Решение Элистинского городского Собрания Республики Калмыкия третьего созыва (заседание N 20) от 20 сентября 2007 г. N 10 "Об утверждении Инвестиционной программы "Развитие систем теплоснабжения города Элисты на 2008-2010 гг." (с изменениями и дополнениями)

Решение Элистинского городского Собрания Республики Калмыкия
третьего созыва (заседание N 20) от 20 сентября 2007 г. N 10
"Об утверждении Инвестиционной программы "Развитие систем
теплоснабжения города Элисты на 2008-2010 гг."

С изменениями и дополнениями от:

25 апреля 2008 г.

В соответствии с Федеральным законом от 30.12.2004 года N  210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса", решением Элистинского городского Собрания от 09.11.2006 года N  6 "Об утверждении Порядка установления тарифов и надбавок организаций жилищно-коммунального комплекса, Положения об органе регулирования цен и тарифов в сфере жилищно-коммунального хозяйства", решением Элистинского городского Собрания от 05.07.2007 года N  4 "Об утверждении программы "Комплексное развитие систем коммунальной инфраструктуры города Элисты" на 2008-2010 гг." Элистинское городское Собрание решило:

1. Утвердить Инвестиционную программу "Развитие систем теплоснабжения города Элисты на 2008-2010 гг." (прилагается).

2. МУП "Энергосервис" (Зодбинов B.C.) ежегодно представлять отчет о ходе реализации Инвестиционной программы "Развитие систем теплоснабжения города Элисты на 2008-2010 гг.".

3. Контроль за исполнением данного решения возложить на Первого заместителя Мэра г. Элисты А.Ф. Ермошенко.

Председатель Элистинского

городского Собрания

С. Тадонов

Информация об изменениях:

Решением Элистинского городского Собрания Республики Калмыкия третьего созыва (заседание N 28) от 25 апреля 2008 г. N 12 в настоящую программу внесены изменения

См. текст программы в предыдущей редакции

Инвестиционная программа
"Развитие систем теплоснабжения города Элисты на 2008-2010 гг."
(утв. решением Элистинского городского Собрания
от 20 сентября 2007 г. N 10)

С изменениями и дополнениями от:

25 апреля 2008 г.

г. Элиста, 2007 год

Паспорт
инвестиционной программы "Развитие систем теплоснабжения
города Элисты на 2008-2010 гг."

1.	Наименование Инвестиционной программы:	"Развитие систем теплоснабжения города Элисты на 2008-2010 гг."
2.	Основание для разработки:	1. Федеральный закон от 30.12.2004 года N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса"; 2. Решение Элистинского городского Собрания от 05.07.2007 года N 4 "Об утверждении программы "Комплексное развитие систем коммунальной инф- раструктуры города Элисты на 2008-2010 гг."; 3. Решение Элистинского городского Собрания от 23.10.2003 года N 10 "Об утверждении городской программы "Реформирование и модернизация жилищ- но-коммунального комплекса города Элисты на 2004-2010 гг."; 4. Решение Элистинского городского Собрания от 09.11.2006 года N 6 "Об утверждении Порядка ус- тановления тарифов и надбавок организаций жилищ- но-коммунального комплекса, Положения об органе регулирования цен и тарифов в сфере жилищно-ком- мунального хозяйства".
3.	Инициатор постановки проблемы:	Мэрия города Элисты
4.	Координатор Инвестиционной программы:	Первый заместитель Мэра города Элисты А.Ф. Ермо- шенко
5.	Разработчик и основной исполнитель программы:	Муниципальное унитарное предприятие "Энергосер- вис"
6.	Цели и задачи:	Цели: 1. повышение точности измерения потребляемого природного газа на выработку теплоэнергии, что позволит снизить затраты по статье "топливо" на 18%; 2. увеличение КПД котельной в среднем на 2%, снижение расхода природного газа на 4%, снижение потерь теплоэнергии на 3%; 3. увеличение ремонтного цикла оборудования, снижение расхода природного газа на 15%; 4. обеспечение надежной защиты работы электро- двигателя от нарушений нормальной подачи элект- роэнергии, снижение затрат на потребляемую насо- сами электроэнергию на 10%; 5. снижение расхода природного газа на горячее водоснабжение, сокращение расходов на текущую эксплуатацию; 6. сокращение потерь теплоизолирующих свойств теплоизоляции, предотвращение гниения теплоизо- ляции (маты минераловатные); 7. отсутствие кислородной коррозии трубопрово- дов, существенное увеличение ремонтного цикла (нормативный срок эксплуатации пластмассовых трубопроводов 50 лет). Задачи: 1. реконструкция 7 узлов учета природного газа; 2. замена 12 котлоагрегатов; 3. внедрение 3 ультразвуковых противонакипных установок; 4. установка 12 частотных преобразователей на электродвигателях насосного оборудования котель- ных; 5. замена 3 кожухотрубных теплообменников на пластинчатые теплообменники; 6. прокладка 600 м теплотрассы с использованием труб в пенополиуретановой изоляции; 7. замена 900 м стальных теплотрасс горячего во- доснабжения на пластмассовые.
7.	Источник финансирования:	1. надбавка к тарифу на услуги теплоснабжения и горячего водоснабжения, 2. плата за подключение к системе теплоснабже- ния, 3. средства амортизационного фонда.
8.	Объем финансовых средств, необходимых на реализацию Инвестиционной программы:	Всего 32366,2 тыс. рублей, в том числе: в 2008 г. - 4676 тыс. рублей; в 2009 г. - 13953,4 тыс. рублей; в 2010 г.- 13736,8 тыс. рублей.
9.	Срок реализации:	2008-2010 гг.: I этап - 2008 год; II этап - 2009 год; III этап - 2009 год.
10.	Ожидаемые конечные результаты реализации Инвестиционной программы:	1. повышение надежности и качества предоставле- ния услуг; 2. повышение энергоэффективности системы тепло- снабжения; 3. повышение инвестиционной привлекательности системы теплоснабжения; 4. обеспечение сбалансированности интересов субъектов теплоснабжения и потребителей.
11.	Контроль за исполнением Инвестиционной программы:	Элистинское городское Собрание, Мэрия города Элисты

Введение

В соответствии с Федеральным законом от 30 декабря 2004 года N  210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса" МУП "Энергосервис" разработана Инвестиционная программа "Развитие систем теплоснабжения города Элисты на 2008-2010 гг.".

Решением Элистинского городского Собрания от 5 июля 2007 года N  4 утверждена программа "Комплексное развитие систем коммунальной инфраструктуры города Элисты на 2008-2010 гг.".

Решением Элистинского городского Собрания от 23 октября 2003 года N  10 утверждена программа "Реформирование и модернизация жилищно-коммунального комплекса города Элисты на 2004-2010 гг.".

Программа предусматривает обеспечение потребностей строящихся объектов капитального строительства, снижение издержек системы теплоснабжения, повышение надежности и качества теплоснабжения, повышение энергоэффективности и развитие энергосбережения, а также обеспечение сбалансированности коммерческих интересов субъектов теплоснабжения и потребителей.

Программа предусматривает реализацию следующих мероприятий:

реконструкция 7 узлов учета природного газа,

замена 12 котлоагрегатов,

внедрение 3 ультразвуковых противонакипных установок,

установка 12 частотных преобразователей на электродвигателях насосного оборудования котельных,

замена 3 кожухотрубных теплообменников на пластинчатые теплообменники,

прокладка 600 м теплотрассы с использованием труб в пенополиуретановой изоляции,

замена 900 м стальных теплотрасс горячего водоснабжения на пластмассовые.

Инвестиционная программа разработана на основе технического задания N  1 от 26 июля 2007 года в соответствии с Федеральным законом от 30 декабря 2004 года N  210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса" и решением Элистинского городского Собрания от 09.11.2006 года N  6 "Об утверждении Порядка установления тарифов и надбавок организаций жилищно-коммунального комплекса, Положения об органе регулирования цен и тарифов в сфере жилищно-коммунального хозяйства".

Срок выполнения Инвестиционной программы предусмотрен до 2010 года. Инвестиционной программой предусматривается выполнение работ на сумму 32366,2 тыс. рублей, в том числе на 2008 год - 4676 тыс. рублей.

Инвестиционная программа предусматривает привлечение денежных средств путем установления надбавок к ценам (тарифам) для потребителей города (16103,7 тыс. рублей), использование средств фонда амортизации предприятия (10262,5 тыс. рублей), а также средств, полученных в качестве платы за подключение к системе теплоснабжения (6000,0 тыс. рублей).

Раздел I. Современное состояние систем теплоснабжения города.
Перспективы развития

Теплоснабжение потребителей осуществляется по температурному графику 95-70°С, 115-70°С, 130-70°С. Поддержание температуры в прямой и обратной тепловой магистрали производится в зависимости от температуры наружного воздуха. Среднегодовая температура наружного воздуха в среднем за пять лет составила 9,8°С. Температура грунта на глубине прокладки теплотрасс 4,4°С.

Таблица 1

Среднемесячные и среднегодовые температуры наружного воздуха, грунта,
сетевой и холодной воды за 2001-2005 гг.

Месяцы	Число часов работы		Температура, °С
	отопит. период	летний период	грунта	наружного воздуха	Подающего тр-да	Обратного тр-да	ГВС	холодной воды
Январь	744		4,2	-2,5	95,5	66,1	55,0	5,0
Февраль	672		2,6	-1,2	95,9	66,3	55,0	5,0
Март	744		2,7	3,5	89,0	61,0	55,0	5,0
Апрель	440	280	7,0	10,2	81,0	55,4	55,0	5,0
Май		744		15,9			55,0	15,0
Июнь		552		20,3			55,0	15,0
Июль		552		25,2			55,0	15,0
Август		744		24,0			55,0	15,0
Сентябрь		720		17,4			55,0	15,0
Октябрь	416	328	16,6	9,6	81,0	55,4	55,0	5,0
Ноябрь	720		10,3	3,4	87,7	60,1	55,0	5,0
Декабрь	744		7,2	-3,0	97,3	67,4	55,0	5,0
Среднегодовые значения	4480	3920	4,4	9,8	89,6	61,6	55,0	9,0
Среднесезонные значения	отопит. период		6,6	1,9	90,8	62,5	55,0	5,0
	летний период		1,9	18,7	81,0	55,4	55,0	13,5

В 2006 году предприятие осуществляло эксплуатацию 38 котельных. В целях оптимизации системы теплоснабжения в 2006 году была прекращена эксплуатация 4 котельных: Котельная 5-ПЛ-5 (Пионерлагерь), 4-Б-9 (Баня N  2), 2-ГА-4 (Гараж Обкома), 1-ГП-2 (Гараж Совмина).

На начало 2007 года для теплоснабжения потребителей использовались 34 котельные (135 котлоагрегатов) с номинальной теплопроизводительностью 306,4 Гкал/час. Фактическая теплопроизводительность установленных котлов составила 248,5 Гкал/час, присоединенная тепловая нагрузка потребителей составила 176,4 Гкал/час (см. Приложение 1).

"Динамика присоединенной нагрузки потребителей"

В отчетном периоде выработка тепловой энергии составила 326,9 тыс. Гкал, при плане 346,8 тыс. Гкал, что ниже запланированных показателей на 20,0 тыс. Гкал или на 5,8% от запланированных показателей.

Фактические потери теплоэнергии составили 41,7 тыс. Гкал или 13,0% от отпуска в сеть, при плане потерь 43,5 тыс. Гкал или 12,8% от отпуска в сеть. Полезный отпуск теплоэнергии для населения составил 62% от отпуска в сеть, для предприятий и организаций - 23%, расход тепловой энергии на собственные нужды - 2%.

Фактический полезный отпуск теплоэнергии потребителям составил 278,0 тыс. Гкал, при плане 295,7 тыс. Гкал, полезный отпуск теплоэнергии снизился по сравнению с планом на 17,7 тыс. Гкал или на 6,0% от запланированных показателей.

Таблица 2

Динамика показателей отпуска теплоэнергии

Показатели	2004 год		2005 год		2006 год
	план	факт	план	факт	план	факт
Выработка теплоэнергии, тыс. Гкал	346,2	345,2	355,9	340,4	346,9	326,9
Расход тепловой энергии на собственные нужды, тыс. Гкал	7,7	7,6	13,5	7,5	7,7	7,2
то же в % отношении	2,21%	2,20%	3,79%	2,20%	2,21%	2,21%
Отпуск теплоэнергии в сеть, тыс. Гкал	338,6	337,6	342,4	332,9	339,3	319,7
Потери тепловой энергии, тыс. Гкал	44,2	44,0	44,1	43,5	43,5	41,7
то же в % отношении	13,0%	13,0%	12,9%	13,1%	12,8%	13,0%
Полезный отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	294,4	293,6	298,3	289,4	295,7	278,0

Как видно из приведенных данных, в отчетном периоде наметилась тенденция ускорения снижения полезного отпуска теплоэнергии, если за период 2004-2005 годов, средний показатель снижения полезного отпуска составлял 1,6% в среднем за 2 года, то снижение отпуска теплоэнергии в 2006 году по сравнению с 2005 годом составило 3,9%.

Снижение объемов полезного отпуска связано с переходом потребителей на расчеты по приборам учета теплоэнергии, недопоставками электроэнергии и воды, вызванными аварийными ситуациями в сетях поставщиков. В отчетном периоде количество аварийных остановок по указанной причине составило 821 случай, продолжительностью 2830 часов, что на 37% больше чем в 2005 году.

