-------+--------+

¦дополнительные статьи затрат: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----------------------------------+------------+--------+-------+--------+

¦% по кредиту за 2009 г. ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦11371,2 ¦

+----------------------------------+------------+--------+-------+--------+

¦% по кредиту за 2010 г. ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦ 3927,8 ¦

+----------------------------------+------------+--------+-------+--------+

¦Итого дополнительных затрат ¦ тыс. руб. ¦ ¦ ¦17972,07¦

+----------------------------------+------------+--------+-------+--------+

¦Тариф с учетом дополнительных ¦руб./кВт.ч. ¦ ¦ ¦ 4,347 ¦

¦затрат ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L----------------------------------+------------+--------+-------+---------

При расчете ожидаемого тарифа на 2010 год приняты следующие факторы:

- сохранение динамики роста НВВ на уровне 12% в год;

- рост полезного отпуска на 1890 тыс. кВт.ч. связан с ожидаемым технологическим присоединением объектов капитального строительства в 2009 году общей мощностью 630 кВт, с учетом числа часов использования присоединенной мощности на уровне 3000 час;

- налог на прибыль не возникает.

Дополнительные затраты на реализацию настоящей инвестиционной программы в сфере электроснабжения, в случае принятия их Службой по тарифам ЯНАО, дадут рост тарифа к экономически обоснованному расчетному значению - 1,5%. Рост тарифа к действующему в 2009 г. составит 12,9%.

5.1.3. Расчет дополнительной нагрузки на бюджет, при утверждении тарифа на электроэнергию на 2010 год с учетом дополнительных затрат на реализацию инвестиционного проекта в сфере электроснабжения

Расчет дополнительной нагрузки на бюджеты всех уровней, связанной с включением в необходимую валовую выручку при расчете тарифа на электроэнергию на 2010 год дополнительных затрат на реализацию настоящей инвестиционной программы в сфере электроснабжения, представлен в Таблице 15.

Таблица 15. Расчет дополнительной бюджетной нагрузки в связи с включением в необходимую валовую выручку при расчете тарифа на электроэнергию на 2010 год дополнительных затрат на реализацию настоящей инвестиционной программы в сфере электроснабжения

-----T--------------T-------T------T----------T----------T---------T---------T---------¬

¦ N ¦ Группы ¦ Объем ¦ожида-¦Ожидаемый ¦Ожидаемый ¦ Размер ¦ Размер ¦ Допол- ¦

¦п/п ¦ потребителей ¦потреб-¦ емый ¦тариф для ¦тариф для ¦бюджетной¦бюджетной¦нительная¦

¦ ¦ ¦ ления ¦тариф ¦ пред- ¦ пред- ¦нагрузки,¦нагрузки ¦нагрузка ¦

¦ ¦ ¦ тыс. ¦ для ¦ приятий ¦приятий, с¦без учета¦с учетом ¦ на ¦

¦ ¦ ¦кВт.ч. ¦насе- ¦без учета ¦ учетом ¦ допол- ¦ допол- ¦ бюджет, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ления ¦ допол- ¦ допол- ¦нительных¦нительных¦тыс. руб.¦

¦ ¦ ¦ ¦ (без ¦нительных ¦нительных ¦ затрат, ¦ затрат, ¦(без НДС)¦

¦ ¦ ¦ ¦НДС), ¦затрат на ¦затрат на ¦Тыс. руб.¦Тыс. руб.¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦руб./ ¦реализацию¦реализацию¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦кВт.ч.¦программы ¦программы ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(без НДС) ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ руб./ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ кВт.ч. ¦ ¦ ¦ ¦

+----+--------------+-------+------+----------+----------+---------+---------+---------+

¦ 1 ¦объем ¦66636,2¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦потребления ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦электроэнергии¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦бюджетными ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦организациями,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+--------------+-------+------+----------+----------+---------+---------+---------+

¦1.1.¦федеральный ¦7781,8 ¦ ¦ 4,29 ¦ 4,357 ¦33383,92 ¦33905,30 ¦ 521,38 ¦

¦ ¦бюджет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+--------------+-------+------+----------+----------+---------+---------+---------+

