Приложение. Инвестиционная программа МУП "Тульские городские электрические сети" "Развитие электрических сетей МУП "Тульские городские электрические сети" на территории муниципального образования город Тула на 2008-2010 годы"

Приложение
к решению
Тульской городской Думы
от 4 мая 2008 г. N 44/1039

Инвестиционная программа
МУП "Тульские городские электрические сети"
"Развитие электрических сетей МУП "Тульские городские электрические
сети" на территории муниципального образования город Тула на 2008-2010 годы"

Паспорт инвестиционной программы

Наименование Программы	"Развитие электрических сетей МУП "Тульские городские электрические сети" на территории муниципального образования город Тула на 2008-2010 годы.
Основание для разработки Программы	- Федеральный закон от 30 декабря 2004 года N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса"; - Программа социально-экономического развития города Тулы на 2008-2010 годы, утвержденная решением Тульской городской Думы от 13.12.2007г. N 38/861
Инициатор постановки проблемы	Администрация МО г. Тула
Координатор Программы	Заместитель главы администрации города Тулы по жизнеобеспечению
Разработчики программы	- администрация МО г. Тула; - МУП "Тулгорэлектросети"
Источники финансирования Программы	Установление платы за подключение к электрическим сетям (плата за подключение) и надбавок к тарифам на услуги по передаче электрической энергии
Цели Программы	Обеспечение возможности подключения новых потребителей к электрическим сетям и предоставление дополнительной мощности существующим на территории городского округа при условии сохранения надежности электроснабжения потребителей электрической энергии и мощности путем строительства, расширения и модернизации электрических сетей на территории городского округа
Задачи Программы	- обеспечение недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии в зоне ведения МУП "Тулгорэлектросеть"; - обеспечение сбалансированности интересов субъектов электроснабжения и потребителей
Объемы финансирования Программы	331378,1 тыс.руб.
Ожидаемые результаты Программы	- устранение "узких мест" в функционировании распределительного комплекса за счет наличия секционированных РУ-6(10) кВ; - повышение надежности электроснабжения потребителей за счет возможности перевода нагрузок на один трансформатор на период проведения ремонтных и аварийных работ; - снижение потерь при передаче электрической энергии

Введение

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 гг., подпрограммы "Модернизация объектов коммунальной инфраструктуры", а также в соответствии с Федеральным законом от 30 декабря 2004 года N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса" и решением Тульской городской Думы от 13.12.2007 г. N 38/861 "О Программе социально-экономического развития города Тулы на 2008 - 2010 годы администрация МО г.Тула совместно с МУП "Тулгорэлектросеть" разработали инвестиционную программу "Развитие системы электроснабжения МУП "Тулгорэлектросети в 2008 - 2010 годах"" (далее - Инвестиционная программа).

Данная Инвестиционная программа разработана и представлена на утверждение в Тульскую городскую Думу с целью реализации Программы социально-экономического развития города Тулы на 2008 - 2010 годы.

В настоящее время в г. Туле, как и в других территориях Российской Федерации, не урегулированы вопросы компенсации предприятиям коммунального комплекса затрат, понесенных ими при новом строительстве и модернизации объектов коммунальной инфраструктуры.

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, данная Инвестиционная программа предусматривает привлечение денежных средств путем введения механизма платы за подключение объектов капитального строительства к сетям инженерно-технического обеспечения и надбавок к тарифам на услуги по передаче электрической энергии.

Установление платы за подключение к электрическим сетям (плата за подключение) и надбавок к тарифам на услуги по передаче электрической энергии необходимо для реализации Инвестиционной программы, целями которой являются:

- 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 электроснабжения;

- полное возмещение затрат МУП "Тулгорэлектросети", связанных с реализацией Инвестиционной программы;

- обеспечение доступности для новых потребителей услуги электроснабжения (возникает при реализации мероприятий Инвестиционной программы и взимания платы за подключение к электрическим сетям).

Инвестиционная программа предусматривает выполнение работ на сумму 331378,1 тыс. рублей. Эти денежные средства могут быть обеспечены за счет средств, поступающих в счет платы за подключение к сетям инженерно-технического обеспечения, и надбавки к тарифу на услугу по передаче электрической энергии.

Кроме того, МУП "Тулгорэлектросети" предлагает в целях наибольшей доступности этой программы для потребителей и снижения рисков инвестирования предусмотреть частичное обеспечение финансовых потребностей за счет средств областного и местного бюджета.

Инвестиционная программа разработана для решения задач, связанных с:

- активизацией процесса развития социальной инфраструктуры города путем повышения качества электроснабжения;

- ростом мощности систем электроснабжения, вызванным ростом числа новых пользователей, новым строительством.

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 МУП "Тулгорэлектросети"".

Описание действующей системы электроснабжения города Тулы,
специфики функционирования и основных технико-экономических показателей

В обслуживании МУП "Тулгорэлектросети" находятся питающие и распределительные электрические сети напряжением 10-6-0,4кВ, обеспечивающие электроснабжением потребителей города Тулы. На 01.01.2007 года в эксплуатации электросетевого хозяйства находятся:

1. Распределительные пункты 93 шт.

2. Трансформаторные подстанции 926 шт.

3. Силовые трансформаторы 1753 шт. с установленной мощностью 657063 кВа

4. Кабельные линии 6-10 кВ 920,06 км. или 1475 шт.

в том числе:

кабельные линии 10кВ 207,94 км. или 284 шт.

