Откройте актуальную версию документа прямо сейчас
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
Решением Думы г. Сургута от 28 декабря 2010 г. N 852-IVДГ в настоящее приложение внесены изменения
Приложение
к решению Думы города
от 27 декабря 2007 г. N 331-IVДГ
Инвестиционная программа
"Развитие системы централизованного теплоснабжения на территории
муниципального образования городской округ город Сургут" на 2008 - 2011 годы
28 декабря 2010 г.
Паспорт
Инвестиционной программы
Наименование Инвестиционной программы - |
инвестиционная программа "Развитие системы централизованного теплоснабжения на территории муниципального образования городской округ город Сургут" на 2008 - 2011 годы |
Основание для разработки Инвестиционной программы - |
решение Думы города от 20.09.2007 "Об утверждении технического задания на разработку инвестиционной программы "Развитие системы централизованного теплоснабжения на территории муниципального образования городской округ город Сургут на 2008 - 2010 годы" |
Заказчик Инвестиционной программы - |
Администрация города Сургута |
Разработчик Инвестиционной программы - |
Сургутское городское муниципальное унитарное предприятие "Городские тепловые сети" |
Исполнители мероприятий Инвестиционной программы - |
Сургутское городское муниципальное унитарное предприятие "Городские тепловые сети" (далее - СГМУП "ГТС"), открытое акционерное общество "Территориальная генерирующая компания - 10" (далее - ОАО "ТГК-10") |
Цели Инвестиционной программы - |
повышение надежности работы систем теплоснабжения; обеспечение инженерными коммуникациями новых строительных площадок в соответствии с генеральным планом развития муниципального образования; повышение качества коммунальных ресурсов |
Задачи Инвестиционной программы - |
определение объемов строительства и модернизации объектов теплоснабжения (сетей и центральных тепловых пунктов) для обеспечения возможности подключения к объектам теплоснабжения перспективной застройки города Сургута на основании Генеральной схемы теплоснабжения города Сургута на период с 2001 по 2010 год с перспективой до 2015 года; строительство новых объектов коммунальной инфраструктуры; реконструкция существующих систем коммунальной инфраструктуры; возможность подключения новых потребителей к тепловым сетям и предоставление дополнительной тепловой мощности существующим предприятиям и организациям на территории города при условии сохранения обеспечение недискриминационного доступа к сетям теплоснабжения; обеспечение сбалансированности интересов СГМУП "ГТС", ОАО "ТГК-10", застройщиков и потребителей тепловой энергии; сокращение эксплуатационных затрат; повышение технической оснащенности (СГМУП "Городские тепловые сети", ОАО "ТГК-10") - приобретение и внедрение новой техники, оборудования |
Ожидаемые результаты реализации Инвестиционной программы - |
обеспечение инженерными коммуникациями и производственными мощностями застраиваемых жилых микрорайонов муниципального образования; выполнение мероприятий по обеспечению требуемого уровня надежности работы систем коммунальной инфраструктуры |
Источники финансирования Инвестиционной программы - |
СГМУП "ГТС" - 821,530 млн. рублей, в том числе: за счет платы за подключение, всего - 754,576 млн. рублей, в том числе процент банка - 100,107млн. рублей; за счет надбавки к тарифу - 66,954 млн. рублей.
ОАО "ТГК-10" - 244,836 млн. рублей, в том числе: за счет платы за подключение - 244,836 млн. рублей, в том числе процент банка - 26,619 млн. рублей |
1. Введение
Настоящая Инвестиционная программа разработаны СГМУП "ГТС" в целях реализации концепции приоритетного национального проекта "Доступное и комфортное жилье - гражданам России", ее главного организационно-финансового механизма - Федеральной целевой программы "Жилище" на 2002 - 2010 годы, подпрограммы "Модернизация объектов коммунальной инфраструктуры", а также в соответствии с Федеральным законом от 30.12.2004 N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса" (с изменениями и дополнениями), постановлениями Правительства РФ от 13.02.2006 N 83, от 9.06.2007 N 360, от 23.07.2007 N 464 и решением Думы от 20.09.2007 N 269-IVДГ "Об утверждении технического задания на разработку программы "Развитие системы централизованного теплоснабжения на территории муниципального образования городской округ город Сургут на 2008 - 2011 годы".
Инвестиционная программа в соответствии с подпунктом 6 части 1 статьи 2 Федерального закона от 30.12.2004 N 210-ФЗ разработана с целью комплексного развития системы централизованного теплоснабжения города Сургута и для решения следующих задач:
возможность подключения новых потребителей к тепловым сетям и предоставления дополнительной тепловой мощности существующим предприятиям и организациям на территории города при условии сохранения надежности и бесперебойности подачи тепловой энергии;
обеспечение недискриминационного доступа к сетям теплоснабжения;
создание предельно простого и прозрачного механизма подключения к сетям инженерно-технического обеспечения;
обеспечение сбалансированности интересов энергоснабжающих организаций и потребителей тепловой энергии.
снижение производственных затрат путем повышения экономической эффективности производства товаров (оказания услуг), внедрение современных технологий;
создание условий, необходимых для привлечения инвестиций в целях развития и модернизации системы теплоснабжения;
полное возмещение затрат СГМУП "ГТС", связанных с реализацией Инвестиционной программы;
обеспечение доступности для потребителей услуги теплоснабжения после установления тарифа на подключение к системе теплоснабжения и надбавки к тарифу на услуги теплоснабжения для потребителей.
Решение поставленных задач связано с:
ростом мощности системы теплоснабжения, связанным с увеличением зон теплоснабжения, числа новых пользователей, новым строительством;
активизацией процесса развития социальной инфраструктуры города путем повышения качества оказываемой услуги теплоснабжения;
внедрением современных технологий.
Достижение поставленных задач в условиях развития города и повышения комфортности проживания возможно за счет использования лучших отечественных и зарубежных технологий и оборудования, используемых при строительстве и модернизации объектов хозяйственной деятельности СГМУП "ГТС" и филиал ОАО "ТГК-10" "Сургутские тепловые сети"
В настоящей Инвестиционной программе представлен полный комплекс необходимых к выполнению мероприятий в части оказываемой предприятием СГМУП "ГТС" услуги теплоснабжения. Предприятием выполнен расчет финансовых потребностей, необходимых для реализации Инвестиционной программы.
Для обеспечения потребностей строящихся объектов капитального строительства, достижения баланса интересов потребителей коммунальных услуг и самих предприятий коммунального комплекса, а также для соблюдения доступности услуг и эффективности функционирования предприятия Инвестиционная программа предусматривает привлечение денежных средств путем введения механизма платы за подключение объектов капитального строительства к сетям инженерно-технического обеспечения и установления надбавок к ценам (тарифам) для потребителей городского округа (части территории).
Настоящая Инвестиционная программа предусматривает выполнение работ на сумму 939 640 тыс. рублей, а с учетом уплаты процентов по заемным средствам сумма составит 1 066 366, 66 тыс. рублей.
Эти денежные средства могут быть обеспечены за счет средств, поступающих от оказания услуг по теплоснабжению в части установленной надбавки к цене (тарифу) для потребителей города, а также за счет платы за подключение к сетям инженерно-технического обеспечения.
Источники финансирования СГМУП "ГТС" рассмотрены с учетом критериев доступности Инвестиционной программы для потребителей услуги теплоснабжения, а также с учетом достижения задач, поставленных в концепции реформирования в части гарантированного качества услуг, безопасности, внедрения современных технологий и повышения объема оказываемых услуг.
Кроме того, СГМУП "ГТС" предлагает в 2008 году осуществлять финансирование Инвестиционной программы с привлечением заемных средств с полным возвратом за период действия программы. Сумма заемных средств составит 704 037 тыс. рублей, в том числе для СГМУП "ГТС" - 556 150 тыс. рублей, ОАО "ТКГ-10" - 147 887 тыс. рублей.