¦1.2.¦окружной ¦28394,5¦ ¦ 4,29 ¦ 4,357 ¦121812,41¦123714,84¦ 1902,43 ¦

¦ ¦бюджет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+--------------+-------+------+----------+----------+---------+---------+---------+

¦1.3.¦городской ¦30459,9¦ ¦ 4,29 ¦ 4,357 ¦130672,97¦132713,78¦ 2040,81 ¦

¦ ¦бюджет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+--------------+-------+------+----------+----------+---------+---------+---------+

¦ ¦Всего по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦285869,30¦290333,92¦ 4464,63 ¦

¦ ¦бюджету ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L----+--------------+-------+------+----------+----------+---------+---------+----------

5.2. План финансирования Инвестиционной программы за счет тарифа на тепловую энергию

Финансирование капитальных вложений через тариф предусматривает использование амортизационных отчислений. В связи с этим, для финансирования настоящего проекта предусматривается использование амортизационных отчислений, приходящихся на объекты системы теплоснабжения.

График финансирования Инвестиционной программы МП “Салехардэнерго“ по развитию систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Салехард в сфере теплоснабжения на 2008 - 2009 годы в разрезе источников финансирования представлен в Таблице 16.

Таблица 16. График финансирования проекта через тариф на тепловую энергию

-----T------------------------------T-------------------------------------¬

¦ N ¦ Источник финансирования ¦ Сумма, тыс. руб. ¦

¦п/п ¦ +---------T---------T--------T--------+

¦ ¦ ¦ Всего ¦2008 год ¦2009 год¦2010 год¦

+----+------------------------------+---------+---------+--------+--------+

¦ 1. ¦ Бюджет муниципального ¦ 116949 ¦ 116949 ¦ ¦ ¦

¦ ¦ образования ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+------------------------------+---------+---------+--------+--------+

¦ 2. ¦ Средства предприятия ¦ 16000 ¦ ¦ ¦ 16000 ¦

+----+------------------------------+---------+---------+--------+--------+

¦ 3. ¦ Тариф на тепловую энергию, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+------------------------------+---------+---------+--------+--------+

¦3.1.¦ амортизационные отчисления ¦84550,64 ¦ ¦ 51004 ¦ 33547 ¦

+----+------------------------------+---------+---------+--------+--------+

¦3.2.¦ надбавка к тарифу ¦ 0 ¦ ¦ 0 ¦ 0 ¦

+----+------------------------------+---------+---------+--------+--------+

¦ ¦ Итого по годам ¦217500,15¦116949,15¦51004,00¦49547,00¦

L----+------------------------------+---------+---------+--------+---------

В связи с тем, что аккумулирование денежных средств, поступающих через тариф на тепловую энергию в течение года для финансирования инвестиционного проекта невозможно, предприятие вынуждено привлекать кредитные ресурсы. Расчет движения кредитных средств, необходимых для реализации настоящей Инвестиционной программы, представлен в Приложении 4.2, таблица 1 (не приводится).

Расчет процентов по кредиту выполнен помесячно на полную сумму кредита, исходя из ставки привлечения в размере 19,5% годовых на остаток задолженности на конец предыдущего месяца. Распределение поступления средств по месяцам произведено исходя из фактического полезного отпуска 2007 года.

Погашение части кредита через тариф на тепловую энергию рассчитано на 2 года.

Расчет собираемости средств для погашения кредита через тариф на тепловую энергию представлен в Приложении 4.2 (таблица 2 - не приводится).

Учитывая неравномерность собираемости средств в течение года, предприятию необходимо предусмотреть особый порядок погашения кредита в заключаемых кредитных договорах.

5.2.1. Расчет надбавки к тарифу на тепловую энергию

Финансирование выполнения настоящей инвестиционной программы в сфере теплоснабжения предусмотрено за счет амортизационных отчислений от объектов системы теплоснабжения в 2009 и 2010 годах, однако возмещение затрат предприятия на уплату процентов по кредиту в 2009 и 2010 годах и уплату налога на прибыль с суммы капитальных вложений в сфере теплоснабжения возможно через надбавку к тарифу на тепловую энергию на 2010 год.