В 2006 году количество аварийных ситуаций на котельных и теплотрассах предприятия составило 113 случаев, продолжительностью 448 часа, что в 2,4 раза больше чем в 2005 году, что также повлияло на снижение полезного отпуска теплоэнергии. Большинство котельных предприятия оснащены 93 устаревшими котлами (СвиБ-3М, НР-18, КСВ, Калмыкия, Братск, Универсал), что составляет 68,89% от общего количества установленных котлов (Приложение 2).

Суммарная протяженность теплотрассы в двухтрубном исчислении на 01.01.2007 года составляет 69,8 км, в том числе сети отопления 53,4 км, сети горячего водоснабжения 16,4 км. Более 66% теплотрассы были введены в строй в период с 1959 года по 1990 год в непроходных каналах. Средняя глубина прокладки водяных тепловых сетей составляет 0,8-1,5 метра. В надземной прокладке выполнено 42,3% водяных тепловых сетей (Таблица N  3). В качестве изоляционного материала тепловых сетей применялись маты минераловатные. Система теплоснабжения потребителей закрытая, в том числе на горячее водоснабжение, за исключением системы теплоснабжения котельной 3-КГУ-4.

Основным топливом для производства тепловой энергии является природный газ, среднегодовая калорийность используемого топлива в отчетном периоде составила 8135 ккал/куб. м, коэффициент калорийности составил 1,162.

Удельный средневзвешенный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии есть отношение расхода условного топлива и выработки тепловой энергии. Значение расхода условного топлива в 2006 году составило 61393,9 тыс. тонн у. т., а выработки тепловой энергии 326,92 Гкал. Таким образом, удельный средневзвешенный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии в 2006 году составил 187,79 тонн у. т./Гкал при плане 165,64 тонн у. т./Гкал, что выше плана на 13,4%. Превышение расхода топлива на выработку теплоэнергии в 2006 году вызвано аномально низкими температурами в начале года, что привело к перерасходу топлива на 3925,6 тыс. тонн у. т. По сравнению с аналогичным периодом прошлого года, произошел рост расхода условного топлива на 4182,9 тыс. тонн у. т. или на 8,5%.

Таблица 3

Общая характеристика систем транспорта и распределения
тепловой энергии

	Диа- метр, мм	1959-1990 гг.		1998-2003 гг.		с 2004 г.		Всего:
		Протяженность в двухтрубном исчислении, м
		Подзем- ная	Над- земная	Под- зем- ная	Надзем- ная	Под- зем- ная	Над- земная	Подзем- ная	Надзем- ная
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Тепловые сети: Отопление	400				252,0				252,0
	350				369,0				369,0
	300	2193,9	359,0		30,0			2193,9	389,0
	250	1636,7	56,0		855,2			1636,7	911,2
	200	4564,5	885,5	27,0	1788,9	12,0	271,0	4603,5	2945,4
	150	7079,8	1504,8		3330,7	58,0	391,1	7137,8	5226,6
	125	862,5	88,5		141,5			862,5	230,0
	100	5654,9	1829,1	324,5	2264,6		417,5	5979,4	4511,2
	80	5538,0	631,6	93,5	2113,9	48,0	130,7	5679,5	2876,2
	70	999,4	159,9	15,3	798,1		18,4	1014,7	976,4
	50	3243,5	488,2		1064,8		381,0	3243,5	1934,0
	40	22,5	166,0	22,0	107,0			44,5	273,0
	32	37,0						37,0
	25	32,0			30,0			32,0	30,0
Итого:		31864,7	6168,6	482,3	13145,7	118,0	1609,7	32465,0	20924,0
Тепловые сети: Горячее водоснаб- жение	40
	35
	30
	25	225,3	11,8		330,0			225,3	341,8
	20	322,8	90,3		669,0			322,8	759,3
	15	1325,5	65,0	25,0	1166,8		9,5	1350,5	1241,3
	12	225,0			253,0		0,0	225,0	253,0
	10	2047,9	173,0	25,0	1853,3		67,1	2072,9	2093,3
	80	903,5	90,5	0,0	1333,1		106,1	903,5	1529,6
	70	241,5		11,3	191,0		57,7	252,8	248,7
	50	2307,2	144,5		1530,0		331,7	2307,2	2006,2
	40	24,7	23,0		112,5			24,7	135,5
	32	76,5						76,5
	25	32,0						32,0
Итого:		7731,9	598,1	61,3	7438,7	0,0	572,1	7793,2	8608,7

Таблица 4

Динамика расхода природного газа на выработку теплоэнергии

Показатели	2004 год		2005 год		2006 год
	план	факт	план	факт	план	факт
Расход условного топлива, тыс. тонн у. т.	57346,4	54390,1	58951,3	57211,0	57468,3	61393,9
Расход природного газа на выработку теплоэнергии, тыс. куб. м	47640,6	46699,1	51439,0	49115,7	49798,3	52830,8
Удельный средневзвешенный расход ус- ловного топлива, кг. у. т./Гкал	165,64	157,56	165,64	168,07	165,64	187,79

Таблица 5

Динамика калорийности потребляемого природного газа

Период	2004 год		2005 год		2006 год
	Кал-ть, ккал/куб. м	Коэфф. кал-ти	Кал-ть, ккал/куб. м	Коэфф. кал-ти	Кал-ть, ккал/куб. м	Коэфф. кал-ти
Январь	8174	1,168	8174	1,168	8137	1,162
Февраль	8164	1,166	8164	1,166	8150	1,164
Март	8184	1,169	8184	1,169	8156	1,165
Апрель	8192	1,170	8192	1,170	8143	1,163
Май	8156	1,165	8156	1,165	8146	1,164
Июнь	8156	1,165	8156	1,165	8154	1,165
Июль	8154	1,165	8154	1,165	8154	1,165
Август	8153	1,165	8154	1,165	8151	1,164
Сентябрь	8152	1,165	8152	1,165	8152	1,165
Октябрь	8147	1,164	8147	1,164	8132	1,162
Ноябрь	8155	1,165	8155	1,165	8116	1,159
Декабрь	8136	1,162	8136	1,162	8113	1,159
Год	8153	1,165	8154	1,165	8135	1,162

Проведенный анализ динамики численности населения города показывает отрицательную динамику роста населения, так за 2006 год снижение численности населения составило 0,37% по сравнению с 2005 годом (Таблица 6).

Таблица 6

Динамика численности населения

	Население
2002 год	численность, тыс. чел.	108,3
	динамика, %	-0,37%
2003 год	численность, тыс. чел.	107,9
	динамика, %	-0,37%
2004 год	численность, тыс. чел.	107,5
	динамика, %	-0,37%
2005 год	численность, тыс. чел.	107,1
	динамика, %	-0,37%
2006 год	численность, тыс. чел.	106,7
	динамика, %	-0,37%

В жилищном строительстве за 2005 год предприятиями и организациями всех форм собственности г. Элисты построено 347 квартир общей площадью 36 тыс. кв. м, что на 1,75% больше, чем за соответствующий период предыдущего года.

Населением г. Элисты за свои# счет и с помощью кредитов за год построено 184 квартиры общей площадью 22,3 тыс. кв. м, что на 6,6% меньше соответствующего периода прошлого года. Доля индивидуальных домов в общем объеме введенного жилья по г. Элисте за 2005 год составила 62%.

Динамика снижения численности населения, а также переход потребителей на расчеты по приборам учета тепловой энергии отрицательно влияет на объем полезного отпуска теплоэнергии.

"Динамика полезного отпуска теплоэнергии"

Как видно из приведенных данных в анализируемом периоде наметилась тенденция ускорения снижения полезного отпуска теплоэнергии, если за период 2004-2005 годов, средний показатель снижения полезного отпуска составлял 1,6% в среднем за 2 года, то снижение отпуска теплоэнергии в 2006 году по сравнению с 2005 годом составило 3,9%.

Средняя загруженность котельных в 2006 году составила 57,6% от установленной мощности, что свидетельствует о достаточном резерве тепловой мощности в целом по предприятию и свидетельствует об отсутствии необходимости строительства новых котельных.

В тоже# время на отопительных котельных предприятия требуется замена физически устаревших котлов (СВиБ-3М, HP-18, КСВ, Калмыкия, Братск, Универсал) в количестве - 91 единицы, что составляет 67,4% от общего количества установленных котлов.

Котельные предприятия (34 котельные) оборудованы узлами учета газа не отвечающими действующим требованиям, при расчете объемов потребления природного газа применяются усредненные коэффициенты температуры газа и атмосферного давления. В 2006 году проведена замена 3 узлов учета газа, что позволило за счет повышения достоверности измерения объемов потребляемого природного газа сократить затраты по статье "топливо" на 11,5%, при применении современных узлов учета газа.

Необходимо внедрение ультразвуковых противонакипных установок и установок для обработки подпиточной воды путем ввода комплексонов. Неоснащенность котельных установками для обработки сетевой воды приводит к сокращению ремонтного цикла котельного агрегата и всей системы теплоснабжения в целом в 3 раза, а также приводит к увеличению потребления природного газа до 15% от необходимого объема.

Требуется установка частотных преобразователей на электродвигателях насосного оборудования котельных. Фактический удельный расход электроэнергии на выработку тепловой энергии в 2006 году составил 32,89 кВтч./Гкал, при плане 31,65 кВтч./Гкал (Приложение 3). Количество аварийных остановок котельных из-за отказа насосного оборудования в 2006 году составило 135 случаев.

На 11 ЦТП предприятия установлены кожухотрубные водоводяные теплообменники. Фактический ремонтный цикл оборудования составляет 3 года при плане 6 лет. Требуется замена кожухотрубных теплообменников на пластинчатые теплообменники.

Требуется проведение мероприятий по переходу на бесканальную прокладку с использованием труб в пенополиуретановой изоляции и замене теплотрасс горячего водоснабжения со стальных на пластиковые.

Раздел II. Анализ структуры себестоимости

Потребители города Элисты рассчитываются по тарифам, устанавливаемым Региональной службой по тарифам Республики Калмыкия. Тарифы на теплоэнергию на 2006 год введены в действие решением РСТ РК от 27.12.05 года N  4-05/7. Нормативы потребления коммунальных услуг населением утверждены решением Элистинского городского Собрания от 29.03.01 года N  7.

Расчет необходимой валовой выручки производится раздельно по видам деятельности.

В тарифах МУП "Энергосервис" сохраняется субсидирование населения. Однако оно постепенно снижается за счет опережающего роста тарифов этой группы потребителей по сравнению с другими группами. В то же время динамика роста данных тарифов сдерживается Правительствами Российской Федерации и Республики Калмыкия.

Таблица 7

Динамика изменения тарифов на теплоэнергию

Показатели	Теплоэнергия, рублей/Гкал
	2004 год	2005 год	2006 год
Средний установленный тариф	534,73	614,02	661,59
Прирост к тарифу, действовавшему в предыдущем году, %	22,3%	14,8%	7,7%
Фактический среднеотпускной тариф	517,98	589,79	668,85
Прирост к факту предыдущего года, %	61,1%	13,9%	13,4%

Планирование себестоимости тепловой энергии осуществляется в соответствии с Федеральным законом от 14 апреля 1995 года N  41-ФЗ "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации", Федеральным законом от 30 декабря 2004 года N  210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса" и на основании Методических указаний, утвержденных приказом ФСТ РФ от 06.08.2004 года N  20-э/2 "Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке".

В отчетном периоде затраты предприятия на производство теплоэнергии составили 195,0 млн. рублей при плане 187,9 млн. рублей. По сравнению с 2005 годом затраты на производство теплоэнергии возросли на 7,0% при плане 2,6%.

Затраты на производство теплоэнергии на отопление при плане 151,0 млн. рублей составили 153,7 млн. рублей или 101,7% от планируемых затрат. Затраты на горячее водоснабжение составили 41,4 млн. рублей или 112,0% от плана затрат.

Таблица 8

Динамика затрат на производство теплоэнергии

Показатели	2004 год		2005 год		2006 год
	план	факт	план	факт	план	факт
Затраты - всего:	151804,9	145287,4	183102,3	182305,8	187940,8	195024,2
Отопление, тыс. рублей	121912,5	120084,7	150143,9	151364,4	151025,4	153665,4
Горячее водоснабжение, тыс. руб- лей	29892,5	25202,7	32958,4	30941,4	36915,4	41358,8
Себестоимость, рублей/Гкал	515,74	494,85	600,89	629,94	638,38	701,52
Отопление, рублей/Гкал	498,61	482,07	576,01	609,60	606,11	631,28
Горячее водоснабжение, рублей/ Гкал	599,12	566,35	742,64	752,83	811,37	1195,98

Таблица 9

Поэлементный анализ себестоимости теплоэнергии на 01.01.2007 г.

Наименование статей затрат	В тарифе		Фактически
	рублей/ Гкал	Удел. вес %	рублей/ Гкал	Удел. вес %
Затраты на оплату труда рабочим с отчислениями	163,71	26%	114,88	16%
Топливо	217,12	34%	251,06	36%
Электроэнергия	63,22	10%	65,58	9%
Водоснабжение и водоотведение	58,41	9%	49,89	7%
Материалы	21,22	3%	17,52	2%
Амортизация	21,33	3%	28,06	4%
Ремонтный фонд	34,99	5%	101,33	14%
Прочие расходы	58,39	9%	73,20	10%
Себестоимость теплоэнергии	638,38	100%	701,52	100%

В отчетном периоде доли основных статей затрат возросли по сравнению с прошлым годом, но оказались ниже запланированных показателей, за исключением ремонтного фонда, превышение которого составило 9%. Доля элемента "Прочие затраты" по сравнению с планом возросла на 1% в основном из-за снижения расходов по остальным элементам.