2. Описание действующей системы теплоснабжения, специфики
функционирования и основных технико-экономических показателей
В настоящее время производство и предоставление тепловой энергии на территории города обеспечивают следующие организации коммунального комплекса:
филиал ОАО "ОГК-2" "Сургутская ГРЭС-1";
филиал ОАО "ОГК-4" "Сургутская ГРЭС-2";
СГМУП "ГТС";
СГМУП "Тепловик";
ООО "Теплоснабжающая организация";
ЗАО "АСКТ".
2.1. Производство тепловой энергии
СГМУП "ГТС" осуществляет производство тепловой энергии, передачу и распределение тепловой энергии, произведенной собственными источниками, и тепловой энергии, полученной от сторонних производителей (ОАО "ТГК-10" ЗАО "АСКТ", ООО "Теплоснабжающая организация").
Общая балансовая мощность всех вышеуказанных источников на 1 октября 2007 года составила 379,898 Гкал/ч, присоединенная мощность - 252,602 Гкал/ч
Выработка тепловой энергии СГМУП "ГТС" производится на 11 котельных:
N 1, 2 - микрорайон "Нефтяник";
N 3 - микрорайон Энергетиков (ул. Майская);
N 5, 19 - пос. Дорожный;
N 6 - п. Заячий остров;
N 7 - Промзона (ул. Индустриальная);
N 9 - Тепличный комплекс,
N 12 - 9-й промузел;
N 13, 14 - микрорайон Железнодорожников.
Кроме того, работает блок-модульная котельная N 20 бани "Нефтяник".
2.2. Передача и распределение тепловой энергии
СГМУП "ГТС" осуществляет передачу и распределение тепловой энергии, произведенной собственными источниками, и тепловой энергии, полученной от филиала ОАО "ТГК-10" "Сургутские тепловые сети", по магистральным и внутриквартальным тепловым сетям общей протяженностью 801, 902 км диаметром от 15 - 800 мм. Система теплоснабжения закрытая.
Обеспечение требуемых режимов работы (гидравлического, статического и температурного) системы отопления потребителей осуществляется 98 ЦТП и 7 ПС, расположенных в разных районах города и за городом. ЦТП оснащено терморегуляторами системы ГВС, которые обеспечивают поддержание температуры горячей воды в заданном диапазоне регулирования; 78 ЦТП - регуляторами перепада давления в системе отопления. На 39 ЦТП установлена автоматизированная система телеметрического контроля и управления технологическими процессами, которая обеспечивает создание информационной сети о состоянии технологического объекта, отчет по коммерческим узлам учета энергоресурсов, прогнозирование, обнаружение и оповещение об аварийных ситуациях с выводом всей необходимой информации диспетчеру.
По состоянию на 01.10.2007 реконструировано 46 ЦТП, в том числе в 2006 году - 18. Кроме того, 88 ЦТП оснащено терморегуляторами системы ГВС, которые обеспечивают поддержание температуры горячей воды в заданном диапазоне регулирования;
Магистральные задвижки диаметром 500 мм и более, а также задвижки, задействованные в автоматическом регулировании ЦТП и ПС, оборудованы электрическими приводами.
Общая протяженность сетей теплоснабжения 801, 902 км, основной способ прокладки - подземный. По состоянию на 01.10.2007 эксплуатируется ветхих тепловых сетей - 52 208 погонных метров в 2-х трубном исполнении, в том числе 14 108 м магистральных тепловых сетей. Обеспеченность населения услугой тепловодоснабжения по состоянию на 01.10.2007 представлена в таблице 1.
Обеспеченность населения услугой тепловодоснабжения по состоянию
на 01.10.2007
Таблица 1
Показатели по состоянию на конец отчетного периода |
Перечень географических зон |
Всего |
|||||||
ГРЭС -1 |
ГРЭС -2 |
Кот. N 1 - 2 |
Кот. N 3 |
Кот. N 5 |
Кот. N 14 |
ООО "'ТСО"" |
ЗАО "АСКТ" |
||
1. Численность населения жилфонда (чел.) |
151392 |
50 644 |
19 038 |
20 016 |
1 110 |
17 039 |
871 |
718 |
260831 |
в том числе |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
проживающие в домах с общедомовыми приборами учета |
|
|
|
|
|
|
|
|
71 208 |
2. Численность населения частного сектора |
73 |
573 |
|
71 |
2 |
|
|
|
719 |
в том числе |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
проживающие в домах с общедомовыми приборами учета |
33 |
99 |
|
7 |
|
|
|
|
139 |
В таблице 2 представлена информация о количестве договоров на услуги теплоснабжения, заключенных с абонентами по категориям потребителей по состоянию на 01.10.2007.
Таблица 2
Группы потребителей |
Абоненты на конец отчетного периода |
1. Бюджетные потребители |
72 |
2. Прочие потребители |
860 |
в том числе |
|
управляющие компании |
27 |
частный жилой сектор |
237 |
промышленные пред-приятия и организации |
596 |
Итого |
932 |
В таблице 3 отражено оснащение объектов приборами учета по категориям потребителей.
Таблица 3
Категории абонентов |
Количество счетчиков |
Всего |
||
тепловой энергии |
горячей воды |
холодной воды |
||
Население жилфонда |
476 |
425 |
112 |
1 013 |
Население частного жилого сектора |
32 |
4 |
71 |
107 |
Промышленные предприятия |
986 |
475 |
867 |
2 328 |
Сельскохозяйственные предприятия |
|
|
|
|
Бюджетные организации |
329 |
273 |
137 |
739 |
Итого |
1 823 |
1 177 |
1 187 |
4 187 |
Итого за 6 месяцев |
1 678 |
1 156 |
1 186 |
4 020 |
Основными потребителями, у которых установлено наибольшее количество приборов учета, являются промышленные предприятия - 2 328 штук, что составляет 55, 6 % от общего количества установленных приборов учета.
Оснащенность приборами учета потребителей услуг тепловодоснабжения составляет в среднем 79, 5 %, что на 2, 1 % больше по сравнению с предыдущим годом. За 3 квартал 2007 года количество приборов учета увеличилось на 167 штук.
В таблице 4 отражена структура баланса выработанной собственными котельными, полученной от сторонних поставщиков и реализованной потребителям тепловой энергии за 9 месяцев 2007 года.
Таблица 4
|
Показатели |
Единица измерения |
За 9 месяцев 2007 года |
Структура по факту (%) |
1. |
Тепловая энергия всего, в том числе |
т.Гкал |
1 999 |
100,0 |
1.1. |
производство собственными котельными |
т.Гкал |
507 |
25,36 |
1.2. |
получено от поставщиков |
т.Гкал |
1 492 |
74,64 |
2. |
Технологические нужды котельных |
т.Гкал |
25 |
1,25 |
3. |
Потери в сетях |
т.Гкал |
168 |
8,40 |
4. |
Реализовано всего |
т.Гкал |
1806 |
90,35 |
|
в том числе |
|
|
100 |
4.1. |
собственные нужды предприятия |
т.Гкал |
7 |
0,39 |
4.2 |
сторонние потребители |
т.Гкал |
1 799 |
99,61 |
4.2.1. |
население |
т.Гкал |
1 262 |
69,88 |
4.2.2. |
промышленные предприятия |
т.Гкал |
348 |
19,27 |
4.2.3. |
бюджетные организации |
т.Гкал |
189 |
10,47 |
Филиал ОАО "ТГК-10" "Сургутские тепловые сети" обеспечивает передачу тепловой энергии потребителям города от двух источников тепла: СГРЭС-1 и СГРЭС-2, которые входят в состав ОАО "ОГК-2" и ОАО "ОГК-4" соответственно. Кроме того, с помощью пиковой котельной тепловых сетей (ПКТС) Сургутскими тепловыми сетями обеспечивается пиковый подогрев сетевой воды от СГРЭС-1 до необходимой температуры.
Общая балансовая мощность вышеуказанных источников на 1 октября 2007 года составила: СГРЭС-1 - 1053 Гкал/ч (в том числе ПКТС - 350 Гкал/ч), присоединенная тепловая нагрузка - 634, 319 Гкал/ч, СГРЭС-2 - 230 Гкал/ч, присоединенная мощность - 204, 529 Гкал/ч.