Налог на прибыль рассчитан в размере 20% от общей суммы капитальных вложений.

Расчет надбавки к тарифу на тепловую энергию, отпускаемую МП “Салехардэнерго“, представлен в Таблице 17.

Таблица 17. Расчет надбавки к тарифу на тепловую энергию

--------T-------------------------------------T---------T--------¬

¦N п./п.¦ Наименование показателя ¦Ед. изм. ¦2010 год¦

+-------+-------------------------------------+---------+--------+

¦ 1 ¦Проценты по кредиту ¦тыс. руб.¦17972,07¦

+-------+-------------------------------------+---------+--------+

¦ 2 ¦Итого ¦тыс. руб.¦17972,07¦

+-------+-------------------------------------+---------+--------+

¦ 3 ¦Надбавка к тарифу на тепловую энергию¦руб./Гкал¦ 32,72 ¦

L-------+-------------------------------------+---------+---------

5.2.2. Расчет тарифных последствий

Тариф на тепловую энергию, вырабатываемую котельными МП “Салехардэнерго“ и отпускаемую потребителям в 2009 году, утвержден Службой по тарифам ЯНАО и составляет 1704 руб./Гкал при полезном отпуске 549,059 тыс. Гкал.

Расчет ожидаемого тарифа на тепловую энергию, отпускаемую МП “Салехардэнерго“ на 2010 год, представлен в Таблице 18.

Таблица 18. Расчет тарифных последствий

-------------------------T---------T----------T----------T----------------¬

¦Наименование показателя ¦Ед. изм. ¦ 2008 год ¦ 2009 год ¦2010 год (ожид.)¦

+------------------------+---------+----------+----------+----------------+

¦полезный отпуск ¦тыс. Гкал¦ 591,819 ¦ 549,059 ¦ 549,325 ¦

+------------------------+---------+----------+----------+----------------+

¦НВВ ¦тыс. руб.¦848076,627¦935596,536¦ 1032148,335 ¦

+------------------------+---------+----------+----------+----------------+

¦тариф ¦руб./Гкал¦ 1433 ¦ 1704 ¦ 1878,94 ¦

+------------------------+---------+----------+----------+----------------+

¦Надбавка к тарифу ¦руб./Гкал¦ ¦ ¦ 32,72 ¦

+------------------------+---------+----------+----------+----------------+

¦Тариф с учетом надбавки ¦руб./Гкал¦ ¦ ¦ 1911,66 ¦

L------------------------+---------+----------+----------+-----------------

При расчете ожидаемого тарифа на 2010 год приняты следующие факторы:

- сохранение динамики роста НВВ на уровне 10,32% в год.

- рост полезного отпуска на 266 Гкал/год связан с ожидаемым технологическим присоединением объектов капитального строительства в 2009 году общей мощностью 0,075 Гкал.

Расчет нормативного теплопотребления на отопление объектов капитального строительства произведен по формуле:

год max

Q = Q x (t - t ) / (t - t ) x 24 x 292,

от от вн ср вн р.о

год

где Q - нормативное теплопотребление на отопление объектов, Гкал/год;

от

max

Q - максимальная тепловая нагрузка на отопление, Гкал/ч;

от

t - расчетная нормативная температура внутреннего воздуха в

вн

помещении, °C (для жилых зданий принята +20 °C);

t - расчетная температура наружного воздуха, t р.о = -42 °C;

р.о

t - средняя температура наружного воздуха за отопительный период -

ср

-11,4 °C;

292 - число суток отопительного периода

Принятие надбавки к тарифу на тепловую энергию на 2010 год даст рост тарифа к экономически обоснованному расчетному значению - 1,7%. Рост тарифа к действующему в 2009 г. составит 12,2%.

Нумерация подпунктов дана в соответствии с официальным текстом документа.

5.2.2. Расчет дополнительной нагрузки на бюджет при утверждении инвестиционной надбавки к тарифу на тепловую энергию

Расчет дополнительной нагрузки на бюджеты всех уровней, связанной с установлением надбавки к тарифу на тепловую энергию, отпускаемую МП “Салехардэнерго“ на 2010 год, представлен в Таблице 19.