Таблица 10

Анализ себестоимости по калькуляционным статьям на 01.01.2007 г.

N п/п	Статьи затрат	Затраты, тыс. рублей		Отклонения от плана, (+, -)
		План	Факт	Абсол., тыс. рублей	Относит., %
					к пла- новой статье	к итогу
1.	Сырье и материалы	6275,3	4871,0	-1404,3	-22,4%	-0,7%
2.	Топливо, вода и энергия на технологические цели	100183,3	101895,5	1712,2	1,7%	0,9%
Итого прямых материальных затрат:		106458,6	106766,6	308,0	0,3%	0,2%
3.	Заработная плата основных производственных рабо- чих	38303,6	25524,7	-12778,9	-33,4%	-6,8%
4.	Отчисления на социальное страхование	10112,2	6411,8	-3700,4	-36,6%	-2,0%
Итого заработной платы прямой с отчислениями		48415,8	31936,5	-16479,3	-34,0%	-8,8%
5.	Ремонт и техобслуживание или резерв на оплату ре- монта	10348,8	28170,9	17822,1	172,2%	9,5%
6.	Расходы на содержание эксплуатацию производства	8004,2	8805,1	800,9	10,0%	0,4%
7.	Цеховые расходы	4150,1	3837,1	-313,0	-7,5%	-0,2%
8.	Общеэксплуатационные расходы	6789,1	9279,0	2489,9	36,7%	1,3%
Итого расходов на обслуживание производства и уп- равление		29292,2	50092,1	20799,9	71,0%	11,1%
9.	Потери от брака			0,0	0,0%	0,0%
10.	Прочие производственные расходы	3774,2	6229,0	2454,8	65,0%	1,3%
Производственная себестоимость товарной продукции		187940,8	195024,2	7083,4	3,8%	3,8%
11.	Внепроизводственные (коммерческие) расходы			0,0	0,0%	0,0%
Полная себестоимость товарной продукции		187940,8	195024,2	7083,4	3,8%	3,8%

В соответствии с данными таблицы полная себестоимость теплоэнергии возросла на 7,1 млн. рублей или 3,8% по сравнению с планом. Значительнее всего сократились расходы по статьям "Заработная плата" (-34,0%), "Сырье и материалы" (22,4%), что позволило сэкономить соответственно 8,8% и 0,7% от полной плановой себестоимости товарной продукции.

Наиболее существенное превышение плана (на 172,2%) наблюдается по статье "Ремонт и техобслуживание или резерв на оплату ремонта". Это превышение обусловило возрастание себестоимости на 9,5% за счет увеличения данной статьи.

Фактическая себестоимость производства теплоэнергии составила 701,52 рублей/Гкал при плане 638,38 рублей/Гкал.

Превышение фактической себестоимости над плановой на 63,14 рублей/Гкал вызвано:

- снижением фактического полезного отпуска теплоэнергии от запланированного на 8,9 тыс. Гкал, что негативно отразилось на себестоимости, так как условно-постоянные затраты не были компенсированы данным объемом энергии;

- превышением расходов на проведение ремонтных работ на 17,8 млн. рублей.

Раздел III. Анализ финансового состояния МУП "Энергосервис"

Финансовое состояние предприятия характеризуется системой показателей, отражающих наличие, размещение, использование финансовых ресурсов предприятия и всю производственно-хозяйственную деятельность предприятия.

Основной формой при анализе финансового состояния является баланс. Итог баланса дает ориентировочную оценку суммы средств, находящихся в распоряжении предприятия.

Экспресс-анализ проведен по следующим основным направлениям:

оценка ликвидности и платежеспособности,

оценка финансовой устойчивости,

оценка деловой активности,

оценка рентабельности и оборачиваемости.

Финансовое состояние предприятия в значительной степени зависит от целесообразности и правильности вложения финансовых ресурсов в активы. В процессе функционирования предприятия величина активов и их структура претерпевают значительные изменения. Характеристику о качественных изменениях в структуре средств и их источников можно получить с помощью вертикального и горизонтального анализа баланса.

Таблица 11

Анализ структуры баланса на 01.01.2007 г.

                                                                                        тыс. рублей

Наименование показателя	Значения показателей		Горизонтальный анализ		Вертикальный анализ
	На начало периода	На конец периода	Абсол.	темп роста %	На начало периода	На конец периода
Имущество
Внеоборотные активы	130949	93980	-36969	-28%	50%	40%
Текущие активы всего, в т.ч.:	129801	143362	13561	10%	50%	60%
материальные и производственные запасы	19760	16284	-3476	-18%	8%	7%
Ликвидные активы, в т.ч.:	96642	126349	29707	31%	37%	53%
денежные средства и краткосрочные вложения	2725	2575	-150	-6%	1%	1%
дебиторская задолженность (платежи по которой ожидаются в течение 12 месяцев после отчетной даты)	93896	123749	29853	32%	36%	52%
Источники
Собственный капитал	97234	120748	23514	24%	37%	51%
Заемные средства, из них	171757	109386	-62371	-36%	66%	46%
долгосрочные обязательства	667	587	-80	-12%	0%	0%
Краткосрочные обязательства в т.ч.:	162849	116007	-46842	-29%	62%	49%
кредиты и займы	15112	15112	0	0%	6%	6%
поставщики и подрядчики	100365	60020	-40345	-40%	38%	25%
прочие краткосрочные обязательства	0	0	0		0%	0%
Валюта баланса	260750	237342	-23408	-9%

Данные баланса на конец 2006 года свидетельствуют об уменьшении стоимости имущества и источников его формирования по сравнению с началом 2006 года. На 01.01.2007 года валюта баланса снизилась на 9% по сравнению с соответствующим показателем на 01.01.2006 года.

Анализ баланса показал, что в структуре активов произошли изменения. Внеоборотные активы уменьшились на 37,0 млн. рублей, доля внеоборотных активов в структуре имущества составила 40%. Текущие оборотные активы увеличились на 13,6 млн. рублей, доля текущих активов составила 60%.

Снижение величины активов вызвано уменьшением величины основных средств. В свою очередь, уменьшение величины основных средств было вызвано передачей электрических сетей МУП "Горэлектросети" (снижение величины внеоборотных активов на 28%).

В тоже время, объем ликвидных активов вырос на 29,8 млн. рублей, или 31%, за счет роста объемов дебиторской задолженности, которая на отчетную дату составила 123,8 млн. рублей.#

Величина собственного капитала за анализируемый период увеличилась на 23,6 млн. рублей, или на 24%. Доля собственного капитала на конец анализируемого периода в структуре пассивов увеличилась и составила 51%. Это может свидетельствовать об относительном увеличении финансовой независимости предприятия.

Объем заемного капитала за анализируемый период уменьшился на 62,4 млн. рублей, или на 36%, по сравнению с объемом задолженности на начало анализируемого периода. Доля заемного капитала на конец анализируемого периода в структуре пассивов сократилась и составила 46%.

Данная группа показателей позволяет оценить ликвидность и обеспеченность предприятия оборотными средствами для ведения хозяйственной деятельности.

Ликвидность баланса определяется как степень покрытия обязательств предприятия его активами с аналогичными или меньшими сроками погашения. Для определения ликвидности баланса следует сопоставить итоги, представленные в таблице "Структура активов и пассивов" по классу ликвидности по каждой приведенной группе активов и пассивов.

Таблица 12

Структура активов и пассивов на 01.01.2007 г.

Актив	На на- чало отчет- ного перио- да	На ко- нец отчет- ного перио- да	Пассив	На на- чало отчет- ного перио- да	На ко- нец отчет- ного перио- да	Платежный излишек или
						на начало	на конец
А_1. Наиболее ликвидные ак- тивы	2725	2575	П_1. Наиболее срочные обя- зательства	139496	93687	-136771	-91112
А_2. Быстро реализуемые ак- тивы	93917	123774	П_2. Краткосрочные пассивы	15112	15112	78805	108662
А_3. Медленно реализуемые активы	33159	17013	П_3. Долгосрочные пассивы	667	587	32492	16426
А_4. Трудно реализуемые ак- тивы	130949	93980	П_4. Постоянные пассивы	105475	127956	25474	-33976
Баланс	260750	237342	Баланс	260750	237342	0	0

Таблица 13

Выполнение условий ликвидности баланса

Рекомендуемые значения	На начало периода	На конец периода
А1>=П1	А1<П1	А1<П1
А2>=П2	А2>П2	А2>П2
А3>=П3	А3>П3	А3>П3
А4<=П4	А4>П4	А4<П4

Как видно из приведенных данных, в целом структура баланса ликвидна, наблюдается выполнение трех из четырех условий на конец отчетного периода.

Для оценки способности предприятия выполнять свои обязательства рассчитываются коэффициенты ликвидности.

Таблица 14

Коэффициенты ликвидности

Наименование показателей	Норматив	01.01.2005 г.	01.01.2006 г.	01.01.2007 г.
Коэффициент текущей ликвидности	1-2	1,05	0,84	1,32
Коэффициент промежуточной ликвидности	=>1	0,81	0,71	1,17
Коэффициент абсолютной ликвидности	>0,2	0,04	0,02	0,02
Коэффициент обеспеченности собственными средс- твами	>0,1	-0,03	-0,26	0,19

Анализируя динамику показателей ликвидности можно сделать следующие выводы:

1. значение коэффициента текущей ликвидности на 01.01.2005 года составляло 1,05, на 01.01.06 года - 0,84, на 01.01.07 года - 1,32. Минимально допустимым является значение 1 (норма 2), то есть предприятие должно иметь возможность покрыть за счет оборотных активов все свои краткосрочные обязательства. Коэффициент текущей ликвидности имеет достаточные значения в 2004-2006 годах, они говорят о достаточной возможности предприятия оплатить свои краткосрочные обязательства (график N  3).

По смысловому назначению показатель промежуточной ликвидности аналогичен коэффициенту текущей ликвидности, однако исчисляется по более узкому кругу текущих активов, когда из расчета исключена наименее ликвидная их часть - производственные запасы.

Логика такого исключения состоит не только в значительно меньшей ликвидности запасов, но, что гораздо более важно, и в том, что денежные средства, которые можно выручить в случае вынужденной реализации производственных запасов, могут быть существенно ниже затрат по их приобретению.

В частности, в условиях рыночной экономики типичной является ситуация, когда при ликвидации предприятия выручают 40% и менее от учетной стоимости запасов.

2. коэффициент промежуточной ликвидности (критической оценки) на конец 2006 года не соответствует нормативному значению, значение коэффициента на 01.01.2007 года равно 1,17.

3. коэффициент абсолютной ликвидности является наиболее жестким критерием ликвидности предприятия и показывает: какая часть краткосрочных заемных обязательств может быть при необходимости погашена немедленно. Рекомендательная нижняя граница показателя, приводимая в западной литературе 0,2. В отчетном периоде значение показателя составило 0,02. Столь низкая величина коэффициента объясняется низким уровнем остатков денежных средств на счетах предприятия.

4. коэффициент обеспеченности собственными средствами определяется как отношение разности между объемами источников собственных средств и физической стоимостью основных средств и прочих внеоборотных активов к фактической стоимости находящихся в наличии у предприятия оборотных средств в виде производственных запасов, незавершенного производства, готовой продукции, денежных средств, дебиторской задолженности и прочих оборотных активов. На конец рассматриваемого периода данный коэффициент увеличился и составил 0,19 (нижний предел значений для данного коэффициента 0,1, в оптимальном случае значение коэффициента должно превышать 0,2).

5. в целом структура баланса предприятия удовлетворительна, а предприятие платежеспособно.

"Динамика коэффициентов ликвидности"

Анализ финансовой устойчивости предприятия осуществляется на основании данных о наличии собственных и привлеченных в оборот средств и отражает степень независимости предприятия от рынка ссудных капиталов.

Таблица 15

Коэффициенты финансовой устойчивости

Наименование показателей	Норматив	01.01.2005 г.	01.01.2006 г.	01.01.2007 г.
Коэффициент автономии	>0,5	0,60	0,37	0,51
Коэффициент соотношения заемных и собственных средств	<1	0,66	1,68	0,97
Коэффициент финансовой устойчивости	>0,5	0,61	0,38	0,51

Коэффициент автономии показывает степень зависимости предприятия от заемных средств и рассчитывается как отношение собственного капитала предприятия к валюте баланса.

За 2006 год показатель вырос и составил на конец периода 0,51. Рекомендуемое значение коэффициента автономии не менее 0,5. В этом случае предприятие может погасить кредиторскую задолженность за счет собственных средств.

Активы предприятия образуются как за счет собственного капитала, так и за счет заемных средств. Чем больше активов предприятия сформировано за счет собственных средств, тем стабильнее его положение.

Коэффициент соотношения заемных и собственных средств показывает, каких средств у предприятия больше заемных или собственных. Чем больше коэффициент превышает единицу, тем больше зависимость предприятия от заемных средств.

Допустимое значение коэффициента соотношения заемных и собственных средств не более 1, то есть на 1 рубль собственного капитала не должно приходиться более 1 рубля заемных средств. Фактически имеет место снижение более чем в 1,7 раза указанного показателя с 1,68 до 0,96. Основная причина увеличения значения показателя - снижение суммы кредиторской задолженности предприятия в связи с передачей электрических сетей, обремененных долговыми обязательствами.