В состав оборудования филиала ОАО "ТГК-10" "Сургутские тепловые сети" входят:
1. Пиковая котельная тепловых сетей
Основное назначение:
подогрев прямой сетевой воды от СГРЭС-1 на город с Т1 = 112°С до расчетной по температурному графику Т1 = 113_142°С в диапазоне температур наружного воздуха Тн.в. = - 23_- 43°С;
снижение давления в обратном трубопроводе вывода тепловой сети на город с 7,0(6,0_8,0) кгс/см2 до 2,0 кгс/см2 в течение всего отопительного сезона;
регулирование расчетного располагаемого перепада давлений на город dH = (Р1 - Р2) = (80 - 20) = 60 м = const;
защита системы теплоснабжения города от внезапного повышения давления и гидравлических ударов.
На ПКТС установлено следующее оборудование:
Водогрейный котел КВГМ-50 |
|
- 3 шт. |
Водогрейный котел КВГМ-100 |
|
- 2 шт. |
Перекачивающие насосы СЭ 2500-60-11 |
|
- 6 шт. |
Сетевые насосы СЭ2500-60 -11 |
|
- 6 шт. |
2. Тепломагистраль "СГРЭС-1 - ПКТС"
Суммарная протяженность трассы |
- 6663 м |
Из них 2 Ду 1200, надземная прокладка |
- 5223 м |
Из них 2 Ду 1000, надземная прокладка |
- 1440 м |
Емкость трубопроводов |
- 15828 м3 |
3. Тепломагистраль "ПКТС - Восточный жилой район"
Суммарная протяженность трассы |
- 2969 м |
|
Из них 2Ду 800, подземная прокладка |
- 691,1 м |
|
Из них 2Ду 800, надземная прокладка |
- 2278,4 м |
|
Емкость трубопроводов |
- 2984 м3 |
4. Тепломагистраль "СГРЭС-2- Промзона"
Надземная прокладка
2 ф 820х8 - 4948 м
2 ф 529х6 - 954 м
2 ф 426х5 - 1700 м
2 ф 325х5 - 250 м
2 ф 273х5 - 1150 м
2 ф 219х4 - 1272 м
2 ф 159х4 - 1500 м
Итого: 11774 м
Емкость теплосети составляет 6200 м3
5. Тепломагистраль "СГРЭС-2 - Восточный жилой район"
Надземная прокладка
dy 1000 - (от СГРЭС-2 до П-5) |
- 5681 м |
|
dy 800 - (от П-5 до ПК 74) |
- 2836 м |
|
dy 800 - (от П-9 до врезки в т/м по пр.Комсомольский) |
- 1660 м |
|
Итого 10177 м. Емкость теплосети составляет: 13500 м3 |
6. Перекачивающая насосная станция на т/м "СГРЭС-2 - Восточный жилой район"
Перекачивающие насосы марки СЭ-1250-70-16 |
- 4 шт. |
Полезный отпуск тепловой энергии филиалом ОАО "ТГК-10" Сургутские тепловые сети
Таблица 5
N п.п. |
Полезный отпуск тепловой энергии |
2006 год Гкал |
9 месяцев 2007 года Гкал |
1. |
Промышленные и приравненные к ним потребители |
212 083.00 |
125 210,00 |
2. |
Бюджетные организации |
9 179,00 |
5 928,00 |
3. |
Другие энергоснабжающие организации (в том числе СГМУП "ГТС") |
2 500 269,00 |
1 480 882,00 |
4 |
Всего |
2 721 531,00 |
1 612 020,00 |
Обобщенные данные по источникам Сургутского рынка тепловой энергии на 1 октября 2007 года приведены в таблице 6. Присоединенная тепловая мощность здесь и далее рассчитывалась с учетом максимально-часовой нагрузки горячего водоснабжения.
Таблица 6
|
Тепловая мощность (Гкал/ч) |
Резерв мощности (Гкал/ч) |
Резерв мощности (Гкал/ч) |
||
Балансовая |
Присоединенная |
Пропускная способность магистральных сетей |
По балансовой мощности |
По пропускной способности |
|
ГРЭС-1 (в том числе ПКТС 350 Гкал/ч) |
1053 |
634,319 |
703 |
418,681 |
- 350 |
ГРЭС-2 |
230 |
204,529 |
450 |
25,471 |
220 |
Котельные СГМУП "ГТС" |
339,297 |
267,5 |
367 |
71,797 |
27,703 |
Итого |
1622,297 |
1110,867 |
1520 |
511,43 |
- 102,297 |
3. Анализ существующих проблем и тенденций изменения рынка коммунальных услуг
3.1. Теплоисточник "Сургутская ГРЭС-1"
Установленная теплофикационная мощность СГРЭС-1 для теплоснабжения города (без учета сторонних потребителей и собственных нужд) составляет 703 Гкал/ч (блоки 12, 14 и 15).
Существующая схема трубопроводов внутреннего тракта сетевой воды СГРЭС-1 имеет максимальную пропускную способность, равную 8500 - 8700 т/ч (не зависимо от числа включенных сетевых насосов и включения в работу ПСГ блока 12) по условиям:
отсутствия запаса по давлению Рвсас мин. i 28 м во всасывающих патрубках сетевых насосов группы ТНЗ типа СЭ 2500-180-10 (допустимому кавитационному запасу - NPSН);
отсутствия резерва по располагаемому напору на выходе тепломагистрали 2 Ду 1200 мм СГРЭС-1 - ПКТС из стены главного корпуса за счет повышения давления в обратном трубопроводе более договорной величины Р0с макс < 22 1 л при увеличении расхода циркуляции.
Примечание: снижение располагаемого напора на выходе из СГРЭС-1 приводит к ограничению пропускной способности тепломагистрали 2 Ду 1200/1000 мм СГРЭС-1 - ПКТС.
При данном расходе циркуляции 8500 - 8700 т/ч максимальный отпуск тепловой энергии от СГРЭС-1 на город составляет не более 464 - 475 Гкал/ч (при Тн.в. = - 230С) и 358 - 366 Гкал/ч (при Тн.в. = - 43°С).
Примечание: снижение отпуска теплоты от СГРЭС-1 в диапазоне температур наружного воздуха Тн.в. = с -230С до - 430С происходит за счет увеличения Т2 при постоянной Т1 = 112°С = const.
Теплоисточник СГРЭС-1 имеет резерв по тепловой мощности и величине пропускной способности внутреннего тракта сетевой воды (по условию максимального расхода циркуляции 8500 - 8700 т/ч) по отношению к существующей подключенной нагрузке (по состоянию на 01.09.2007);
резерв по увеличению циркуляции (8700 - 900) = 800 т/ч (+10%),
резерв по максимальному отпуску тепловой энергии от СГРЭС-1 при Тн.в. - 23°С (475,2 - 431,5) = 43, 7 Гкал/ч (+10%).
Запертая тепловая мощность СГРЭС-1 для вывода тепломагистрали 2 Ду 1200 мм СГРЭС-1 - ПКТС по условию максимальной пропускной способности внутреннего тракта сетевой воды 8 500...8 700 т/ч составляет 228 Гкал/ч.
3.2. Теплоисточник "Сургутская ГРЭС-2"
Фактическая суммарная установленная теплофикационная мощность СГРЭС-2 составляет (122, 4 х 6) = 674, 4 Гкал/ч.
Примечание; проектное значение установленной теплофикационной мощности (160 х 6) = 960 Гкал/ч ограничено следующими причинами:
недостаточно высоким давлением сетевой воды в общестанционном коллекторе прямой сетевой воды Ж 820 мм (обусловлено напором группы сетевых насосов первого подъема типа СЭ 2500-60-11), что приводит к ограничению максимальной температуры сетевой воды на выходе из пиковых подогревателей ПСВ-500-14-23 для фактических условий не более 143, 5°С при расчетной 150°С;
применением в основных ПСВ-500-3-23 и пиковых ПСВ-500-14-23 подогревателях трубок из стали 12Х18Н10Т и 08Х18Н10Т (l=13,672 ккал/м*ч*0С) вместо трубок из Л-68 (l=90,026 ккал/м*ч*0С), что приводит к увеличению недогрева сетевой воды на выходе из подогревателей (ПСВ-500-3-23 на 4,540С, ПСВ-500-3-23 на 5,160С) и снижению теплопроизводительности (ПСВ-500-3-23 на 9,860С, ПСВ-500-14-23 на 13,10С).