Таблица 19. Расчет бюджетной нагрузки в связи с установлением надбавки к тарифу на тепловую энергию

-----T--------------T-------T------T---------T---------T---------T---------T---------¬

¦ N ¦ Группы ¦ Объем ¦Ожида-¦Тариф для¦Тариф для¦ Размер ¦ Размер ¦ Допол- ¦

¦п/п ¦ потребителей ¦потреб-¦ емый ¦ пред- ¦ пред- ¦бюджетной¦бюджетной¦нительная¦

¦ ¦ ¦ления, ¦тариф ¦ приятий ¦приятий с¦нагрузки,¦нагрузки,¦нагрузка ¦

¦ ¦ ¦ тыс. ¦ для ¦без учета¦ учетом ¦без учета¦с учетом ¦ на ¦

¦ ¦ ¦ Гкал ¦насе- ¦ инвес- ¦ инвес- ¦ инвес- ¦ инвес- ¦ бюджет, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ления ¦тиционной¦тиционной¦тиционной¦тиционной¦тыс. руб.¦

¦ ¦ ¦ ¦ (без ¦надбавки ¦надбавки ¦надбавки,¦надбавки,¦(без НДС)¦

¦ ¦ ¦ ¦НДС), ¦ ¦(без НДС)¦тыс. руб.¦тыс. руб.¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦руб./ ¦ ¦ руб./ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦“ ¦ Гкал ¦ ¦ Гкал ¦ ¦ ¦ ¦

+----+--------------+-------+------+---------+---------+---------+---------+---------+

¦ 1 ¦Объем ¦146,478¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦потребления ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦тепловой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦энергии ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦бюджетными ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦организациями,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦в т.ч. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+--------------+-------+------+---------+---------+---------+---------+---------+

¦1.1.¦федеральный ¦18,246 ¦ ¦1878,94 ¦1911,66 ¦34283,13 ¦34880,14 ¦597,01 ¦

¦ ¦бюджет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+--------------+-------+------+---------+---------+---------+---------+---------+

¦1.2.¦окружной ¦67,244 ¦ ¦1878,94 ¦1911,66 ¦126347,39¦128547,62¦2200,22 ¦

¦ ¦бюджет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+--------------+-------+------+---------+---------+---------+---------+---------+

¦1.3.¦городской ¦60,988 ¦ ¦1878,94 ¦1911,66 ¦114592,75¦116588,28¦1995,53 ¦

¦ ¦бюджет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+--------------+-------+------+---------+---------+---------+---------+---------+

¦ ¦Всего по ¦ ¦ ¦ ¦ ¦275223,27¦280016,03¦4792,76 ¦

¦ ¦бюджету ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L----+--------------+-------+------+---------+---------+---------+---------+----------

5.3. План финансирования Инвестиционной программы за счет тарифа на технологическое присоединение к системе электроснабжения

График финансирования Инвестиционной программы МП “Салехардэнерго“ по развитию систем коммунальной инфраструктуры Муниципального образования город Салехард через тариф на технологическое присоединение к системе электроснабжения на 2009 - 2011 годы представлен в Таблице 20.

Таблица 20. График финансирования проекта через тариф на подключение к системе электроснабжения

----------------------------------------------T---------------------------¬

¦ Источник финансирования ¦ Сумма, тыс. руб. ¦

¦ +-----T-----T----T----T-----+

¦ ¦Всего¦2008 ¦2009¦2010¦2011 ¦

¦ ¦ ¦ год ¦год ¦год ¦ год ¦

+---------------------------------------------+-----+-----+----+----+-----+

¦Бюджет муниципального образования ¦40678¦40678¦ ¦ ¦ ¦

+---------------------------------------------+-----+-----+----+----+-----+

¦Тариф на технологическое присоединение к ¦27725¦ ¦4159¦8317¦15249¦

¦системе электроснабжения, тыс. руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L---------------------------------------------+-----+-----+----+----+------

В связи с тем, что аккумулирование денежных средств, поступающих через плату за подключение в течение года для финансирования инвестиционного проекта невозможно, предприятие вынуждено привлекать кредитные ресурсы. Расчет движения кредитных средств, необходимых для реализации настоящей Инвестиционной программы, представлен в Приложении 4.3 (не приводится).