Коэффициент финансовой устойчивости отражает удельный вес тех стабильных источников финансирования (собственный капитал и долгосрочные пассивы) в общем объеме средств, которые предприятие может использовать длительное время.

Доля долгосрочных источников финансирования за период, по сравнению с аналогичным периодом прошлого года возросла и составила 0,51 (нормативное значение для данного коэффициента 0,8-0,9; минимально допустимое значение 0,5).

"Динамика показателей финансовой устойчивости"

Деловая активность предприятия в финансовом аспекте проявляется, прежде всего, в скорости оборота его средств. Анализ деловой активности заключается в исследовании уровней и динамики разнообразных финансовых коэффициентов оборачиваемости, которые являются относительными показателями финансовых результатов деятельности предприятия с точки зрения оценки эффективности управления его ресурсами.

Для оценки финансового состояния предприятия необходимо проанализировать эффективность использования предприятием своих средств, для чего рассчитываются показатели оборачиваемости.

Таблица 16

Анализ оборачиваемости средств предприятия

Наименование показателей	2004 год	2005 год	2006 год
Период оборота всех активов (дни)	305	240	227
Коэффициент оборачиваемости основных средств (фондоотдача) (раз)	1,87	2,63	3,43
Период оборота необоротных активов (дни)	206	130	102
Период оборота оборотных активов (дни)	99	109	124
Период оборота запасов (дни)	27	30	23
Период оборота дебиторской задолженности (дни)	64	77	99
Период оборота кредиторской задолженности (дни)	110	122	121

Коэффициент оборачиваемости активов отражает эффективность использования всех имеющихся в распоряжении предприятия средств вне зависимости от их источников. Он определяет, за сколько дней совершается полный цикл производства и обращения, приносящий прибыль.

Данный показатель за анализируемый период сократился в процентном отношении на 5,2% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Таким образом, величина выручки от реализации продукции на 1 рубль вложенных активов снизилась.

Фондоотдача является интегральным показателем эффективности инвестиций предприятия в основные фонды. Коэффициент оборачиваемости основных средств к концу периода увеличился на 30,6%.

От оборачиваемости оборотных активов зависит не только размер минимально необходимых для хозяйственной деятельности оборотных средств, но и размер затрат, связанных с владением и хранением запасов. В свою очередь, это отражается на себестоимости продукции и, в конечном итоге, на финансовых результатах предприятия. Все это обусловливает необходимость постоянного контроля за оборотными активами и анализа их оборачиваемости для определения производственно-коммерческого цикла.

В отчетном периоде данный показатель возрос на 14,3%. В целом, за 2005 год наметилась негативная тенденция к замедлению оборачиваемости текущих активов, то есть величина выручки от реализации продукции на 1 рубль вложенных активов снизилась.

Период оборота запасов характеризует продолжительность прохождения запасами всех стадий производства и реализации. В анализируемом периоде отмечается рост данного коэффициента на 22,6% .

Период оборачиваемости дебиторской задолженности, как следует из данных таблицы N  16, увеличился на 29,8% и составил 99 дней.

В результате снижения оборачиваемости дебиторской задолженности произошло заметное увеличение затратного цикла. На конец отчетного периода, величина затратного цикла, или период от инвестирования средств в оборот до получения выручки от реализации продукции составил чуть более 4 месяцев.#

Оборачиваемость кредиторской задолженности, прежде всего, характеризует платежную дисциплину предприятия в отношении поставщиков, бюджета, персонала. Срок оборота кредиторской задолженности (в днях) показывает, насколько быстро осуществляется потребительский цикл взаиморасчетов с поставщиками. Длительность периода оборота кредиторской задолженности составила 121 день, при этом снизилась на 1 день по сравнению с показателем 2005 года.

Показатели рентабельности отражают, насколько эффективно предприятие использует свои средства в целях получения прибыли. Нормативные значения коэффициентов рентабельности значительно дифференцированы по отраслям, видам производства и технологии изготовления продукции, поэтому для оценки рентабельности прослеживается динамика показателей за ряд периодов.

Таблица 17

Показатели рентабельности предприятия

Наименование показателя	За 2004 г.	За 2005 г.	За 2006 г.	Отношение 2006 г. к 2005 г.
				абсолют.	относит., %
Прибыль (убыток) от продаж	3869	-28553	-26929	1624	-5,7%
Чистая прибыль (убыток)	20749	-27979	-24787	3192	-11,4%
Рентабельность продаж	2,3%	-9,9%	-7,3%	2,6%	-26,2%
Рентабельность производства	2,4%	-9,0%	-6,8%	2,2%	-24,4%
Рентабельность собственного капитала	21,4%	-28,8%	-20,5%	8,2%	-28,7%
Рентабельность активов	12,9%	-10,7%	-10,4%	0,3%	-2,7%

В отчетном периоде деятельность предприятия носила убыточный характер, чистые убытки предприятия составили 24,8 млн. рублей. Величина убытков сократилась на 3,2 млн. рублей или на 11,4%. Убытки от основной деятельности сократились на 1,6 млн. рублей или на 5,7%.

Рентабельность продаж в отчетном периоде составила - 7,3%, по сравнению с аналогичным периодом прошлого года рентабельность возросла на 2,6%. Это свидетельствует об увеличении доходности вложений в основное производство за анализируемый период.

Рентабельность активов - комплексный показатель, позволяющий оценивать результаты основной деятельности предприятия. За 2006 год произошло снижение данного показателя до - 10,4%.

По результатам финансово-хозяйственной деятельности в отчетном периоде предприятием получен убыток в сумме 24,8 млн. рублей, величина убытков в отчетном периоде сократилась на 3,2 млн. рублей по сравнению с аналогичным периодом прошлого года.

Объем кредиторской задолженности предприятия сократился на 45,8 млн. рублей и составил 93,7 млн. рублей. Уровень расчетов потребителей в отчетном периоде составил 95%, что выше аналогичного показателя прошлого года на 7% (88%).

В отчетном периоде доходы от основной деятельности предприятия по сравнению с 2005 годом увеличились на 27,7%, в тоже# время расходы увеличились на 24,7%, что свидетельствует о проводимой работе по снижению издержек производства.

Наблюдается рост основных показателей ликвидности и деловой активности предприятия. В целом структура баланса предприятия ликвидна, предприятие имеет потенциальные возможности прибыльной, рентабельной работы.

Раздел IV. Система программных мероприятий

1. Реконструкция узлов учета природного газа

N п/п	Наименование мероприятия	Всего, тыс. рублей	в том числе по источникам финансирования
			Надбавка к тарифу	Плата за подключение	Амортиза- ционный фонд
1.	Реконструкция узлов учета природного газа	3584,6	1532	0,0	2052,6

Существующая ситуация:

Котельные предприятия (34 котельные) оборудованы узлами учета газа, не отвечающими действующим требованиям, при расчете объемов потребления природного газа применяются усредненные коэффициенты температуры газа и атмосферного давления. В 2006 году проведена замена 3 узлов учета газа, что позволило за счет повышения достоверности измерения объемов потребляемого природного газа, сократить затраты по статье "Топливо" на 11,5%, при применении современных узлов учета газа.

Результат:

В результате проведенной в 2006 году реконструкции узлов учета газа на трех котельных "Баня N  1", "ДДТ", "60 Гкал/ч", потребление природного газа по котельной "ДДТ" снизилось на 22,6%, по котельной "Баня-1" снизилось на 10,8%, по котельной "60 ГиК" произошло снижение на 0,8%. Повышение точности измерения потребляемого природного газа на выработку теплоэнергии позволило снизить затраты по статье "Топливо" в среднем на 11,5% (Приложение 4).

Таким образом, в результате проведения данного мероприятия в 2008-2010 годах ожидается повышение точности измерения потребляемого природного газа на выработку теплоэнергии, что позволит снизить затраты по статье "Топливо" на 18% (планируется заменить 7 узлов учета природного газа). Для этого необходимы денежные средства в размере 3854,6 тыс. рублей. Из них расходы на материалы составят 809 тыс. рублей, строительно-монтажные работы - 2621 тыс. рублей, прочие работы - 424,6 тыс. рублей. Предполагаемыми источниками финансирования данного мероприятия являются амортизационный фонд (2052,6 тыс. рублей) и надбавка к тарифу (1532 тыс. рублей).

2. Замена котлоагрегатов на отопительных котельных

N п/п	Наименование мероприятия	Всего, тыс. рублей	в том числе по источникам финансирования
			Надбавка к тарифу	Плата за подключение	Амортиза- ционный фонд
1.	Замена котлоагрегатов	16208	6573	6000,0	3635,0

Существующая ситуация:

МУП "Энергосервис" осуществляет эксплуатацию 34 котельных (135 котлоагрегатов). Большинство котельных предприятия оснащены физически устаревшими котлами (СВиБ-3М, HP-18, КСВ, Калмыкия, Братск, Универсал) в количестве - 91 единицы, что составляет 67,4% от общего количества установленных котлов.

Результат:

Модернизация котельных путем замены устаревших котлоагрегатов, позволит снизить расход природного газа, воды, а также обеспечит снижение потерь теплоэнергии. В 2004 году были проведены мероприятия по реконструкции котельной "Баня N  1":

- замена 2 котлов НР-18 на 2 модернизированных котла КСВа-1,0.

В результате проведенного анализа работы котельной до и после реконструкции выявлены следующие показатели, имеющие отношение также к следующим планируемым реконструкциям:

- снижение расхода топлива на 4,2%;

- снижение расхода потерь на 3,3%.

Модернизация котельных путем замены устаревших котлоагрегатов, позволит увеличить КПД котельной в среднем на 2%, обеспечить снижение расхода природного газа на 4%, а также обеспечить снижение потерь теплоэнергии на 3%. Инвестиционной программой предусмотрена замена 12 котлоагрегатов. Планируемые затраты на реализацию данного мероприятия составят 16208 тыс. рублей: на строительно-монтажные работы - 8752 тыс. рублей, материалы - 5834 тыс. рублей, прочие работы - 1622 тыс. рублей. Финансирование затрат предполагается за счет надбавки к тарифу в размере 6573 тыс. рублей, платы за подключение - 6000,0 тыс. рублей, средств амортизационного фонда - 3635,0 тыс. рублей.

3. Внедрение ультразвуковых противонакипных установок и установок
для обработки подпиточной воды путем ввода комплексонов

N п/п	Наименование мероприятия	Всего, тыс. руб.	в том числе по источникам финансирования
			Надбавка к тарифу	Плата за подключение	Амортиза- ционный фонд
1.	Внедрение ультразвуковых противонакипных уста- новок и установок для обработки подпиточной воды путем ввода комплексонов	962,8	330,7	0,0	632,1

Существующая ситуация:

На 12 муниципальных котельных предприятия не установлено оборудование для обработки сетевой воды, что приводит к накипеобразованию в котлоагрегате и трубопроводах, что в 3 раза сокращает срок эксплуатации оборудования. А также приводит к непроизводственному расходу природного газа.

Результат:

В 2005 году МУП "Энергосервис" провел# мероприятия по установке противонакипных установок "Комплексон-6" на двух котельных (Приложение 6).

В результате проведенного анализа работы котельной до и после внедрения противонакипных установок выявлены следующие показатели:

- снижение расхода топлива в среднем на 14,3% (по котельной 1-Г-6 наблюдается снижение расхода топлива на 24,6%, по котельной 2-БТ-5 на 4%);

- снижение расхода потерь тепловой энергии в среднем на 8% (по котельной 1-Г-6 произошло снижение расхода потерь тепловой энергии на 10,2%, по котельной 2-БТ-5 на 6%).

Для увеличения ремонтного цикла оборудования, снижения расхода природного газа на 15% предприятие планирует в 2008-2010 годах внедрить три ультразвуковые противонакипные установки. Для этого потребуется 962,8 тыс. рублей: затраты на строительно-монтажные работы составят 279 тыс. рублей, затраты на материалы - 568 тыс. рублей, прочие работы - 115,8 тыс. рублей. Необходимые средства планируется получить из средств амортизационного фонда (632,1 тыс. рублей) и суммы надбавки к тарифу (330,7 тыс. рублей).

4. Установка частотных преобразователей на электродвигателях
насосного оборудования котельных

N п/п	Наименование мероприятия	Всего, тыс. рублей	в том числе по источникам финансирования
			Надбавка к тарифу	Плата за подключение	Амортиза- ционный фонд
1.	Установка частотных преобразователей на элект- родвигателях насосного оборудования котельных	1566,7	974,7	0,0	592

Существующая ситуация:

Фактический удельный расход электроэнергии на выработку тепловой энергии в 2006 году составил 32,89 кВтч./Гкал при плане 31,65 кВтч./Гкал. Количество аварийных остановок котельных из-за отказа насосного оборудования в 2006 году составило 135 случаев.

Результат:

Применение частотных преобразователей на электродвигателях насосного оборудования котельных позволит обеспечить надежную защиту работы электродвигателя от нарушений нормальной подачи электроэнергии, а также снизить затраты на потребляемую насосами электроэнергию на 10%. На данный момент на предприятии проводятся мероприятия по внедрению 12 преобразователей, работы на стадии пуско-наладки оборудования. Предполагаемые затраты на установку частотных преобразователей на электродвигателях насосного оборудования котельных составят 1566,7 тыс. рублей: из них затраты на строительно-монтажные работы составят 721 тыс. рублей, прочие материалы - 657,7 тыс. рублей (частотные преобразователи приобретены за счет средств предприятия), затраты на прочие работы составят 188 тыс. рублей. Финансирование данного мероприятия планируется за счет амортизационного фонда в размере 974,7 тыс. рублей, надбавки к тарифу - 592 тыс. рублей.