Максимально возможный отпуск тепловой энергии от СГРЭС-2 на город составляет 410, 5 Гкал/ч.
Примечание: для увеличения отпуска тепловой энергии на город до 410,5 Гкал/ч требуется выполнение комплекса мероприятий по реконструкции теплофикационной схемы станции (строительство второго тепловывода, установка дополнительных сетевых насосов и пр.).
Существующая схема трубопроводов внутреннего тракта сетевой воды СГРЭС-2 применительно к первому выводу 2 Ду 800 мм на ВЖР имеет максимальную пропускную способность равную 3 750...3 900 т/ч обусловленную:
количеством установленных сетевых насосов в группе ПСН-6...ПСН-9 типа СЭ 1250-140-11 (3 рабочих и 1 резервный);
гидравлическими потерями в существующих трубопроводах обратной и прямой сетевой воды Ж820 мм в главном корпусе станции (суммарные потери в ОС и ПС при расходе 3 900 т/ч составляют 47,9 м).
Примечание: существующий диаметр трубопроводов Ж820 мм первого вывода на ВЖР по пропускной способности соответствует количеству насосов, установленных в группе ПСН-6_ ПСН-9 и не требует дополнительных мероприятий по увеличению пропускной способности.
При данном расходе циркуляции 3 750 - 3 900 т/ч максимальный отпуск тепловой энергии от СГРЭС-2 на город составляет не более 288 -299 Гкал /ч (при Тн.в. = - 43 0 С и Т1 = 1420 С).
Теплоисточник СГРЭС-2 имеет резерв по тепловой мощности и величине пропускной способности внутреннего тракта сетевой воды (по условию максимального расхода циркуляции 3 750 - 3 900 т/ч) по отношению к существующей подключенной нагрузке (по состоянию на 01.09.2007):
резерв по увеличению циркуляции (3 900 - 3 200) = 700 т/ч (+22%);
резерв по увеличению отпуска тепловой энергии от СГРЭС-2, подключенной нагрузки к тепломагистрали, (299,1 - 245,4) = 53,7 Гкал/ч (+22%).
Запертая тепловая мощность СГРЭС-2 для вывода на город по условию максимальной пропускной способности внутреннего тракта сетевой воды (первого тепловывода) равной 3 750 - 3 900 т/ч составляет (410, 5 - 299, 1) = 111, 4 Гкал/ч.
3.3. Теплоисточник "Пиковая котельная тепловых сетей ОАО "ТГК-10"
Установленная мощность пиковых водогрейных котлов на ПКТС составляет 350 Гкал/ч.
Фактическая мощность пиковых водогрейных котлов на ПКТС применительно к выполнению трех основных условий по обеспечению требуемой надежности составляет 280-287 Гкал/ч
Примечание: для обеспечения требуемой надежности работы поверхностей нагрева пиковых водогрейных котлов на ПКТС требуется выполнение трех основных условий:
Условие 1. Давление за котлом должно обеспечивать достаточный запас по невскипанию сетевой воды (рекомендуемый запас - 40°С) в поверхностях нагрева пиковых водогрейных котлов для исключения пристенного кипения в трубах и ускоренного роста карбонатных отложений.
Условие 2. Расход сетевой воды через котел должен составлять не менее Gфакт ВК = 1,15_1,35 х Gпасп ВК (для гарантированного обеспечения расчетных расходов и скоростей теплоносителя в трубах поверхностей нагрева и снижения отрицательного эффекта гидравлической разверстки обусловленной конструктивными особенностями котлов).
Условие 3. Максимальная теплопроизводительность котлов не должна превышать QВК макс = 0,80..0,82 х QВК пасп в связи с высокими значениями теплонапряжений в топочных камерах и наличием прекосов тепловых потоков применительно к существующим горелкам на котлах.
Максимальная теплопроизводительность котлов N 1 _3 типа КВГМ-50 при выполнении трех условий не должна превышать 40 - 41 Гкал/ч.
Максимальная теплопроизводительность котлов N 4 и 5 типа КВГМ-100 при выполнении трех условий не должна превышать 80 - 82 Гкал/ч.
Потребность в отпуске теплоты от ПКТС на город для существующей величины подключенной тепловой нагрузки по состоянию на 01.09.2007 составляет 206 Гкал/ч (при Тн.в. = - 43°С и соответствующем расходе циркуляции 6 870 т/ч).
Существующая суммарная подключенная тепловая нагрузка города по состоянию на 01.09.2007 в зоне теплоснабжения ПКТС составляет Qсум. = 549,6 Гкал/ч, что соответствует максимальному значению расхода циркуляции Gцирк. = 7 700 - 900 т/ч (при Тн.в. = - 4,2°С).
Существующая схема трубопроводов внутреннего тракта сетевой воды ПКТС и состав насосного оборудования обеспечивает максимальную пропускную способность равную 7 100 - 7 200 т/ч (не зависимо от числа включенных сетевых насосов в группе ПН-7 - ПН-12) по условию обеспечения требуемого давления обратной сетевой воды на город равного 2,0 кгс/см2.
Теплоисточник ПКТС имеет резерв по установленной тепловой мощности и дефицит по пропускной способности внутреннего тракта сетевой воды (по условию максимального расхода циркуляции 7 100 - 7 200 т/ч) по отношению к существующей подключенной нагрузке (по состоянию на 01.09.2007):
дефицит по расходу циркуляции (7 200 - 7 900) = - 700 т/ч (- 9,7 %);
запас по фактической тепловой мощности
водогрейных котлов на ПКТС (287 - 206) = 81 Гкал/ч (+28,2 %).
Подключенная тепловая нагрузка города к зоне теплоснабжения СГРЭС-1 - ПКТС превышает максимально допустимую по условиям пропускной способности внутреннего тракта сетевой воды ПКТС на 9,7 %.
3.4. Тепломагистраль "СГРЭС-1 - ПКТС"
Подключение перспективных тепловых нагрузок в городе (зона теплоснабжения ПКТС) недопустимо по причине ограниченной пропускной способности тепломагистрали 2 Ду 1200/1000 мм от СГРЭС-1 до ввода в ПКТС и недостаточного напора группы откачивающих насосов ПН-6 - ПН-12 установленных в ПКТС.
Для увеличения пропускной способности тепломагистрали 2 Ду 1200/1000 мм СГРЭС-1 - ПКТС в 2007 - 2009 годы требуется разработать мероприятия, выполнить рабочие проекты и СМР по повышению ее пропускной способности предусматривающие:
перекладку участка тепломагистрали СГРЭС-1 - ПКТС с увеличением диаметра с 2 Ду 1000 мм на 2 Ду 1200 мм длиной 1 320 м (в двухтрубном исчислении) от павильона П-3 до входа в ПКТС;
перекладку подающего тепломагистрали СГРЭС-1 - ПКТС 1 Ду 1200 мм от выхода из стены СГРЭС-1 до павильона П-3 длиной 5 847 м (в однотрубном исчислении), запланированную после 2010 года;
переключение теплоснабжения Северного промузла (подмешивающей станции ПС-4) непосредственно на тепломагистрали 2 Ду 1200 мм СГРЭС-1 - ПКТС;
реконструкцию схемы подключения потребителей ветки N 3 (ответвление 2Ж159 мм на потребителей ООО "Север-Холдинг Вино" и ООО "Аура");
реконструкцию схемы подключения потребителей ветки N 4 (ответвление 2Ж325 мм на потребителя МСХП "Северное").