Расчет процентов по кредиту выполнен помесячно на полную сумму кредита, исходя из ставки привлечения в размере 19,5% годовых на остаток задолженности на конец предыдущего месяца. Погашение кредита за счет платы за технологическое присоединение предполагается произвести тремя платежами в январе 2010 года, январе 2011 года и январе 2012 года за счет аккумуляции средств, полученных за присоединения в предыдущем году. Общая сумма процентов по кредиту составляет 15310,649 тыс. руб., в т.ч. 6379,437 тыс. руб. за 2009 г., 5422,522 тыс. руб. за 2010 г., 3508,690 тыс. руб. за 2011 год.

Учитывая неравномерность собираемости денежных средств в течение года, предприятию необходимо предусмотреть особый порядок погашения кредита в заключаемых кредитных договорах.

Сумма налога на прибыль, которую необходимо учесть при расчете тарифа на технологическое присоединение, составляет 6931,25 тыс. руб.

После разработки и утверждения инвестиционной программы развития электросетевого хозяйства, наряду с настоящей программой, МП “Салехардэнерго“, необходимо предоставить документы на утверждение тарифа на технологическое присоединение к системе электроснабжения МП “Салехардэнерго“ в Службу по тарифам ЯНАО.

5.4. План финансирования Инвестиционной программы за счет тарифа на подключение к системе теплоснабжения

В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка: имеется в виду таблица 21, а не таблица 19.

График финансирования Инвестиционной программы МП “Салехардэнерго“ по развитию систем коммунальной инфраструктуры Муниципального образования город Салехард через тариф на подключение к системе теплоснабжения на 2009 - 2011 годы представлен в Таблице 19.

Таблица 21. График финансирования проекта через тариф на подключение к системе теплоснабжения

------------------------------------------------T-------------------------¬

¦ Источник финансирования ¦ Сумма, тыс. руб. ¦

¦ +-----T----T----T----T----+

¦ ¦Всего¦2008¦2009¦2010¦2011¦

¦ ¦ ¦год ¦год ¦год ¦год ¦

+-----------------------------------------------+-----+----+----+----+----+

¦Бюджет муниципального образования ¦5085 ¦5085¦ ¦ ¦ ¦

+-----------------------------------------------+-----+----+----+----+----+

¦Тариф на подключение к системе теплоснабжения ¦1000 ¦ ¦150 ¦300 ¦550 ¦

L-----------------------------------------------+-----+----+----+----+-----

В связи с тем, что аккумулирование денежных средств, поступающих через плату за подключение в течение года для финансирования инвестиционного проекта невозможно, предприятие вынуждено привлекать кредитные ресурсы. Расчет движения кредитных средств, необходимых для реализации настоящей Инвестиционной программы, представлен в Приложении 4.4 (не приводится).

Расчет процентов по кредиту выполнен помесячно на полную сумму кредита, исходя из ставки привлечения в размере 19,5% годовых на остаток задолженности на конец предыдущего месяца. Погашение кредита за счет платы за подключение предполагается произвести двумя платежами в январе 2010 года, январе 2011 года и январе 2012 года за счет аккумуляции средств, полученных за подключение в предыдущем году.

Учитывая неравномерность собираемости средств в течение года, предприятию необходимо предусмотреть особый порядок погашения кредита в заключаемых кредитных договорах.

Общая сумма процентов по кредиту составляет 552,041 тыс. руб., в т.ч. 230,017 тыс. руб. за 2009 г., 195,514 тыс. руб. за 2010 г., 126,509 тыс. руб. за 2011 год.

5.4.1. Расчет тарифа на подключение к системе теплоснабжения

Расчет тарифа на подключение к системе теплоснабжения представлен в Таблице 22.