5. Замена кожухотрубных теплообменников на пластинчатые теплообменники

N п/п	Наименование мероприятия	Всего, тыс. руб.	в том числе по источникам финансирования
			Надбавка к тарифу	Плата за подключение	Амортиза- ционный фонд
1.	Замена кожухотрубных теплообменников на плас- тинчатые теплообменники	3030	1800	0,0	1230,0

Существующая ситуация:

На 11 ЦТП предприятия установлены кожухотрубные водоводяные теплообменники. Фактический ремонтный цикл оборудования составляет 3 года при плане 6 лет.

Результат:

Исходя из технических характеристик пластинчатого и кожухотрубного водоводяного подогревателя (Приложение 7) можно сделать вывод, что благодаря повышенной теплопроводности 1 м2 площади поверхности нагрева пластинчатого теплообменника может обеспечить необходимым нагревом (до 55 град.) теплоноситель количеством в 5 раз большим, чем у кожухотрубного водонагревателя. Высокий КПД пластинчатых подогревателей обеспечит снижение расхода природного газа на горячее водоснабжение на 29%, а также позволит сократить расходы на текущую эксплуатацию на 2%.

В 2008-2010 годах планируется замена трех кожухотрубных теплообменников на пластинчатые теплообменники, для этого необходимо 3030 тыс. рублей, в том числе: 1363,5 тыс. рублей на оплату строительно-монтажных работ, 1363,5 тыс. рублей на приобретение материалов, 303 тыс. рублей на оплату прочих работ. Планируется финансирование из средств амортизационного фонда 1230 тыс. рублей, а также за счет надбавки к тарифу.

6. Переход на бесканальную прокладку теплотрасс с использованием труб
в пенополиуретановой изоляции

N п/п	Наименование мероприятия	Всего, тыс. рублей	в том числе по источникам финансирования
			Надбавка к тарифу	Плата за подключение	Амортиза- ционный фонд
1.	Переход на бесканальную прокладку теплотрасс с использованием труб в пенополиуретановой изо- ляции	2772,5	2772,5	0,0	0,0

Существующая ситуация:

Высокий уровень грунтовых вод приводит к частому затоплению теплотрасс, что в свою очередь приводит к гниению теплоизоляции (маты минераловатные) и потере теплоизолирующих свойств теплоизоляции. Из 68 км теплотрасс 5,5 км находятся в зоне риска - затопление вследствие утечек на водопроводных и канализационных сетях, утечки в подвалах на нижних розливах сетей отопления. В результате частых затоплений срок службы трубопровода снижается с 15 лет до 7-5.

Результат:

Прокладка теплотрассы в непроходных каналах с использованием труб в пенополиуретановой изоляции обеспечит снижение расходов на капитальный ремонт теплотрассы на 50%. Стоимость ремонта 1 м подземной теплотрассы в ценах 2007 года в среднем составляет 2,5 тыс. рублей, стоимость ремонта 5500 м теплотрассы - 13750 тыс. рублей. Затраты на ремонт 5,5 км теплотрасс в течение 15 лет составят 13750 х 2 раза = 27500 тыс. руб., вместо 13750 тыс. рублей.

Планируется прокладка 600 м теплотрассы с использованием труб в пенополиуретановой изоляции. Затраты по мероприятию составят 2772,5 тыс. рублей. На строительно-монтажные работы необходимо 1001 тыс. рублей, на приобретение материалов 1497,15 тыс. рублей, на прочие работы 274,35 тыс. рублей. Финансирование данных работ планируется произвести за счет надбавки к тарифу.

7. Замена стальных теплотрасс горячего водоснабжения на пластмассовые

N п/п	Наименование мероприятия	Всего, тыс. рублей	в том числе по источникам финансирования
			Надбавка к тарифу	Плата за подключение	Амортиза- ционный фонд
1.	Замена стальных теплотрасс горячего водоснаб- жения на пластмассовые	4241,6	2120,8	0,0	2120,8

Существующая ситуация:

Высокая кислородная коррозия существующих теплотрасс горячего водоснабжения способствует уменьшению ремонтного цикла трубопроводов с 15 лет до 4.

Результат:

Отсутствие кислородной коррозии трубопроводов, существенное увеличение ремонтного цикла, нормативный срок эксплуатации пластмассовых трубопроводов 50 лет.

За 2008-2010 годы планируется заменить 900 м стальных теплотрасс горячего водоснабжения на пластмассовые, для этого необходимо 4241,6 тыс. рублей. Расходы на строительно-монтажные работы составят 2000 тыс. рублей, материалы - 1817,6 тыс. рублей, прочие работы - 424 тыс. рублей. Финансирование планируется за счет: амортизационного фонда - 23120,8 тыс. рублей, надбавки к тарифу - 2120,8 тыс. рублей.

Раздел V. Организационный и финансовый планы реализации программы

Таблица 18

Организационный план реализации программы

N п/п	Наименование мероприятия	Проектно-изыс- кательские ра- боты, год исполнения	Этапы, сроки выполнения
			2008 г.	2009 г.	2010 г.
1.	Реконструкция узлов учета природного газа	2008-2010 гг.	X	X	X
2.	Замена котлоагрегатов	2008-2009 гг.	X	X	X
3.	Внедрение ультразвуковых противонакипных установок и установок для обработки подпиточной воды путем ввода комплексонов		X	X	X
4.	Установка частотных преобразователей на электродвига- телях насосного оборудования котельных		X	X	X
5.	Замена кожухотрубных теплообменников на пластинчатые теплообменники		X	X	X
6.	Переход на бесканальную прокладку теплотрасс с ис- пользованием труб в пенополиуретановой изоляции			X	Х
7.	Замена стальных теплотрасс горячего водоснабжения на пластмассовые			X	X

В соответствии с порядком разработки и утверждения инвестиционных программ, определенным Федеральным законом от 30.12.2004 года N  210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса", в случае принятия решения органом местного самоуправления о недоступности для потребителей товаров и услуг с учетом предлагаемой надбавки финансирование инвестиционной программы организации коммунального комплекса осуществляется за счет бюджетного финансирования.

Таким образом, тариф организации коммунального комплекса на подключение к системе коммунальной инфраструктуры и надбавка к тарифам на товары и услуги организации коммунального комплекса могут возмещаться частично за счет бюджетного финансирования, за счет установления платы за подключение к сетям инженерно-технического обеспечения и надбавки к цене (тарифу) для потребителей.

Срок выполнения Инвестиционной программы предусмотрен до 2010 года. Размер денежных средств, необходимых для реализации Инвестиционной программы до 2010 года составляет 32366,2 тыс. рублей, в том числе за счет:

1. надбавки к тарифу на услуги теплоснабжения и горячего водоснабжения потребителей - 16103,7 тыс. рублей (2009 г. - 8052,8 тыс. рублей, 2010 г. - 8050,9 тыс. рублей);

2. платы за подключение к системе теплоснабжения - 6000,0 тыс. рублей;

3. средств амортизационного фонда - 10262,5 тыс. рублей (см. Приложение 8).

В финансовом плане определены размеры денежных средств, направленные# на реализацию Инвестиционной программы в соответствии с графиком работ, предложенным в организационном плане.

Финансовые потребности предприятия, участвующие в реализации программы комплексного развития систем городской коммунальной инфраструктуры, которые необходимы для выполнения инвестиционной программы, обеспечиваются за счет средств, поступающих от реализации услуг по теплоснабжению, в части установленных надбавок к ценам (тарифам) для потребителей города Элисты, а также за счет платы за подключение к сетям.

Раздел VI. Оценка риска для развития города при возможных срывах
в реализации программы

При реализации Инвестиционной программы возможно невыполнение программных мероприятий. Данный риск является ключевым риском при реализации всей Инвестиционной программы и включает в себя:

1. Превышение стоимости мероприятий Инвестиционной программы.

Причины:

1) изменение законодательства Российской Федерации;

2) рост инфляции, превышающий уровень инфляции, учитываемый при расчетах Инвестиционной программы;

3) иные изменения, влияющие на стоимость реализации мероприятий Инвестиционной программы.

2. Нехватка финансовых средств для реализации мероприятий Инвестиционной программы.

Причины:

1) временные разрывы между периодом поступления денежных средств по договорам на подключение и сроками финансирования строительства объектов (превышающие запланированные);

2) невыполнение обязательств застройщиков по условиям платежей по договорам на подключение;

3) неточность прогнозирования стоимости Инвестиционной программы или объема присоединяемой мощности.

3. Несвоевременность реализации мероприятий по строительству (модернизации) объектов в рамках Инвестиционной программы.

Причина:

несвоевременное выполнение работ со стороны подрядных организаций (проектная организация, строительно-монтажные организации, торгово-закупочные компании).

Для минимизации последствий в случае наступления вышеперечисленных рисков необходимо предусмотреть введение механизма корректировки Инвестиционной программы в рамках заключения договора между Мэрией г. Элисты и МУП "Энергосервис" по развитию систем теплоснабжения города Элисты.

Мероприятия, позволяющие снизить риски:

1) привлечение заемных средств;

2) частичное обеспечение финансовых потребностей за счет средств бюджета города Элисты, при этом могут быть рассмотрены и средства федерального бюджета;

3) перераспределение средств ремонтного фонда предприятия в целях финансирования мероприятий Инвестиционной программы.

Раздел VII. Расчет показателей экономической эффективности программы

При анализе экономической эффективности производилась оценка реальных инвестиций, финансовые инвестиции рассматривались с точки зрения снижения риска Инвестиционной программы. Вся совокупность сравнительно-аналитических показателей Инвестиционной программы подразделяется на две группы.

В первую группу включены показатели, предназначенные для определения влияния реализации Инвестиционной программы на производственную деятельность предприятия. Они называются показателями производственной эффективности инвестиционной программы.

Во вторую группу включены показатели, называемые показателями финансовой эффективности Инвестиционной программы.

Вся совокупность показателей производственной, финансовой и инвестиционной эффективности Инвестиционной программы в дальнейшем называется показателями экономической эффективности.

Показателями производственной эффективности в рамках данной программы являются снижение объемов потерь, экономия материальных и трудовых ресурсов, энергосбережение, усовершенствование технологии, внедрение средств механизации и автоматизации производства, совершенствование способов организации труда, производства и управления, улучшение качества предоставляемых услуг, снижение химической опасности, внедрение современных технологий. В качестве основных показателей экономической эффективности определены чистый дисконтированный доход, срок окупаемости проекта, индекс доходности инвестиций и показатель рентабельности.

Срок окупаемости проекта представляет собой период времени с начала финансирования проекта до момента, когда разность между накопленной суммой чистой прибыли с амортизационными отчислениями и объемом инвестиционных затрат приобретет положительное значение.

Срок окупаемости - есть отношение суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности 32366,2 тыс. рублей и суммы элементов денежного потока от операционной деятельности за 2008-2010 годы 13490,73 тыс. рублей. Он составляет 2,4 года.

Индексы доходности характеризуют относительную "отдачу проекта" на вложенные в него средства. Они могут рассчитываться как для дисконтированных, так и для не дисконтированных денежных потоков. При оценке эффективности могут использоваться:

1) индекс доходности затрат - отношение суммы денежных притоков (накопленных поступлений) к сумме денежных оттоков (накопленным платежам);

2) индекс доходности дисконтированных затрат - отношение суммы дисконтированных денежных притоков к сумме дисконтированных денежных оттоков;

3) индекс доходности инвестиций - отношение суммы элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности;

4) индекс доходности дисконтированных инвестиций - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности.

Сумма элементов денежного потока от операционной деятельности за 2008-2010 годы составляет 13490,73 тыс. рублей (таблица N  22), а сумма элементов денежного потока от инвестиционной деятельности 32366,2 тыс. рублей (Приложение 8). Таким образом, индекс доходности инвестиций равен 1,42.

Индексы доходности затрат и дисконтированных затрат должны быть больше единицы. Близость индекса доходности дисконтированных затрат к единице может свидетельствовать о невысокой устойчивости проекта к возможным колебаниям доходов и расходов. Индексы доходности инвестиций и дисконтированных инвестиций также должны быть больше единицы.

Таблица 19

Расчет сроков окупаемости и индекса доходности инвестиций

Наименование показателей	Значение показателя
Срок окупаемости, лет	2,4
Индекс доходности инвестиций	1,42

Поскольку показатель индекса доходности инвестиций по услуге теплоснабжения больше единицы, то инвестиционный проект эффективен.

Чистым доходом называется накопленный эффект (сальдо денежного потока) за расчетный период.

Чистый доход и чистый дисконтированный доход характеризуют превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данной программы соответственно без учета и с учетом неравноценности эффектов (а также затрат, результатов), относящихся к различным моментам времени.

Для признания программы эффективной необходимо, чтобы чистый дисконтированный доход программы был положительным. При сравнении альтернативных программ предпочтение отдается программе с наибольшим значением чистого дисконтированного дохода.

Внутренней нормой доходности называется такое положительное число, при котором при норме дисконта, равной этому числу, чистый дисконтированный доход проекта обращается в 0, при всех больших значениях нормы дисконта чистый дисконтированный доход отрицателен, при всех меньших значениях нормы дисконта - положителен. Внутренняя норма доходности характеризует максимальный процент по кредиту, который предприятие может платить за финансирование проекта, работая при этом без прибыли и убытков.