Все вышеперечисленные мероприятия по увеличению пропускной способности тепломагистрали, реконструкции теплофикационного комплекса СГРЭС-1 и технологической схемы ПКТС позволят увеличить расходы циркуляции и отпуск тепловой энергии на город по отношению к существующей подключенной нагрузке (по состоянию на 01.09.2007):
увеличение циркуляции от СГРЭС-1 (11 000 - 7 900) = 3 100 т/ч (+39%);
увеличение циркуляции на город с учетом переключения ПС-4 (10 150 - (7 900 - 500)) = 2 850 т/ч (+39%);
увеличение максимального отпуска тепловой энергии от СГРЭС-1 при Тн.в. = - 23,0°С (600,8 - 431,5) = 169,3 Гкал/ч (+39%);
увеличение суммарного отпуска тепловой энергии от СГРЭС-1 и ПКТС на город с учетом переключения ПС-4 (706 - (549,6 - 40)) = 196,4 Гкал/ч (+39%).
3.5. Тепломагистраль "СГРЭС-2 - Восточный жилой район"
Подключение перспективных тепловых нагрузок в Восточном жилом районе города (зона теплоснабжения СГРЭС-2) недопустимо по причинам:
ограниченной пропускной способности участка тепломагистрали 2 Ду 800 мм от павильона П-5 (подключение ЦТП-88 и ЦТП-90) до павильона П-9 длиной 1 914 м (в районе точки разветвления тепломагистрали к павильонам П-12 (ул. Геологическая) и П-11 (ул. Зеленая);
невозможности дальнейшего снижения давления в обратных трубопроводах на вводах у потребителей Восточного жилого района до расчетного путем загрузки насосов ПН-1 - ПН-4, установленных в существующей перекачивающей насосной станции ПНС (в связи с неверным выбором места расположения ПНС у кольца ГРЭС определенного рабочим проектом).
Дальнейшее подключение тепловых нагрузок в городе в настоящий момент недопустимо и ограничено только требованием проведения работ по реконструкции объектов находящихся на балансе филиала ОАО "ТГК-10" "СТС" (тепломагистрали, ПКТС, ПНС-2 и пр.) и СГМУП "ГТС".
Самовольное подключение дополнительных потребителей может привести к полному обвалу гидравлического режима системы теплоснабжения города и массовым жалобам потребителей.
Подключенная тепловая нагрузка в зоне теплоснабжения ПКТС по состоянию на 01.09.2007 превышает максимально допустимую по условию пропускной способности внутреннего тракта сетевой воды ПКТС на 9,7%, что приводит к снижению расчетного располагаемого напора на выходе из ПКТС в точке излома температурного графика с 60 до 42 м (т.е. на 30%, что приводит практически к полному прекращению циркуляции у наиболее удаленных потребителей).
В зоне теплоснабжения от СГРЭС-2 подключенная тепловая нагрузка (по состоянию на 01.09.2007) года равняется максимально допустимой по условию пропускной способности тепломагистрали и напора существующей ПНС (превышение отсутствует).
Ограничения по подключению дополнительных тепловых нагрузок в городе со стороны теплоисточников СГРЭС-1 и СГРЭС-2 по состоянию на 01.09.2007 отсутствуют.
Для возможности дальнейшего развития города и осуществления подключения новых потребителей необходимо проведение мероприятий по реконструкции существующих и строительству новых объектов теплосетевого комплекса, большая часть из которых вошла в перечень мероприятий Инвестиционной программы
3.6. Теплоисточник "Котельная N 1"
Котельная N 1 введена в работу в работу в 1971 г. с шестью паровыми котлами ДКВР 10/13, которые были переведены в водогрейный режим с температурным графиком 95 -700С. Ввиду того, что централизованная система теплоснабжения города работает по температурному графику 150 -700С, то возможность использования этой котельной была только в межотопительный период для обеспечения горячего водоснабжения микрорайона Нефтяников. Проведение реконструкции котельной N 1 позволит увеличить мощность котельной с 33,24 Гкал/ч до 66 Гкал/ч и в условиях реально существующего дефицита тепла по зонам теплоснабжения котельной N 2 и СРГЭС-1 -ПКТС позволит получить дополнительные мощности.
4. Система программных мероприятий
СГМУП "ГТС" и ОАО "ТГК-10" это предприятия единой технологически связанной системы теплоснабжения города Сургута. В соответствии с пунктом 9 Постановление Правительства Российской Федерации от 23.06.2007 N 464 "Об утверждении Правил финансирования инвестиционных программ организаций коммунального комплекса - производителей товаров и услуг в сфере электро- и (или) теплоснабжения" в составе финансовых потребностей организации коммунального комплекса могут предусматриваться расходы, связанные с мероприятиями по развитию сети инженерно-технического обеспечения, находящейся во владении другой организации коммунального комплекса, если такая сеть является технологически связанной с объектом коммунальной инфраструктуры, строящимся и (или) модернизируемым в рамках инвестиционной программы первой организации коммунального комплекса, и если без проведения указанных мероприятий по развитию технологически связанной сети инженерно-технического обеспечения реализация инвестиционной программы первой организации коммунального комплекса невозможна.
В случае если указанные мероприятия включены в инвестиционную программу организации коммунального комплекса, во владении которой находится технологически связанная сеть инженерно-технического обеспечения, размер таких расходов определяется исходя из установленных тарифов на подключение. Если мероприятия по развитию указанной сети не включены в инвестиционную программу организации коммунального комплекса, являющейся ее владельцем, размер таких расходов определяется пропорционально потребляемой нагрузке объектов коммунальной инфраструктуры, подключаемых (подключенных) к технологически связанной сети инженерно-технического обеспечения.
На основании вышеизложенного в настоящую Инвестиционную программу включены мероприятия СГМУП "ГТС" и ОАО "ТГК-10", а именно:
Таблица 7
1. |
Теплоисточник ПКТС (пиковая котельная тепловых сетей) Мероприятия ОАО "ТГК-10" |
1.1. |
Реконструкция ПКТС: замена существующих перекачивающих насосов ПН-7 - ПН-12 типа СЭ 2500-60-11 на более высоконапорные; установка индивидуальных насосов рециркуляции на пиковых водогрейных котлах N 1 - 5. |
1.2. |
Реконструкция ПКТС: монтаж дополнительного подающего трубопровода 1Ш820 мм длинной 125 м.; монтаж дополнительного обратного трубопровода 1 Ш820 мм длинной 85 м |
Выполнение данных мероприятий одновременно с пунктом 2.1 приложения 2 к настоящей Инвестиционной программе позволит обеспечить улучшение гидравлического режима зоны теплоснабжения ПКТС - Центральный жилой район (ЦЖР), и, как следствие, возможность транспортирования тепловой энергии с нормативными параметрами до любых точек географической зоны ЦЖР.
Таблица 8
2. |
Тепломагистрали ГРЭС-1 Мероприятия СГМУП "ГТС" |
2.1. |
Реконструкция магистральных тепловых сетей (I пусковой комплекс): участок тепловых сетей от 3 ТК-3 до неподвижной опоры (перекресток пр. Мира и ул. Островского) |
2.2. |
Реконструкция магистральных тепловых сетей (II пусковой комплекс): участок тепловых сетей от неподвижной опоры (перекресток пр. Мира и ул. Островского) до 2 ТК-16 |
2.3. |
Реконструкция магистральных тепловых сетей (I пусковой комплекс): участок по ул. Маяковского от теплофикационной камеры 3 ТК-3 по ул. Мира до теплофикационной камеры 3ТК-5 "А" по ул. 50 лет ВЛКСМ |
2.4. |
Реконструкция магистральных тепловых сетей (2 участок) от неподвижной опоры Н4 до камеры УТ-4 (5ТК-9) |
2.5. |
Реконструкция резервирующей перемычки между магистральными тепловыми сетями по ул. Ленина и ул. Губкина от 1 ТК-19 (развязка N 1) до 1 ТК-24 в городе Сургуте |
2.6. |
Реконструкция магистральных тепловых сетей от 8 ТК-3 - 8 ТК-4 до ЦТП-38, 39 в 34 микрорайоне города |
2.7. |
Реконструкция магистральных тепловых сетей от 1ТК19 (развязка N 1) до 1ТК15 по проспекту Мира в г. Сургуте |
Реализация данных мероприятий одновременно с исполнением подпунктов 1.2.1, 1.2.2 приложения 2 к настоящей Инвестиционной программе позволит обеспечить расчетный гидравлический режим зоны теплоснабжения СГРЭС-1 - ПКТС и гарантировать высокое качество услуг по теплоснабжению потребителем, находящимся в ЦЖР, включая и присоединение перспективных тепловых нагрузок этой зоны.