Таблица 22. Расчет тарифа на подключение к системе теплоснабжения

------T------------------------------------------------T---------T--------¬

¦N п/п¦ Наименование показателя ¦Ед. изм. ¦2009 год¦

+-----+------------------------------------------------+---------+--------+

¦ 1. ¦Инвестиционная составляющая ¦тыс. руб.¦ 1000 ¦

+-----+------------------------------------------------+---------+--------+

Нумерация пунктов дана в соответствии с официальным текстом документа.

¦ 3. ¦Налог на прибыль ¦тыс. руб.¦ 250 ¦

+-----+------------------------------------------------+---------+--------+

¦ 4. ¦Проценты по кредиту ¦тыс. руб.¦552,041 ¦

+-----+------------------------------------------------+---------+--------+

¦ 5. ¦Итого ¦тыс. руб.¦1802,041¦

+-----+------------------------------------------------+---------+--------+

¦ 6. ¦Подключаемая мощность ¦ Гкал ¦ 0,5 ¦

+-----+------------------------------------------------+---------+--------+

¦ 7. ¦Тариф на подключение к системе теплоснабжения ¦руб./Гкал¦3604082 ¦

L-----+------------------------------------------------+---------+---------

При годовой норме потребления тепловой энергии на отопление - 0,39 Гкал/м2 в год часовая потребляемая мощность составит 0,00011 Гкал/м2 в час.

В этом случае, при установлении тарифа на подключение к системе теплоснабжения на уровне 3604082 руб./Гкал, удорожание стоимости строительства 1 м2 жилого фонда составит 396 руб./м2.

5.5. Расчет окупаемости проекта

5.5.1. Сокращение расхода топлива на выработку электроэнергии

После пуска ГПТС выработка электроэнергии на ДЭС будет производиться в часы максимума системы при плановых остановках газопотребляющих агрегатов. Анализ графика ремонтов оборудования на 2009 год показывает, что период работы ДЭС в режиме выработки электроэнергии составит около 40 дней с мощностью порядка 9 МВт. Анализ максимумов нагрузки системы показывает, что максимальное потребление приходится в среднем на 7 часов из суток максимального потребления. Плановая выработка электроэнергии составит 2520 тыс. кВт.ч.

Расчет затрат на топливо на 2010 год произведен в сопоставимых условиях с учетом пуска в работу ГПТС с 2009 года. Результаты расчета представлены в Таблице 23.

Таблица 23. Анализ затрат на топливо при выработке электроэнергии

----T---------------------------------T-------------T----------T----------¬

¦ N ¦ Наименование показателя ¦ Ед. изм. ¦ 2009 год ¦ 2010 год ¦

¦п/п¦ ¦ ¦ (план) ¦ (план) ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦1. ¦ Топливо ¦ тыс. руб. ¦390198,128¦184000,035¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦2. ¦ Выработано электроэнергии (газ) ¦ тыс. кВт.ч ¦ 270793,7 ¦ 316994,3 ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦3. ¦ Количество (газ) ¦ тыс. м3 ¦ 109184 ¦127812,102¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦4. ¦ Цена за 1000 м3 ¦ руб. ¦ 1165 ¦ 1165 ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦5. ¦ Удельный расход ¦м3/тыс. кВт.ч¦ 403,2 ¦ 403,2 ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦6. ¦ Выработано электроэнергии (д/т) ¦ тыс. кВт.ч ¦ 53400,6 ¦ 7200 ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦7. ¦ Количество диз. топлива ¦ тонн ¦ 12356,9 ¦ 1666,08 ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦8. ¦ Цена за 1 т ¦ руб. ¦ 20915 ¦ 20915 ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦9. ¦ Удельный расход ¦ гр/кВт.ч ¦ 231,4 ¦ 231,4 ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦10.¦ Количество диз. масла ¦ тонн ¦ 104,4 ¦ 2,3184 ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦11.¦ Цена за 1 т ¦ руб. ¦ 42136,2 ¦ 42136,2 ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦12.¦ Удельный расход ¦ гр/кВт.ч ¦ 0,322 ¦ 0,322 ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦13.¦ Котельная ГТЭС ¦ ¦ 155,185 ¦ 155,185 ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦14.¦ Количество (газ) ¦ тыс. м3 ¦ 133,3 ¦ ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦15.¦ Цена за 1000 м3 ¦ руб. ¦ 1165 ¦ ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦16.¦ Транспортировка топлива ¦ тыс. руб. ¦ 49184,6 ¦35068,2689¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦17.¦ ПССУ ¦руб./тыс. м3 ¦ 38,04 ¦ 38,04 ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦18.¦ Услуга ГРО ¦руб./тыс. м3 ¦ 213,45 ¦ 213,45 ¦