Для оценки эффективности проекта значение внутренней нормы доходности необходимо сопоставлять с нормой дисконта. Инвестиционные программы, у которых внутренняя норма доходности больше нормы дисконта, имеют положительный чистый дисконтированный доход и считаются эффективными.

Таблица 20

Расчет чистого дисконтированного дохода

Показатели	2008 год	2009 год	2010 год
Норма дисконта, %	10%	10%	10%
Коэффициент дисконтирования	1,00	0,91	0,91
Чистый дисконтированный доход, тыс. рублей	3457,39	4388,03	4733,18

Применение дисконтирующего множителя в расчете повышает достоверность расчета упущенной выгоды.

Для примера норма дисконта 0,1 считается достаточно высокой и соответствует существенной доле риска при осуществлении проекта. (Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов, утвержденные Минэкономики России, Минфином России, Госстроем России 21.06.1999 года N ВК 477).

Чистый дисконтированный доход в 2008 году составляет 3457,39 тыс. рублей - есть произведение коэффициента дисконтирования 1 и прибыли после налогообложения 3457,39 тыс. рублей (таблица 22).

Величина чистого дисконтированного дохода за период реализации программы составит 12478,6 тыс. рублей. Так как чистый дисконтированный доход по услуге теплоснабжения положительный, то Инвестиционная программа эффективна.

Индекс рентабельности инвестиций (отношение валовой прибыли 6833,33 тыс. рублей к сумме элементов денежного потока от инвестиционной деятельности 32366,2 тыс. рублей) составил 1,21. Таким образом, данная программа является рентабельной - индекс рентабельности инвестиций больше 1.

Успешная реализация инвестиционной программы позволит обеспечить модернизацию и реконструкцию существующей системы теплоснабжения, повышение надежности и качества теплоснабжения в городе Элисте.

Программа построена с учетом сбалансированности интересов предприятия и потребителей.

Реализация программы позволит снизить темп роста тарифов на тепловую энергию. Прогнозный уровень роста тарифов на теплоэнергию в 2010 году составит 8,7%, при ожидаемом уровне инфляции 6,8%.

Раздел VIII. Предложения о размерах тарифов на подключение к системе
теплоснабжения и надбавок к тарифам на услуги теплоснабжения
для потребителей

Таблица 21

Расчет изменения уровня действующих тарифов в результате включения
в них средств на реализацию Инвестиционной программы в части
услуги теплоснабжения

N п/п	Статьи затрат	Факт			План	Прогноз
1.	Средневзвешенный тариф, руб./Гкал	517,98	589,79	668,85	710,30
2.	Ожидаемый средневзвешенный тариф на предстоящий период с учетом инфля- ции, руб./Гкал					821,45	940,08	1021,84
3.	Индекс изменения средневзвешенного тарифа с учетом инфляции, %	61,1%	13,9%	13,4%	6,2%	15,6%	14,4%	8,7%
4.	Сумма средств, предусматриваемая на реализацию Инвестиционной программы за счет надбавки к тарифу, всего, тыс. руб.					0,0	8052,8	8050,9
5.	Объем полезного отпуска продукции (услуг), тыс. Гкал	293,600	289,400	278,000	287,307	285,319	276,993	274,873
6.	Надбавка к тарифу на услуги тепло- снабжения, руб./Гкал					0,00	29,07	29,29
7.	Тариф с учетом средств на реализацию программы, руб./Гкал					821,45	969,15	1051,13
8.	Темп роста тарифа к предыдущему, %					15,6%	18,0%	8,5%

В 2010 году ожидаемый средневзвешенный тариф составит 1021,84 руб./Гкал - отношение объема выручки без капитальных вложений - 280877,1 тыс. рублей (Приложение 9) и количества полезного отпуска продукции (услуг) - 274,873 тыс. Гкал (Приложение 10).

Надбавка к тарифу на услуги теплоснабжения для потребителей в 2009 году составит 29,07 рублей - отношение суммы средств, предусматриваемой на реализацию Инвестиционной программы за счет надбавки к тарифу (8052,8 тыс. рублей) и объема полезного отпуска продукции (276,993 тыс. Гкал), в 2010 году - 29,29 рублей.

Поступление денежных средств предусмотрено от оказания услуг теплоснабжения, в части установленных надбавок к тарифам на услуги теплоснабжения для потребителей, платы за подключение к сетям инженерно-технического обеспечения и средств амортизационного фонда.

При этом для обеспечения доступности вышеперечисленных коммунальных услуг может быть предусмотрено финансирование из бюджетов всех уровней.

В целом Инвестиционная программа разработана в строгом соответствии с Федеральным законом от 30.12.2004 года N  210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса".

Инвестиционная программа является:

1. эффективной, так как индекс доходности инвестиций больше 1, а именно - 1,42,

2. рентабельной, так как рентабельность Инвестиционной программы составит 21%,

3. доступной, так как увеличение оплаты услуги теплоснабжения за счет надбавки в абсолютном выражении не превышает 29,29 рублей с 1 Гкал, удельный вес в структуре тарифа 2,7%.

Таким образом, Инвестиционная программа предусматривает установление надбавок к тарифам на услуги теплоснабжения для потребителей:

Год	2009 г.	2010 г.
Надбавка к тарифу, рублей/Гкал	29,07	29,29

Тарифы на подключение к системе теплоснабжения в соответствии с Инвестиционной программой при плане увеличения теплопроизводительности котельной на 20 Гкал/час составят:

Год	2009	2010
Тариф, тыс. рублей/Гкал./час	300,0	300,0

В соответствии с Федеральным законом от 30 декабря 2004 года N  210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса" надбавка к цене для потребителей устанавливается органами местного самоуправления в целях финансирования инвестиционных программ организаций коммунального комплекса.

Предусмотренные за счет надбавки к тарифу для потребителей города Элисты денежные средства на общую сумму - 16103,7 тыс. рублей (2009 год - 8052,8 тыс. рублей, на 2010 год- 8050,9 тыс. рублей) повлияют на рост тарифа на тепловую энергию.

С учетом надбавки к цене средневзвешенный тариф для потребителей составит на 2009 год - 969,15 рублей/Гкал, на 2010 год - 1051,13 рублей/Гкал, соответственно рост тарифа по отношению к предыдущему году составит 18% и 8,5% (см. Таблица N  21#).

Прогнозируемый тариф для населения с учетом надбавки к цене составит (Приложение 11):

в 2009 году за отопление - 14,15 рублей за 1 м2, за горячую воду - 209,97 рублей за 1 чел., соответственно рост тарифа к предыдущему году составит за отопление - 18,1%, за горячую воду - 15,9%;

в 2010 году за отопление - 16,3 рублей за 1 м2, за горячую воду - 234,96 рублей за 1 чел., соответственно рост тарифа к предыдущему году составит за отопление 15,2% и горячую воду 11,9%.

Таблица 22

Расчет эффективности Инвестиционной программы в части
услуг теплоснабжения

Показатели	2008 год	2009 год	2010 год
Полезный отпуск продукции (услуг), тыс. Гкал	285,319	276,993	274,873
Тариф (средневзвешенный) ожидаемый, рублей/Гкал	821,45	940,08	1021,84
Объем выручки без капитальных вложений, тыс. рублей	234374,69	260395,2	280877,1
Себестоимость продукции, тыс. рублей	229825,5	254044,1	274026,4
Валовая прибыль, тыс. рублей	4549,2	6351,1	6850,66
Налоги, тыс. рублей	1091,81	1524,26	1644,16
Прибыль после налогообложения, тыс. рублей	3457,39	4826,84	5206,5

Объем выручки от оказания услуг по теплоснабжению после установления надбавки к тарифу для потребителей города Элисты предусматривает получение чистой прибыли в размере 3457,39 тыс. рублей в 2008 году; 4826,84 тыс. рублей в 2009 году; 5206,5 тыс. рублей в 2010 году.

Приложение 1

Тепловые нагрузки

Наименова- ние системы теплоснаб- жения	Наименование источника теплоснабжения	Установленная тепловая мощность		Фактическая теплопроиз- водительность		Присоединен- ная тепловая нагрузка
		в горячей воде, Гкал/ч	в паре, т/ч	в горячей воде, Гкал/ч	в паре, т/ч	в горячей воде, Гкал/ч	в паре, т/ч
Участок N 1	Котельная 1-ЮК-1	10,5		8,01		7,01
	Котельная 1-ГП-2
	Котельная 1-МС-3	1,5		1,46		1,4
	Котельная 1-ГМ-4	1,34		1		0,81
	Котельная 1-ШИ-5	2,69		2,28		1,15
	Котельная 1-Г-6	8,69		6,42		3,22
Участок N 2	Котельная 2-БГ-1	16		12,03		7,54
	Котельная 2-ПИ-2	6,52		5,44		3,92
	Котельная 2-Б-3	1,72		1,72		1,3
	Котельная 2-ГА-4
	Котельная 2-БТ-5	2		1,92		1,54
	Котельная 2-МГ-6	17,94		12,6		11,16
	Котельная 2-ДДТ-7	1,28		1,11		1,28
Участок N 3	Котельная 3-С-1	19,5		12,74		14,24
	Котельная 3-14-2	4,47		4,63		3
	Котельная 3-24-3	8,69		6,98		0,43
	Котельная 3-КГУ-4	24,9		18,69		15,05
	Котельная 3-ДБ-5	1,4		1,28		0,56
	Котельная 3-РБ-6	10		7,75		3,42
	Котельная 3-У-7	1,29		1,29		0,78
Участок N 4	Котельная 4-11-1	13,6		11,58		11,4
	Котельная 4-ДП-2	2,02		1,66		1,3
	Котельная 4-Х-3	2,69		2,32		1,59
	Котельная 4-СТ-4	8,53		6,93		5,9
	Котельная 4-Ш-5	1,66		1,28		0,29
	Котельная 4-В-6	0,4		0,32		0,07
	Котельная 4-ВК-7	3,32		2,56		2
	Котельная 4-21-8	9		5,38		5,21
	Котельная 4-Б-9
	Котельная 4-Ш-24	0,06		0,06		0,04
Участок N 5	Котельная 5-2М-1	24,9		24,6		19,67
	Котельная 5-6M-2	23,1		22,1		9,4
	Котельная 5-С-3	1,34		1,14		0,19
	Котельная 5-А-4	1		0,72		0,59
	Котельная 5-ПЛ-5
	Котельная 5-ТУ	1,34		1,16		0,4
Участок N 6	Котельная 6-60-1	47		40,5		35,5
	Котельная 6-8М-2	26		18,8		5
Всего по ЭСО (ТСО)		306,39	0	248,46	0	176,36	0