Таблица 9
3. |
Тепломагистраль ГРЭС-2 - Восточный жилой район Мероприятия ОАО "ТГК-10" |
3.1. |
Строительство новой перекачивающей насосной станции ПНС-2 на обратном трубопроводе тепломагистрали на входе в Восточный жилой район (в районе павильона П-6) с системой защиты от повышения давления |
3.2. |
Выполнение рабочего проекта и монтаж двух новых секционирующих задвижки 30 с 964 на Ду 800 мм Ру25 кг/см2 (или два шаровых крана DN 500 мм, PN 25 кг/см2 с установкой через переходы 820х530 мм) на тепломагистрали 2Ш820 мм "ПКТС - Восточный жилой район (П-12)" между ТК8-1 (существующая) и ТК8-2 (новая) |
3.3. |
Выполнение рабочих проектов реконструкции схем подключения потребителей СГМУП "Городской рынок" |
3.4. |
Реконструкция схемы подключения потребителей СГМУП "Городской рынок" |
Комплексная реализация данных мероприятий повлечет за собой возможность увеличения пропускной способности тепломагистрали СГРЭС-2 - ВЖР на 182,207 Гкал/час по отношению к существующей пропускной способности этой тепломагистрали, равной 245 Гкал/час. При этом необходимо учитывать, что после выполнения силами ОАО "ТГК-4" первоочередных мероприятий по реконструкции тепловой схемы СГРЭС-2 включающее строительство второго теплового участка тепломагистрали от здания станции, появляется возможность получить дополнительно для подключения объектов теплоснабжения города тепловую нагрузку в объеме 111 Гкал/час и довести величину отпускаемой теплоэнергии до 410 Гкал/час.
С учетом вышеизложенного величина дополнительно подключаемой тепловой нагрузки от теплоисточника СГРЭС-2 составит 165 Гкал/час.
Эти мощности могут быть распределены следующим образом:
1) для обеспечения тепловой энергией существующей застройки микрорайонов 32, 33, 20 А, переключаемых в перспективе с теплоисточника СГРЭС-1 - ПКТС на СГРЭС-2 - 67,544 Гкал/час;
2) для обеспечения точечной застройки существующей зоны теплоснабжения ВЖР и новых районов перспективной застройки в период с 2008 по 2010 год с подключением к системе СГРЭС-2 - ВЖР - 48,31 Гкал /час;
3) для обеспечения точечной застройки существующей зоны теплоснабжения ЦЖР, подключенной к системам СГРЭС-1 - ПКТС - 48, 546 Гкал/час.
Таблица 10
4. |
Тепломагистрали ГРЭС-2 Мероприятия СГМУП "ГТС" |
4.1. |
Выполнение перекладки подземного участка тепломагистрали по ул. Геологической с увеличением диаметра |
4.1.1. |
с 2Ш325 мм на 2Ш426 мм длинной 500 м (в двухтрубном исчислении) от ТК (ул. Геологическая - пр. Комсомольский) до ТК (врезка ответвления к Налоговой инспекции и врезка ответвления на перспективный ЦТП-27 - панель - стр. в 27 микрорайоне) |
4.1.2. |
с 2Ш273 мм на 2Ш426 мм длинной 177 м (в двухтрубном исчислении) от ТК (врезка ответвления к Налоговой инспекции и врезка ответвления на перспективный ЦТП-27 - панель - стр. в 27 микрорайоне) до ТК (новая камера на пересечении ул. Геологической и ул. Мелик-Карамова |
4.2. |
Выполнение рабочих проектов реконструкции схем подключения потребителей ЦТП-88, ЦТП-90, ЦТП-УВД |
4.3. |
Реконструкция схем подключения потребителей ЦТП-88, ЦТП-90, ЦТП-УВД |
4.4. |
Реконструкция магистральных тепловых сетей от 2 ДУ 820 (пр. Пролетарский) до ЦТП-64 2 Д 273 - 320 м |
Реализация данных мероприятий позволит одновременно с выполнением пунктов 1.1.1 - 1.1.4 приложение 2 к настоящей Инвестиционной программе позволит обеспечить подключение перспективной точечной застройки существующей зоны ВЖР и тепловых нагрузок объектов строительства новых микрорайонов в пределах ВЖР.
Таблица 11
|
Мероприятия СГМУП "ГТС" |
1. |
Проектирование и проведение реконструкции котельной N 1 |
Проведение реконструкции котельной N 1 позволит увеличить установленную тепловую мощность котельной с 33,24 Гкал/ч до 66 Гкал/ч и в условиях реально существующего дефицита тепла по зонам теплоснабжения котельной N 2 и СРГЭС-1 - ПКТС позволит получить дополнительные мощности для дальнейшего развития зоны теплоснабжения микрорайона Нефтяников размере 20 Гкал/ч, снять тепловые нагрузки с системы теплоснабжения СГРЭС-1 - ПКТС в объеме 30 Гкал/ч и покрыть имеющийся дефицит отпуска тепловой энергии от котельной N 2 потребителям в размере 10 Гкал/час.
5. Организационный и финансовый планы реализации Инвестиционной программы
Организационный и финансовый планы, а именно период выполнения и затраты по мероприятиям Инвестиционной программы представлены в приложении 2 к программе.
При этом срок выполнения Инвестиционной программы предусмотрен до 2010 года в объеме денежных средств 1 066 366, 66 тыс. рублей, том числе:
затраты по мероприятиям - 999 412, 66 млн. рублей;
проценты по кредиту - 126 726, 66 тыс. рублей.
6. Состав и структура финансовых источников для реализации Инвестиционной
программы
В соответствии постановлением Правительства от 23.07.2007 N 464 "Об утверждении Правил финансирования инвестиционных программ организаций коммунального комплекса - производителей товаров и услуг в сфере электро- и (или) теплоснабжения" источниками финансирования Инвестиционной программы являются:
1) средства, поступающие в виде надбавок к тарифам на товары и услуги организаций коммунального комплекса (далее - надбавки к тарифам на товары и услуги);
2) плата за подключение к системе коммунальной инфраструктуры (далее - плата за подключение), которая рассчитывается исходя из установленного тарифа организации коммунального комплекса на подключение к системе коммунальной инфраструктуры (далее - тариф на подключение).
Расчет стоимости мероприятий Инвестиционной программы произведен на основании укрупненных показателей сметной стоимости 1 погонного метра реконструкции магистральных трубопроводов в зависимости от диаметров, способа прокладки, степени изоляции и других технологических показателей с учетом:
Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок (утверждены приказом Минэнерго Российской Федерации от 24.03.2003 N 115);
Свода правил по проектированию и строительству СП 41-101-95 "Проектирование тепловых пунктов";
Строительных нор и правил 41-02-2003 "Тепловые сети".
За базу принята стоимость 1 погонного метра в 2006 году с применением по годам коэффициента роста 112.
Размер денежных средств, необходимых для реализации Инвестиционной
программы в период с 2008 по 2010 год (без % банка)
Таблица 12
(тыс. рублей с НДС) |
Всего |
939 633, 66 |
в том числе |
|
СГМУП "ГТС" |
721 423, 00 |
в том числе: за счет платы за подключение |
654 469, 00 |
за счет надбавки к тарифу |
66 954, 00 |
ОАО "ТГК-10" |
218 217,00 |
В том числе за счет платы за подключение |
218 210, 00 |
В таблице представлен расчет финансовых потребностей, необходимых для реализации Инвестиционной программы.
6.1. Надбавка к тарифу на тепловую энергию СГМУП "ГТС"
Сводная таблица стоимости работ и полезного отпуска тепловой энергии
Таблица 13
|
Всего |
2008 год |
2009 год |
2010 год |
Полезный отпуск тепловой энергии (тыс. Гкал) |
6537, 65 |
|
3138, 68 |
3398, 97 |
Стоимость работ с НДС (млн. рублей) |
66, 954 |
0 |
17, 962 |
48, 992 |
Денежные средства, полученные за счет надбавки к тарифу, будут направлены на реализацию Инвестиционной программы в части реконструкции объектов коммунальной инфраструктуры, связанных с обеспечением надежного теплоснабжения, улучшением качества услуг теплоснабжения, а также с повышением надежности функционирования централизованной системы теплоснабжения города Сургута.