+---+---------------------------------+-------------+----------+----------+

¦19.¦ Цена за 1 т диз. топлива ¦ руб. ¦ 1755,5 ¦ 1755,5 ¦

L---+---------------------------------+-------------+----------+-----------

Экономия средств составляет 220314,4 тыс. рублей в год

5.5.2. Сокращение расхода топлива на выработку тепловой энергии

В связи с тем, что при расчете затрат на топливо на выработку электроэнергии весь расход газа был отнесен на выработку электроэнергии, при подключении нагрузок котельных N 14 и N 25, затраты на топливо будут полностью исключены.

Фактические затраты на топливо в 2007 году составили:

- по котельной N 14 - 2268 тыс. рублей;

- по котельной N 25 - 3792 тыс. рублей.

С учетом коэффициента-дефлятора на 2008 год (16%) и на 2009 год (16%) снижение суммарных затрат может составить 8154 тыс. рублей в год.

Таким образом, общая экономия средств от реализации проекта составляет 228468,4 тыс. рублей в год.

5.5.3. Увеличение эксплуатационных затрат

Таблица 24. Анализ изменения прочих расходов

----T-----------------------------------------T---------T--------T--------¬

¦ N ¦ Наименование показателя ¦Ед. изм. ¦2009 год¦2010 год¦

¦п/п¦ ¦ ¦ (план) ¦ (план) ¦

+---+-----------------------------------------+---------+--------+--------+

¦1. ¦Заработная плата ¦Тыс. руб.¦110075,4¦114875,4¦

+---+-----------------------------------------+---------+--------+--------+

¦2. ¦Отчисления ¦Тыс. руб.¦22454,4 ¦23702,4 ¦

+---+-----------------------------------------+---------+--------+--------+

¦3. ¦Амортизационные отчисления ¦Тыс. руб.¦32398,6 ¦82398,6 ¦

+---+-----------------------------------------+---------+--------+--------+

¦4. ¦Прочие ¦Тыс. руб.¦38193,2 ¦ 39200 ¦

+---+-----------------------------------------+---------+--------+--------+

¦5. ¦Рентабельность, с учетом налога на ¦Тыс. руб.¦20615,2 ¦22062,6 ¦

¦ ¦имущество ¦ ¦ ¦ ¦

+---+-----------------------------------------+---------+--------+--------+

¦6. ¦Всего ¦ ¦223736,8¦ 282239 ¦

+---+-----------------------------------------+---------+--------+--------+

¦ ¦Увеличение затрат ¦ ¦ ¦58502,2 ¦

L---+-----------------------------------------+---------+--------+---------

Общая экономия средств составляет 169966,2 тыс. руб./год.

Срок окупаемости проекта составляет 2,7 года.

5.6. Объем финансовых потребностей для реализации Инвестиционной программы и источники ее финансирования

Объем финансовых потребностей, необходимых для реализации Инвестиционной программы, и источники ее финансирования (с учетом НДС) представлены в Таблице 25.

Таблица 25. Объем финансовых потребностей для реализации Инвестиционной программы МП “Салехардэнерго“ по развитию систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Салехард в сфере электро- и теплоснабжения на 2008 - 2010 годы (с учетом НДС)

-----T----------------T----T---------T------------------------------------¬

¦ N ¦ Наименование ¦Ед. ¦ Финан- ¦ Реализация мероприятий по годам, ¦

¦п/п ¦ мероприятия/ ¦изм.¦ совые ¦ тыс. руб. ¦

¦ ¦ источники ¦ ¦ потреб- +---------T--------T--------T--------+

¦ ¦ финансирования ¦ ¦ ности, ¦ 2008 ¦ 2009 ¦ 2010 ¦ 2011 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ всего, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦тыс. руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+----------------+----+---------+---------+--------+--------+--------+