Приложение 2

Фактические технические данные котлоагрегатов

Наименование источника теплоснабжения	Коли- чест- во	Марка котла	Тип котла	Вид топ- лива	КПД котла на номиналь- ной наг- рузке, %	Норматив- ная теплопроиз- водитель- ность, Гкал/ч.	Темпе- ратур- ный режим, °С	Год ввода в эксплуа- тацию
Котельная 1-ЮК-1	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1995
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1996
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1999
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	2000
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1985
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1996
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	2006
Котельная 1-МС-3	1	Калмыкия	Водогрейный	Газ	90	0,5	95-70	1997
	1	Калмыкия	Водогрейный	Газ	90	0,5	95-70	1997
	1	КВа-0,5Г	Водогрейный	Газ	90	0,5	95-70	2006
Котельная 1-ГМ-4	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1999
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1998
Котельная 1-ШИ-5	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1985
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1994
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1997
	1	НР-18 (пар)	Паровой	Газ	83	0,672	95-70	1994
Котельная 1-Г-6	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1993
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1993
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1990
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	2002
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1992
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1992
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1992
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1991
Котельная 2-БГ-1	1	КСВ-1,86	Водогрейный	Газ	88	1,6	95-70	2005
	1	КСВ-1,86	Водогрейный	Газ	88	1,6	95-70	2004
	1	КСВ-1,86	Водогрейный	Газ	88	1,6	95-70	1986
	1	КСВ-1,86	Водогрейный	Газ	88	1,6	95-70	2002
	1	КСВ-1,86	Водогрейный	Газ	88	1,6	95-70	2003
	1	КСВ-1,86	Водогрейный	Газ	88	1,6	95-70	1987
	1	КСВ-1,86	Водогрейный	Газ	88	1,6	95-70	2003
	1	КСВ-1,86	Водогрейный	Газ	88	1,6	95-70	2005
	1	КСВ-1,86	Водогрейный	Газ	88	1,6	95-70	2003
	1	КСВ-1,86	Водогрейный	Газ	88	1,6	95-70	2004
Котельная 2-ПИ-2	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	2001
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1994
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	2005
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	2000
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1997
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	2006
Котельная 2-Б-3	1	КСВа-1	Водогрейный	Газ	91	0,86	95-70	2004
	1	КСВа-1	Водогрейный	Газ	91	0,86	95-70	2004
Котельная 2-БТ-5	1	Калмыкия	Водогрейный	Газ	90	0,5	95-70	1999
	1	Калмыкия	Водогрейный	Газ	90	0,5	95-70	2005
	1	Калмыкия	Водогрейный	Газ	90	0,5	95-70	2000
	1	Калмыкия	Водогрейный	Газ	90	0,5	95-70	2002
Котельная 2-МГ-6	1	ТВГ-8	Водогрейный	Газ	94	8,3	115-70	1994
	1	ТВГ-8	Водогрейный	Газ	94	8,3	115-70	1994
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	85	0,672	95-70	1995
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	85	0,672	95-70	2002
Котельная 2-ДДТ-7	1	КВ-ГМ-0,75	Водогрейный	Газ	90	0,64	95-70	2002
	1	КВ-ГМ-0,75	Водогрейный	Газ	90	0,64	95-70	2002
Котельная 3-С-1	1	КВГ-6,5	Водогрейный	Газ	93,2	6,5	115-70	2000
	1	КВГ-6,5	Водогрейный	Газ	93,2	6,5	115-70	2001
	1	КВГ-6,5	Водогрейный	Газ	93,2	6,5	115-70	2003
Котельная 3-14-2	1	КВа-1,6	Водогрейный	Газ	91	1,375	95-70	2001
	1	КВа-1,6	Водогрейный	Газ	91	1,375	95-70	2001
	1	КВа-1	Водогрейный	Газ	91	0,86	95-70	2005
	1	КВа-1	Водогрейный	Газ	91	0,86	95-70	2005
Котельная 3-24-3	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	2001
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	2001
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1995
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	2002
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1994
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	2000
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	2000
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1997
Котельная 3-КГУ-4	1	ТВГ-8	Водогрейный	Газ	94	8,3	115-70	2004
	1	ТВГ-8	Водогрейный	Газ	94	8,3	115-70	2006
	1	ТВГ-8	Водогрейный	Газ	94	8,3	115-70	1997
Котельная 3-ДБ-5	1	Е 1/9	Паровой	Газ	86	0,7	115-70	2003
	1	Е 1/9	Паровой	Газ	86	0,7	115-70	2002
Котельная 3-РБ-6	1	КСВ-2,9	Водогрейный	Газ	88	2,5	95-70	1987
	1	КСВ-2,9	Водогрейный	Газ	88	2,5	95-70	1987
	1	КСВ-2,9	Водогрейный	Газ	88	2,5	95-70	1987
	1	КСВ-2,9	Водогрейный	Газ	88	2,5	95-70	2005
Котельная 3-У-7	1	КВа-0,5Г-ЭЭ	Водогрейный	Газ	91	0,43	95-70	2003
	1	КВа-1	Водогрейный	Газ	91	0,86	95-70	2005
Котельная 4-11-1	1	КВ-ГМ-2,5	Водогрейный	Газ	91,5	2,5	95-70	1997
	1	КВ-ГМ-2,5	Водогрейный	Газ	91,5	2,5	95-70	1997
	1	КВа-2,5	Водогрейный	Газ	91	2,15	95-70	2002
	1	КВа-2,5	Водогрейный	Газ	91	2,15	95-70	2002
	1	КВа-2,5	Водогрейный	Газ	91	2,15	95-70	2002
	1	КВа-2,5	Водогрейный	Газ	91	2,15	95-70	2002
Котельная 4-ДП-2	1	HP-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1995
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1995
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	2000
Котельная 4-Х-3	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1995
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	2000
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1993
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	2002
Котельная 4-СТ-4	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1985
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1986
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1986
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1993
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1993
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1993
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1993
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1993
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1993
Котельная 4-Ш-5	1	Братск-1Г	Водогрейный	Газ	91,5	0,83	95-70	1988
	1	Братск-1Г	Водогрейный	Газ	91,5	0,83	95-70	1988
Котельная 4-В-6	1	УН-6	Водогрейный	Газ	86	0,2	95-70	1990
	1	УН-6	Водогрейный	Газ	86	0,2	95-70	1990
Котельная 4-ВК-7	1	Братск-1Г	Водогрейный	Газ	91,5	0,83	95-70	1988
	1	Братск-1Г	Водогрейный	Газ	91,5	0,83	95-70	1988
	1	Братск-1Г	Водогрейный	Газ	91,5	0,83	95-70	1988
	1	Братск-1Г	Водогрейный	Газ	91,5	0,83	95-70	1988
Котельная 4-21-8	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	2002
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1998
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	85-70	1998
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1994
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	1994
	1	СВиБ-3М	Водогрейный	Газ	85	1,5	95-70	2001
Котельная 4-Ш-24	1	КСУВ-40	Водогрейный	Газ	89	0,03	95-70	2005
	1	КСУВ-40	Водогрейный	Газ	89	0,03	95-70	2005
Котельная 5-2М-1	1	ТВГ-8	Водогрейный	Газ	90,3	8,3	115-70	2001
	1	ТВГ-8	Водогрейный	Газ	90,3	8,3	115-70	2004
	1	ТВГ-8	Водогрейный	Газ	90,3	8,3	115-70	1993
Котельная 5-6М-2	1	ТВГ-8	Водогрейный	Газ	94	8,3	115-70	1994
	1	ТВГ-8	Водогрейный	Газ	90,3	8,3	115-70	1998
	1	КВГ-7,56	Водогрейный	Газ	92	6,5	115-70	1999
Котельная 5-А-4	1	Калмыкия	Водогрейный	Газ	90	0,5	95-70	1997
	1	Калмыкия	Водогрейный	Газ	90	0,5	95-70	1997
Котельная 5-С-3	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1985
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1987
Котельная 5-ТУ	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1996
	1	НР-18	Водогрейный	Газ	83	0,672	95-70	1996
Котельная 6-60-1	1	КВ-ГМ-20	Водогрейный	Газ	91,9	20	130-70	1992
	1	КВ-ГМ-20	Водогрейный	Газ	91,9	20	130-70	1993
	1	ДЕ-10/14	Паровой	Газ	92,1	7	130-70	2006
Котельная 6-8М-2	1	КВГ-6,5	Водогрейный	Газ	91,7	6,5	115-70	2002
	1	КВГ-6,5	Водогрейный	Газ	91,7	6,5	115-70	2006
	1	КВГ-6,5	Водогрейный	Газ	91,7	6,5	115-70	1983
	1	КВГ-6,5	Водогрейный	Газ	91,7	6,5	115-70	1999
Всего	135					306,392

Приложение 3

Фактические данные по расходу воды, электроэнергии, топлива
на выработку тепловой энергии в 2006 году

Наиме- нование системы тепло- снаб- жения	Наимено- вание источника тепло- снабжения	Теплопроизводительность				Полезный отпуск, Гкал			Потери, Гкал	Хоз. нужды, Гкал	Выработ- ка, Гкал	Топливо, тыс. т.у.т	Вода, тыс. куб. м	Электро- энергия, тыс. кВтч
		Уста- нов- ленная	Факти- ческая	Подключенна#
				на отоп. - вент.	на ГВС	на отоп.- вент.	на ГВС	Всего:
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Участок N 1	Котельная 1-ЮК-1	10,50	8,01	7,00	0,01	10721,3	10,4	10731,7	1609,8	278,9	12620,4	2240,0	2,9	369,3
	Котельная 1-ГП-2					213,3		213,3	32,0	5,5	250,8	47,8		22,2
	Котельная 1-МС-3	1,50	1,46	1,40		1112,3		1112,3	166,8	28,9	1308,0	260,1	0,2	54,9
	Котельная 1-ГМ-4	1,34	1,00	0,57	0,24	1013,2		1013,2	152,0	26,3	1191,5	257,0	0,1	29,4
	Котельная 1-ШИ-5	2,69	2,28	1,00	0,15	1543,6	14,3	1557,9	233,6	40,5	1832,0	413,7	0,8	59,9
	Котельная 1-Г-6	8,69	6,42	3,22		3621,7		3621,7	543,3	94,1	4259,1	602,1	0,5	266,1
Участок N 2	Котельная 2-БГ-1	16,00	12,03	7,20	0,34	10400,0	466,4	10866,4	1630,0	282,4	12778,8	2339,9	11,1	508,7
	Котельная 2-ПИ-2	6,52	5,44	3,92		4719,7		4719,7	708,0	122,7	5550,4	1233,4	1,4	134,7
	Котельная 2-Б-3	1,72	1,72	1,30		1206,2		1206,2	180,9	31,3	1418,4	278,6	1,2	54,0
	Котельная 2-ГА-4					121,6	22,7	144,3	21,6	3,7	169,6	40,8		19,3
	Котельная 2-БТ-5	2,00	1,92	1,40	0,14	1212,4	748,7	1961,1	294,2	51,0	2306,3	505,0	14,6	102,0
	Котельная 2-МГ-6	17,94	12,60	9,50	1,66	11444,7	551,7	11996,4	1799,5	311,8	14107,7	3254,0	35,9	659,5
	Котельная 2-ДДТ-	1,28	1,11	1,28	0,27	742,2	516,0	1258,2	188,7	32,7	1479,6	236,0	0,4	35,4
Участок N 3	Котельная 3-С-1	19,50	12,74	14,20	0,04	19663,5	80,6	19744,1	2961,6	513,1	23218,8	5321,9	31,4	1349,0
	Котельная 3-14-2	4,47	4,63	3,00		6941,5		6941,5	1041,2	180,4	8163,1	1237,4	9,6	133,1
	Котельная 3-24-3	8,69	6,98		0,43		314,8	314,8	47,2	8,2	370,2	253,1	17,8	74,6
	Котельная 3-КГУ-4	24,90	18,69	14,62	0,43	26120,5	1083,2	27203,7	4080,6	707,0	31991,3	5600,3	69,5	1137,0
	Котельная 3-ДБ-5	1,40	1,28	0,00	0,56	0,0	836,5	836,5	125,5	21,7	983,7	123,4	8,8	17,7
	Котельная 3-РБ-6	10,00	7,75	2,86	0,56	3683,1	1486,1	5169,2	775,4	134,3	6078,9	1541,1	37,9	178,4
	Котельная 3-У-7	0,86	1,29	0,76	0,03	1344,0	161,9	1505,9	225,9	39,1	1770,9	316,9	3,2	54,7
Участок N 4	Котельная 4-11-1	13,60	11,58	9,40	2,00	16091,5	3502,8	19594,3	2939,1	509,3	23042,7	3966,4	133,7	475,6
	Котельная 4-ДП-2	2,02	1,66	1,14	0,16	1222,9	357,5	1580,4	237,0	41,1	1858,5	421,2	11,2	60,9
	Котельная 4-Х-3	2,69	2,32	1,59		1871,5		1871,5	280,7	48,6	2200,8	514,7	0,4	76,8
	Котельная 4-СТ-4	8,53	6,93	5,90		7534,6		7534,6	1130,2	195,8	8860,6	2113,2	4,0	139,6
	Котельная 4-Ш-5	1,66	1,28	0,29		547,4		547,4	82,1	14,2	643,7	126,7	0,7	36,7
	Котельная 4-В-6	0,40	0,32	0,07		156,6		156,6	23,5	4,1	184,2	61,6	0,1	28,0
	Котельная 4-ВК-7	3,32	2,56	2,00		1609,3		1609,3	241,4	41,8	1892,5	431,0	0,8	83,2
	Котельная 4-21-8	9,00	5,38	5,21		9371,4		9371,4	1405,7	243,6	11020,7	1735,7	6,3	149,0
	Котельная 4-Б-9					69,7		69,7	10,5	1,8	82,0	100,3	2,0
	Котельная 4-Ш-24	0,06	0,06	0,04	0,04	85,2	72,9	158,1	23,7	4,1	185,9	29,3
Участок N 5	Котельная 5-2М-1	24,90	24,60	16,67	3,00	29988,0	6501,0	36489,0	5473,4	948,4	42910,8	6207,7	214,1	1152,2
	Котельная 5-6М-2	23,10	22,10	9,00	0,40	14701,7	3576,6	18278,3	2741,8	475,1	21495,2	4334,0	70,0	781,0
	Котельная 5-С-3	1,00	0,72	0,59		552,6		552,6	82,9	14,4	649,9	205,0		27,2
	Котельная 5-А-4	1,34	1,14	0,19		1037,8		1037,8	155,7	27,0	1220,5	167,2		16,5
	Котельная 5-ПЛ-5					147,9		147,9	22,2	3,8	173,9	21,9		32,3
	Котельная 5-ТУ	1,34	1,16	0,40		339,2		339,2	50,9	8,8	398,9	150,3		30,9
Участок N 6	Котельная 6-60-1	47,00	40,50	30,50	5,00	52211,9	10195,4	62407,3	9361,3	1622,0	73390,6	13026,6	284,5	2076,8
	Котельная 6-8М-2	26,00	18,80		5,00		4136,5	4136,5	620,1	107,5	4864,1	1678,6	183,3	325,0
Всего по ЭСО (ТСО)		305,96	248,47	156,22	20,45	243364,0	34636,0	278000,0	41700,0	7225,0	326925,0	61393,9	1158,0	10751,6

Приложение 4

Фактические данные по расходу газа 2005-2007 гг.
по котельным "ДДТ", Баня

Расход газа, тыс. нм3	Кот. "ДДТ" - расх. газа		Кот. "Баня-1" - расх. газа		Кот. "60 ГиК" - расх. газа
	От. сезон 2005 - 2006 гг.	От. сезон 2006 - 2007 гг.	От. сезон 2005 - 2006 гг.	От. сезон 2006 - 2007 гг.	От. сезон 2005 - 2006 гг.	От. сезон 2006 - 2007 гг.
октябрь	15,988	12,765	16,143	11,672	693,813	788,618
ноябрь	21,707	21,291	27,882	33,48	1526,385	1759,849
декабрь	27,352	24,27	46,906	43,747	1899,891	1939,341
январь	41,929	24,72	62,621	34,911	2092,38	1584,306
февраль	24,757	22,355	45,106	42,433	1961,408	1993,51
март	27,489	20,372	31,158	35,257	1788,081	1732,664
апрель	14,825	9,017	11,513	13,87	768,042	843,436
Всего	174,047	134,79	241,329	215,37	10730,000	10641,724