6.2. Плата за подключение к централизованной системе теплоснабжения города
Сводная таблица стоимости работ и подключаемой нагрузки приведена (без % банка)
Таблица 14
|
Всего |
2008 год |
2009 год |
2010 год |
Присоединяемая нагрузка (Гкал/час) |
173, 342 |
65, 607 |
46, 481 |
61, 254 |
Стоимость работ с НДС (млн. рублей) |
872, 686 |
704, 037 |
168, 649 |
0 |
Денежные средства, полученные за счет платы за подключение, будут направлены на реализацию Инвестиционной программы в части строительства, реконструкции или модернизации объектов коммунальной инфраструктуры, связанных с увеличением производственных мощностей.
7. Оценка риска для развития муниципального образования городской округ
город Сургут при возможных срывах в реализации Инвестиционной программы
При реализации Инвестиционной программы возможно невыполнение контрольных показателей программы. Данный риск является ключевым риском при реализации всей Инвестиционной программы и включает в себя следующее:
I. Превышение стоимости мероприятий Инвестиционной программы.
Причины:
1) изменения законодательства Российской Федерации;
2) рост инфляции, превышающий уровень инфляции, учитываемый при расчетах Инвестиционной программы;
3) иные изменения, влияющие на стоимость реализации мероприятий Инвестиционной программы.
II. 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;
4) отсутствие проектов на мероприятия Инвестиционной программы.
III. Несвоевременность реализации мероприятий по строительству (модернизации) объектов в рамках Инвестиционной программы.
Причины:
1) 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 органами местного самоуправления (Администрация города) и организацией коммунального комплекса (СГМУП "ГТС") по развитию системы теплоснабжения города.
Мероприятиями, позволяющими снизить данные риски могут быть:
1) привлечение заемных средств;
2) частичное обеспечение финансовых потребностей за счет средств муниципального образований, при этом могут быть рассмотрены и средства местного, окружного и федерального бюджетов;
3) использование собственных средств.
8. Предложения о размерах тарифа на подключение к системе теплоснабжения
и надбавки к тарифам на услуги теплоснабжения для потребителей
Федеральным законом от 30.12.2004 N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса" введены следующие понятия:
тариф организации коммунального комплекса на подключение к системе коммунальной инфраструктуры - ценовая ставка, которая устанавливается для организаций коммунального комплекса и используется для финансирования инвестиционной программы организации коммунального комплекса (далее - тариф организации коммунального комплекса на подключение);
надбавка к тарифам на товары и услуги организации коммунального комплекса - ценовая ставка, которая устанавливается для организации коммунального комплекса на основе надбавки к цене (тарифу) для потребителей, учитывается при расчетах с указанной организацией за производимые ею товары (оказываемые услуги) и используется для финансирования инвестиционной программы организации коммунального комплекса;
плата за подключение к сетям инженерно-технического обеспечения - плата, которую вносят лица, осуществляющие строительство здания, строения, сооружения, иного объекта, а также плата, которую вносят лица, осуществляющие реконструкцию здания, строения, сооружения, иного объекта, в случае, если данная реконструкция влечет за собой увеличение потребляемой нагрузки реконструируемого здания, строения, сооружения, иного объекта (далее - плата за подключение);
надбавка к цене (тарифу) для потребителей - ценовая ставка, которая учитывается при расчетах потребителей с организациями коммунального комплекса, устанавливается в целях финансирования инвестиционных программ организаций коммунального комплекса и общий размер которой соответствует сумме надбавок к тарифам на товары и услуги организаций коммунального комплекса, реализующих инвестиционные программы по развитию системы коммунальной инфраструктуры (далее - надбавка для потребителей).
Для реализации Инвестиционной программы предусмотрены денежные средства до 2010 года на сумму 1 066 366, 66 тыс. рублей (с НДС) с учетом уплаты процентов банка в размере 126 726, 66 тыс. рублей.
Поступление денежных средств предусмотрено от реализации услуг теплоснабжения в части установленных надбавок к тарифам на услуги теплоснабжения для потребителей города, платы за подключение к сетям инженерно-технического обеспечения :
за счет надбавок к тарифам предполагается освоить 66 954 тыс. рублей (Приложение 1 к Инвестиционной программе)
за счет платы за подключение - 999 412, 66 млн. рублей (Приложение 2 к Инвестиционной программе).
Настоящей Инвестиционной программой предусмотрено установление надбавки к тарифам на услуги теплоснабжения для потребителей, которая рассчитывается по формуле:
, где
- величина надбавки к тарифам на услуги теплоснабжения, руб./Гкал
- стоимость работ по строительству и модернизации теплосетевых объектов, обеспечивающих поставку тепловой энергии ( руб.);
- величина полезного отпуска тепловой энергии , Гкал;
Таким образом, проект Инвестиционной программы предусматривает установление надбавок к тарифам на услуги теплоснабжения для потребителей:
Надбавка к тарифу с НДС (руб./Гкал) |
Годы |
|||
2008 - 2010 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
10, 24 |
0 |
5, 72 |
14, 41 |
В 2008 году размер надбавки к тарифу на услуги теплоснабжения составит 0 руб./Гкал, так как тариф на тепловую энергию для СГМУП "ГТС" установлен без учета надбавки, а в 2009 - 2010 годах составит 10, 24 руб/Гкал (Приложение 3.1 к Инвестиционной программе).
Суммарные затраты на реализацию Программы и общая величина присоединяемой тепловой нагрузки позволяют рассчитать величину тарифа на подключение к тепловым сетям по формуле:
, где
- тариф на подключение к тепловым сетям (руб./Гкал/час);
- стоимость работ по строительству и модернизации теплосетевых объектов, обеспечивающих поставку тепловой энергии (млн. руб.);
- суммарная присоединяемая тепловая нагрузка согласно техническому заданию (Гкал/час).
Тариф на подключение к системе теплоснабжения в соответствии с Инвестиционной программой без процентов банка
Таблица 14
|
Годы |
|||
На 2008-2010 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
Стоимость работ ОАО "ТГК-10" (тыс. руб.) |
218 217,00 |
147 887,00 |
70 330,00 |
0 |
Стоимость работ СГМУП "ГТС" (тыс. руб.) |
654 469,00 |
556 150,00 |
98 319,00 |
0 |
Стоимость работ всего (тыс. руб.) |
872 686,00 |
704 037,00 |
168 649,00 |
0 |
Подключаемая нагрузка (Гкал/час) |
173,342 |
65,607 |
46,481 |
61,254 |
Составляющая тарифа ОАО "ТГК-10" (тыс. руб./Гкал) |
1258,88 |
2254,13 |
1513,08 |
0 |
Составляющая тарифа СГМУП "ГТС" (тыс. руб./Гкал) |
3775,59 |
8476,97 |
2115,54 |
0 |
Тариф на подключение без уплаты процентов (тыс. руб./Гкал) |
5034,47 |
10731,10 |
3628,32 |
0 |
Нумерация таблиц приводится в соответствии с источником
В связи с возникновением кассового разрыва в 2008 году (недостатка фактически поступивших средств в качестве платы за присоединение) для своевременного начала работ по проектированию, закупу материалов и оборудования, СМР возникает необходимость привлечения в установленном порядке заемных денежных средств с последующим возмещением за счет платы за подключение, включая уплату процентов за пользование заемными денежными средствами. Сумма заемных средств составляет 704 037, 00 тыс. рублей. При процентной ставке банка 18 % сумма за пользование привлеченными кредитными ресурсами составит 126 726 тыс. рублей.