¦ 1. ¦ Расширение ДЭС-1 с увеличением располагаемой генерирующей мощности ¦

¦ ¦за счет установки энергоблока 14 МВт в блочно-модульном исполнении, ¦

¦ ¦ с использованием вторичных энергоресурсов ¦

+----+--------------------------------------------------------------------+

¦1.1.¦ В части электроснабжения ¦

¦ +----------------T----T---------T---------T--------T--------T--------+

¦ ¦Объем финансовых¦тыс.¦265050,41¦156000,00¦43137,97¦47918,62¦17993,82¦

¦ ¦потребностей ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ +----------------+----+---------+---------+--------+--------+--------+

¦ ¦Всего ¦тыс.¦265050,41¦156000,00¦43137,97¦47918,62¦17993,82¦

¦ ¦инвестиций, за ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦счет всех ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦источников ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ +----------------+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦в том числе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ +----------------+----+---------+---------+--------+--------+--------+

¦ ¦средства ¦тыс.¦ 0,00 ¦ ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦

¦ ¦потребителей в ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦виде надбавки к ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦цене (тарифу) на¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦электрическую ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦энергию ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ +----------------+----+---------+---------+--------+--------+--------+

¦ ¦бюджетные ¦тыс.¦156000,00¦156000,00¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦средства ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ +----------------+----+---------+---------+--------+--------+--------+

¦ ¦средства ¦тыс.¦32715,50 ¦ ¦4907,62 ¦9814,06 ¦17993,82¦

¦ ¦потребителей в ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦виде платы за ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦технологическое ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦присоединение к ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦системе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦электроснабжения¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ +----------------+----+---------+---------+--------+--------+--------+

¦ ¦Амортизационные ¦тыс.¦76334,91 ¦ ¦38230,35¦38104,56¦ 0,00 ¦

¦ ¦отчисления по ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦электро- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦генерирующему ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦оборудованию ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

+----+----------------+----+---------+---------+--------+--------+--------+

¦1.2.¦ В части теплоснабжения ¦ ¦

¦ +----------------T----T---------T---------T--------T--------+--------+

¦ ¦Объем финансовых¦тыс.¦263830,18¦144000,00¦60361,72¦58819,46¦ 649,00 ¦

¦ ¦потребностей ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ +----------------+----+---------+---------+--------+--------+--------+

¦ ¦Всего ¦тыс.¦263830,18¦144000,00¦60361,72¦58819,46¦ 649,00 ¦

¦ ¦инвестиций, за ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦счет всех ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦источников ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ +----------------+ +---------+---------+--------+--------+--------+

¦ ¦в том числе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ +----------------+----+---------+---------+--------+--------+--------+

¦ ¦средства ¦тыс.¦ 0,00 ¦ ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦ 0,00 ¦

¦ ¦потребителей в ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦виде надбавки к ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦тарифу на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦тепловую энергию¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ +----------------+----+---------+---------+--------+--------+--------+

¦ ¦бюджетные ¦тыс.¦144000,00¦144000,00¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦средства, всего ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ +----------------+----+---------+---------+--------+--------+--------+

¦ ¦средства ¦тыс.¦ 1180,00 ¦ ¦ 177,00 ¦ 354,00 ¦ 649,00 ¦

¦ ¦потребителей в ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦виде платы за ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦подключение к ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦системе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦теплоснабжения, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦всего ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ +----------------+----+---------+---------+--------+--------+--------+

¦ ¦Средства ¦тыс.¦18880,00 ¦ ¦ ¦18880,00¦ ¦

¦ ¦предприятия ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ +----------------+----+---------+---------+--------+--------+--------+

¦ ¦Амортизационные ¦тыс.¦99770,18 ¦ ¦60184,72¦39585,46¦ ¦

¦ ¦отчисления по ¦руб.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦тепло- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦генерирующему и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦теплосетевому ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦оборудованию ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

L----+----------------+----+---------+---------+--------+--------+---------