Приложение 5

Фактические данные по расходу воды, электроэнергии, топлива
на выработку тепловой энергии с 2003 по 2006 год по котельной
"Баня N 1" (2-Б-3)

Наимено- вание источника тепло- снабжения	Теплопроизводительность				Полезный отпуск, Гкал			Поте- ри, Гкал	Хоз. нуж- ды, Гкал	Выра- ботка, Гкал	Топливо, тыс. т.у.т	Вода, тыс. куб. м	Электро- энергия тыс. кВтч
	Ус- тано- влен- ная	Фак- ти- чес- кая	Подключенная
			на отоп. - вент.	на ГВС	на отоп.- вент.	на ГВС	Всего:
в 2003 году
Котельная 2-Б-3	1,30	1,00	1,29		1570,4		1570,4	245,4	35,5	1851,3	291,8	5,9	51
в 2004 году
Котельная 2-Б-3	1,72	1,72	1,29		1535,0		1535,0	241,5	34,7	1811,2	287,1	5,7	51,
в 2005 году
Котельная 2-Б-3	1,72	1,72	1,29		1545,3		1545,3	237,1	34,9	1817,3	279,4	5,8	52,
в 2006 году
Котельная 2-Б-3	1,72	1,72	1,29		1206,2		1206,2	180,9	31,3	1418,4	278,6	1,2	54,

Приложение 6

Фактические данные по расходу воды, электроэнергии, топлива
на выработку тепловой энергии с 2003 по 2006 год по котельной
"Совмин" (1-Г-6), "Горисполком" (2-БТ-5)

Наимено- вание источника тепло- снабжения	Теплопроизводительность				Полезный отпуск, Гкал			Поте- ри, Гкал	Хоз. нуж- ды, Гкал	Выра- бот- ка, Гкал	Топливо, тыс. т.у.т	Вода, тыс. куб. м	Электро- энергия тыс. кВтч.
	Ус- тано- влен- ная	Фак- ти- чес- кая	Подключенна#
			на отоп. - вент.	на ГВС	на отоп.- вент.	на ГВС	Всего:
2005 год
Котельная 1-Г-6	8,69	6,22	3,22		3215,7		3215,7	493,2	72,7	3781,6	798,7	12,0	174,9
Котельная 2-БТ-5	2,00	1,92	1,40	0,20	1243,0	797,0	2040,0	312,9	46,1	2399,0	526,6	7,6	119,6
2006 год
Котельная 1-Г-6	8,69	6,42	3,22		3621,7		3621,7	543,3	94,1	4259,1	602,1	0,5	266,1
Котельная 2-БТ-5	2,00	1,92	1,40	0,14	1212,4	748,7	1961,1	294,2	51,0	2306,3	505,0	14,6	102,0

Приложение 7

Технико-экономические показатели теплообменников площадью нагрева 1

ГАРАНТ:

В названии приложения 7 к настоящей Инвестиционной программе пропущена часть текста в связи с плохой читаемостью источника

/-----------------------------------------------------------------------\

|           Наименование показателей        |Кожухотрубный| Пластинчатый|

|                                           |подогреватель|подогреватель|

|-------------------------------------------+-------------+-------------|

|Мощность теплового потока, кВт/Гкал/ч      |   215/0,18  |   900/0,77  |

|-------------------------------------------+-------------+-------------|

|Расход теплоносителя, т/ч                  |     3,6     |     15,4    |

|-------------------------------------------+-------------+-------------|

|КПД, %                                     |    85       |     95      |

|-------------------------------------------+-------------+-------------|

|Расход топлива , т.у.т./ккал/ч             |    19,7     |     14      |

\-----------------------------------------------------------------------/

Приложение 8

N п/п	Наименование мероприятия	Сроки испол- нения	Всего, тыс. руб.	в том числе по источникам
				Надбав- ка к тарифу	Плата за под- ключе- ние	Аморти- зацион- ный фонд
1.	Реконструкция узлов учета природного газа		3584,6	1532,0	0,0	2052,6
		2008 г.	552,6	0,0	0,0	552,6
		2009 г.	1472,5	722,5	0,0	750,0
		2010 г.	1559,5	809,5	0,0	750,0
2.	Замена котлоагрегатов		16208,0	6573,0	6000,0	3635,0
	Котельная 4-ВК-7	2008 г.	2000,0	0,0	0,0	2000,0
	Котельная 1-ЮК-1	2009 г.	7600,0	3640,0	3000,0	960,0
	Котельная 6-60-1	2010 г.	6608,0	2933,0	3000,0	675,0
3.	Внедрение ультразвуковых противонакипных установок и установок для обработки подпиточной воды путем ввода комплексонов		962,8	330,7	0,0	632,1
		2008 г.	301,4	0,0	0,0	301,4
		2009 г.	321,2	160,6	0,0	160,6
		2010 г.	340,2	170,1	0,0	170,1
4.	Установка частотных преобразователей на электродви- гателях насосного оборудования котельных		1566,7	974,7	0,0	592,0
		2008 г.	592,0	0,0	0,0	592,0
		2009 г.	473,4	473,4	0,0	0,0
		2010 г.	501,3	501,3	0,0	0,0
5.	Замена кожухотрубных теплообменников на пластинча- тые теплообменники		3030,0	1800,0	0,0	1230,0
		2008 г.	1230,0	0,0	0,0	1230,0
		2009 г.	874,2	874,2	0,0	0,0
		2010 г.	925,8	925,8	0,0	0,0
6.	Переход на бесканальную прокладку теплотрасс с ис- пользованием труб в пенополиуретановой изоляции		2772,5	2772,5	0,0	0,0
		2008 г.	0,0	0,0	0,0	0,0
		2009 г.	1152,1	1152,1	0,0	0,0
		2010 г.	1620,4	1620,4	0,0	0,0
7.	Замена стальных теплотрасс горячего водоснабжения на пластмассовые		4241,6	2120,8	0,0	2120,8
		2008 г.	0,0	0,0	0,0	0,0
		2009 г.	2060,0	1030,0	0,0	1030,0
		2010 г.	2181,6	1090,8	0,0	1090,8
Итого по программе, в т.ч.:			32366,2	16103,7	6000,0	10262,5
2008 г.			4676,0	0,0	0,0	4676,0
2009 г.			13953,4	8052,8	3000,0	2900,6
2010 г.			13736,8	8050,9	3000,0	2685,9

Приложение 9

Прогноз динамики роста затрат на производство теплоэнергии
на 2008-2010 годы

N п/п	Статьи затрат	Факт			План	Прогноз
		2004 г.	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
1.	Топливо на технологические	45322,1	60050,2	69793,4	69403,6	86237,70	99173,4	109090,7
2.	Электроэнергия	19765,6	20054,8	18231,4	21781,6	23423,70	26234,5	28858,0
3.	Вода на технологические цели	12585,3	12505,5	13870,8	18424,3	21197,90	22703,0	24246,8
4.	Сырье, основные материалы	5329,5	6207,4	4871,0	7041,2	7551,40	8087,5	8637,5
5.	Основная оплата труда произ- водственных рабочих	24541,6	24227,9	25524,7	38968,8	42142,80	45514,2	48700,2
	отчисления на социальные нужды с оплаты производс- твенных рабочих	6985,8	6076,8	6309,7	10131,8	10957,10	11833,7	12662,1
	Прочие отчисления с ФОТ	98,2	96,9	102,1	155,8	168,50	182,1	194,8
6.	Расходы по содержанию и экс- плуатации оборудования в т.ч.:	18116,8	33935,1	35108,4	15390,1	19518,80	19611,9	20005,3
	амортизация производственно- го оборудования	5452,5	6653,0	7800,5	5998,2	6911,20	6500,0	6500,0
	ремонт и техническое обслу- живание	12664,3	27282,1	27307,9	9391,9	12607,60	13111,9	13505,3
	другие расходы по содержанию и эксплуатации					0,00
7.	Работы и услуги производс- твенного характера		567,8	863,0	470,0	470,00	1260,0	900,0
8.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязатель- ные сборы), всего:	0,0	274,0	285,3	456,2	483,56	515,0	515,0
	налог на землю				200,0	200,00	200,0	200,0
	плата за предельно допусти- мые выбросы (сбросы)		28,4	43,0	6,6	43,00	45,0	45,0
	налог с владельцев транс- портных средств		98,0	90,2	99,6	90,56	110,0	110,0
	средства по обязательному страхованию гражданской от- ветственности владельцев		147,6	152,1	150,0	150,00	160,0	160,0
10.	Цеховые расходы	3356,4	4219,3	3837,1	4317,2	4871,40	5217,3	5572,1
11.	Общеэксплуатационные	5479,2	8632,0	9279,0	6563,6	7270,53	7786,7	8316,2
12.	Аварийно-восстановительные работы	1287,5	1143,0	1004,6	1772,5	1913,20	2049,0	2188,3
13.	Прочие затраты	2419,4	4315,1	5943,7	3657,8	3618,90	3875,8	4139,4
	Итого расходов:	145287,4	182305,8	195024,2	198534,4	229825,5	254044,1	274026,4
	Прогнозный уровень инфляции, %					7,70%	7,10%	6,80%
	Фактический индекс роста расходов, без учета затрат на реализацию инвестиционной программы, %		25,5%	7,0%	1,8%	15,8%	10,5%	7,9%

	Прибыль, тыс. руб.				5070,3	4549,2	6351,1	6850,7
	Рентабельность, %				2,6%	2,0%	2,5%	2,5%
	Итого:				203604,7	234374,7	260395,2	280877,1

	Отопление			151088,3		190444,5	211587,9	228230,7
	ГВС			34851,8		43930,2	48807,3	52646,4
с учетом надбавки
	Отопление					190444,5	218131,3	234772,6
	ГВС					43930,2	50316,7	54155,4
						234374,7	268448	288928

Приложение 10

Прогноз динамики полезного отпуска теплоэнергии на 2008-2010 годы

N п/п		Факт			План	Прогноз
		2004 г.	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
1.	Выработка тепловой энергии	345,208	340,407	326,925	329,019	326,541	317,124	314,698
1.1.	Расход теплоэнергии на собственные нужды	7,608	7,513	7,225	7,020	7,020	6,766	6,714
1.2.	Отпуск тепловой энергии	337,600	332,894	319,700	321,999	319,521	310,358	307,984
	Отопление	286,471	285,899	279,869	275,584	276,152	264,695	262,706
	Горячее водоснабжение	51,129	46,995	39,831	46,415	43,369	45,663	45,278
1.3.	Потери тепловой энергии	44,000	43,494	41,700	34,692	34,201	33,365	33,111
	Отопление	37,331	37,363	36,505	31,921	34,131	30,659	30,428
	Горячее водоснабжение	6,669	6,131	5,195	2,771	0,071	2,706	2,683
1.4.	Полезный отпуск тепловой энергии	293,600	289,400	278,000	287,307	285,319	276,993	274,873
	Отопление	249,140	248,536	243,364	243,663	242,021	234,036	232,278
	Население	193,300	190,024	183,453	184,973	183,123	175,798	174,040
	Предприятия и учреждения	55,840	58,512	59,911	58,689	58,898	58,238	58,238
	Горячее водоснабжение	44,460	40,864	34,636	43,644	43,298	42,957	42,595
	Население	36,800	33,921	28,026	36,946	36,946	36,207	35,845
	Предприятия и учреждения	7,660	6,943	6,610	6,698	6,352	6,750	6,750

Приложение 11

Тариф на теплоэнергию для потребителей
(с надбавкой по инвестиционной программе)

N п/п	Группы потребителей	ед. изм.	2007		2008		% роста тарифа		2009		% роста тарифа		2010		% роста тарифа
			Отоп- ление	ГВС	Отопле- ние	ГВС	Отоп- ление	ГВС	Отопле- ние	ГВС	Отоп- ление	ГВС	Отопле- ние	ГВС	Отоп- ление	ГВС
1.	Экономически обоснованный та- риф	руб./Гкал	677,03	896,07	782,85	1037,18	15,6%	15,7%	932,04	1171,33	19,1%	12,9%	1010,74	1271,40	8,4%	8,5%
2.	Тариф для населе- ния:	руб./Гкал
	- без НДС	-"-	595,53	821,76	695,22	959,52	16,7%	16,8%	821,29	1112,13	18,1%	15,9%	946,39	1244,47	15,2%	11,9%
	- с НДС	-"-	702,73	969,68	820,36	1132,23	16,7%	16,8%	969,12	1312,31	18,1%	15,9%	1116,74	1468,47	15,2%	11,9%
3.	Тариф для предп- риятий и органи- заций, без НДС	руб./Гкал	933,89	1306,00	1055,30	1488,84	13,0%	14,0%	1266,36	1488,84	20,0%	0,0%	1203,04	1414,40	-5,0%	-5,0%
	Центральное отоп- ление за 1м2 отапливаемой пло- щади, с НДС	1м2/руб. в месяц	10,26		11,98		16,8%		14,15		18,1%		16,30		15,2%
	Горячее водоснаб- жение на 1 чело- века, с НДС	1 чел./руб. в месяц		155,15		181,16		16,8%		209,97		15,9%		234,96		11,9%