Тариф на подключение к системе теплоснабжения в соответствии с Инвестиционной программой с учетом процентов банка
Таблица 15
|
Годы |
|||
|
На 2008-2010 |
2008 |
2009 |
2010 |
Стоимость работ ОАО "ТГК-10" (млн. руб.) |
218 217,00 |
147 887,00 |
70 330,00 |
0 |
Стоимость работ СГМУП "ГТС" (млн. руб.) |
654 469,00 |
556 150,00 |
98 319,00 |
0 |
Подключаемая нагрузка (Гкал/час) |
173,342 |
65,607 |
46,481 |
61,254 |
18 % банка |
126 726,66 |
126 726,66 |
0 |
0 |
в том числе |
|
|
|
|
ОАО "ТГК-10" |
26 619,66 |
26 619,66 |
0 |
0 |
СГМУП "ГТС" |
100 107,00 |
100 107,00 |
0 |
0 |
Стоимость работ всего с учетом процента банка (млн. руб.) |
999 412,66 |
830 763,66 |
168 649,00 |
0 |
Составляющая тарифа ОАО "ТГК-10" (тыс. руб./Гкал) |
1412,45 |
2659,87 |
1513,08 |
0 |
Составляющая тарифа СГМУП "ГТС" (тыс. руб./Гкал) |
4353,10 |
10002,83 |
2115,34 |
0 |
Тариф на подключение с уплатой процентов (тыс. руб./Гкал) |
5 765,553 |
12 662,70 |
3 628,32 |
0 |
В соответствии с пунктом 4 статьи 13 Федерального закона от 30.12.2004 N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса" тариф на подключение устанавливается на срок не менее трех лет и должен соответствовать сроку действия инвестиционной программы.
Таким образом, плата за подключение объекта к тепловым сетям в период действия Инвестиционной программы рассчитывается по формуле:
, где
- плата за подключение объекта к тепловым сетям (млн. руб.);
- присоединяемая тепловая нагрузка объекта, согласно ТУ на подключение (Гкал/час).
Величина надбавки к тарифу на теплоснабжение для потребителей города Сургута, в период с 2009 по 2010 год предлагается в размере 10, 24 руб./Гкал
Величина тарифа на подключение к системе теплоснабжения в 2008 - 2010 годах с учетом уплаты процентов банка предлагается в размере 5765, 55 тыс. рублей за 1 Гкал/час подключаемой нагрузки (приложение 3 к Инвестиционной программе).
Величина составляющей СГМУП "ГТС" в тарифе на подключение к системе теплоснабжения в 2008 - 2010 годах предлагается в размере 4353, 10 тыс. рублей за 1 Гкал/час подключаемой нагрузки.
Величина составляющей ОАО "ТГК-10" в тарифе на подключение к системе теплоснабжения в 2008 - 2010 годах предлагается в размере 1412, 45 тыс. рублей за 1 Гкал/час подключаемой нагрузки (приложение 3 к Инвестиционной программе).
9. Критерии оценки выполнения Инвестиционной программы
Инвестиционная программа разработана в строгом соответствии с Федеральным законом от 30.12.2004 N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса".
Проект Инвестиционной программы является доступным.
Увеличение оплаты услуги теплоснабжения за счет надбавки в абсолютном выражении не превышает 4, 42 рублей с 1 человека в месяц или 0, 24 рубля за 1 кв. метр в месяц.
Увеличение стоимости строительства квадратного метра жилого фонда за счет платы на подключение к системе теплоснабжения составит 764, 72 руб.\м2 (приложение 3.2 к Инвестиционной программе).
Средняя стоимость строительства одного кв. метра жилья на момент утверждения тарифов на подключение утверждена приказом Региональной службы по тарифам Ханты-Мансийского автономного округа - Югры от 24.09.2007 N 8 "Об утверждении нормативов средней рыночной стоимости одного квадратного метра общей площади жилого помещения на IV квартал 2007 года" и составляет 33 956 рублей.
Доля стоимости развития систем теплоснабжения, приведенная к стоимости одного кв. метра строящегося жиля составит 0,022 (764,72/(33956+764,72). Данное значение ниже нормативного значения отчислений на развитие систем коммунальной инфраструктуры, равное 0,2, даже с учетом стоимости развития систем электроснабжения (0,022+0,027=0,049). Следовательно, на основании выполненного расчета в соответствии с положением об установлении системы критериев, используемых для определения доступности для потребителей товаров и услуг организаций коммунального комплекса, предлагаемый тариф на подключение является доступным.
Успешная реализация Инвестиционной программы позволит:
1) обеспечить четкий и систематический контроль за тепловыми и гидравлическими режимами работы систем теплоснабжения;
2) обеспечить повышение эффективности работы основного оборудования;
3) обеспечить восстановление эксплуатационных свойств магистральных трубопроводов от ГРЭС-1 и ГРЭС-2 с целью повышения надежности функционирования для обеспечения надежного и бесперебойного теплоснабжения жилого сектора;
4) обеспечить уменьшение тепловых потерь при транспортировке теплоносителя за счет улучшения эксплутационных свойств теплоизоляции на трубопроводах;
5) обеспечить бесперебойное и надежное теплоснабжение потребителей города Сургута.
10. Предложения о формировании договорных отношений между участниками
Инвестиционной программы
Между СГМУП "ГТС" и Администрацией города, между ОАО "ТГК-10" и Администрацией города заключаются соглашения по исполнению Инвестиционной программы.
В соглашениях оговариваются:
1) график поступления средств на финансирование Инвестиционной программы.
График поступления средств формируется исходя из объемов и сроков поступления средств, которые определяются с учетом:
а) надбавок к тарифам на товары и услуги и прогнозируемых на срок действия Инвестиционной программы объемов и периодичности поставки тепловой энергии СГМУП "ГТС";
б) тарифов на подключение и прогнозируемых на срок действия Инвестиционной программы заявленной потребляемой нагрузки (увеличения потребляемой нагрузки для реконструируемых объектов) объектов капитального строительства, которые будут подключены к объектам коммунальной инфраструктуры, а также сроков их подключения;
2) пределы допустимых отклонений объемов поступления средств, не превышающие 10 процентов объемов (в сторону уменьшения), предусмотренных в графике поступления денежных средств;
3) право СГМУП "ГТС" и ОАО "ТГК-10" приостановить реализацию инвестиционной программы при превышении пределов допустимых отклонений и порядок приостановления ее реализации.
В составе финансовых потребностей СГМУП "ГТС" предусмотрены расходы, связанные с мероприятиями по развитию сети инженерно-технического обеспечения, находящейся во владении филиала ОАО "ТГК-10" "Сургутские тепловые сети", без проведения которых реализация Инвестиционной программы СГМУП "ГТС" невозможна. Между СГМУП "ГТС", ОАО "ТГК-10" и потребителем (физическое или юридическое лицо, осуществляющее строительство) заключается тройственный договор на оказание услуг по обеспечению технической возможности подключения объекта капитального строительства к сетям централизованного теплоснабжения.
В договоре указывается:
1) принципы взаимодействия СГМУП "ГТС" и ОАО "ТГК-10" при реализации Инвестиционной программы;
2) порядок распределения денежных средств между сторонами;
3) порядок взаимной отчетности между сторонами;
4) взаимная ответственность сторон.
11. Организация управления Инвестиционной программой и контроль за ходом
ее реализации
Ответственным за ходом реализации программы является первый заместитель Главы администрации города Сургута.
Текущий контроль осуществляет департамент жилищно-коммунального хозяйства Администрации города.
СГМУП "ГТС" и ОАО "ТГК-10" ежеквартально предоставляют в департамент жилищно-коммунального хозяйства Администрации города отчет о ходе выполнения Инвестиционной программы.
Структура отчета:
1) отчет о поступлении денежных средств за счет платы за подключение и надбавки к тарифам;
2) отчет о выполнении Инвестиционной программы в разрезе мероприятий
См. данную форму в редакторе MS-Word
Форма отчета
(тыс. руб.) |
Наименование |
План |
Профинансировано |
Освоено |
Отклонения |
Пояснения |
Поступило денежных средств, всего |
|
|
|
|
|
в том числе |
|
|
|
|
|
Плата за подключение |
|
|
|
|
|
Надбавка к тарифам |
|
|
|
|
|
Выполнено мероприятий, всего |
|
|
|
|
|
в том числе по мероприятиям |
|
|
|
|
|
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.