кабельные линии 6кВ 712,12 км. или 1191 шт.

кабельные линии 0,4кв 838,3 км. или 6813 шт.

Воздушные линии 6/10кВ 72,08 км.

Воздушные линии 0,4кВ 592,97 км.

Передача электроэнергии осуществляется по 223 кабельным и воздушным линиям электропередачи по 176 фидерам через распределительные пункты от следующих подстанций Тульских электрических сетей ОАО "Тулэнерго":

N 17 - "Щегловская", N 21 - "Подземгаз", N 24 - "Рудаково", N 41 - "Перекоп", N 49 - "Криволучье", N 52 - "Медвенка", N 64 - "Кировская", N 65 - "Кремль", N 145 - "Октябрьская", N 149 - "Мясново", N 202 - "Пролетарская", N 218 -"Южная", N 219 - "Центральная", N 243 - "Привокзальная", N 304 - "Глушанки", N 370 - "Тулица", а также N 392 - "Фрунзенская" АК Туламашзавод, ЦРП цеха7 АК "Тулачермет", ПС 5 ОАО " КМЗ ", ПС 109 ОАО "ТОЗ", ПС 305 ОАО "ТуКЗ".

Ежегодный прирост заявленной мощности, присоединенной к городским электрическим сетям составил : в 2003 году - 11,7 МВт, в 2004 году -14,8 МВт, в 2005 году - 16,6 МВт, за 2006 году - 17,5 МВт. Ежегодный рост электроэнергии, отпускаемой потребителям различных категорий составляет 4 %. 75 % эл. сетей г. Тулы работают на напряжение 6 кВ, которые введены в эксплуатацию в основном в 50- 70-е годы , их износ в настоящее время составляет 78,5 %. В связи с ростом электрических нагрузок за счет ввода в эксплуатацию новых и реконструируемых объектов капитального строительства, а также за счет использования энергоемких электроприемников бытового назначения, пропускная способность питающих и распределительных сетей, особенно на напряжение 6 кВ, значительно уменьшилась, обеспечить электроснабжением потребителей г. Тулы в аварийном режиме работы распределительной сети , а также на время проведения ремонтных работ становиться все сложнее, а порой даже невозможно без снижения нагрузки за счет отключения или ограничения эл. мощностей потребителей. Особенно ситуация обостряется в период осенне-зимнего максимума нагрузок. Выход из строя одного питающего кабеля может привести к перерывам в электроснабжении потребителей, в т.ч и жизненно важных.

Высокая степень изношенности основных фондов, а также низкие темпы ввода энергетических объектов в последние годы привели к образованию большого числа узких мест в электрической сети. Снижение пропускной способности влияет на надежность ранее присоединенных потребителей и приводит к невозможности подключения новых.

На основании вышеизложенного, МУП "Тулгорэлектросети" определило перечень мероприятий строительства, модернизации и перевооружения сетей внешнего электроснабжения 6-10 кВ г. Тулы.

Цель и задачи инвестиционной программы - обеспечение естественного роста энергопотребления, повышение надежности электроснабжения потребителей города Тулы.

Динамика прироста заявленных мощностей, присоединенных к
городским электрическим сетям за 2003-2006 годы

  20---------------------------------------\

     |        |        |         |   17,5  |

  18-+--------+--------+---16,6--+----.----|

     |        |        |    .    |         |

  16-+--------+--14,6--+---------+---------|

     |        |   .    |         |         |

  14-+--------+--------+---------+---------|

     |  11,7  |        |         |         |

  12-+---.----+--------+---------+---------|

     |        |        |         |         |

  10-+--------+--------+---------+---------|

     |        |        |         |         |

   8-+--------+--------+---------+---------|

     |        |        |         |         |

   6-+--------+--------+---------+---------|

     |        |        |         |         |

   4-+--------+--------+---------+---------|

     |        |        |         |         |

   2-+--------+--------+---------+---------|

     |        |        |         |         |

   0-+--------+--------+---------+---------|

        2003     2004     2005      2006

Объем инвестиций и мероприятия инвестиционной программы
развития сетей внешнего электроснабжения г. Тулы
на напряжение 6-10 кВ на 2008 год

N п/п	Наименование	Ед. изм	Объем работ	Объем инвестиций (млн. руб) без НДС
1.	Строительство РП по типу П-РПК-2ТМ1 и двух ВЛ-10 кВ от ПС Тулица до проектируемого РП		__	__
2.	Строительство нового коллектора через ул. Тимирязева для размещения в нем до 40 кабелей 10 кВ от ПС 41 "Перекоп"	шт	1	5,0
3.	Прокладка кабелей 10 кВ с питающих центов ОАО Тулэнерго до РП (ТП) МУП "Тулгорэлектросети", взамен кабелей имеющих износ более 100 % , с заменой марки и сечения кабелей 10 6-10 кВ:	км	14,03	17,9
4.	Строительство и монтаж новых трансформаторных подстанций и распределительных пунктов , взамен морально и физически устаревших с применением современного оборудования:	уст	19	84,4
	Итого :			107,3

Объем инвестиций и мероприятия инвестиционной программы
развития сетей внешнего электроснабжения г. Тулы
на напряжение 6-10 кВ на 2009 год

N п/п	Наименование	Ед. изм	Объем работ	Объем инвестиций (млн. руб) без НДС
1.	Строительство РП по типу П-РПК-2ТМ1 и двух ВЛ-10 кВ от ПС Тулица до проектируемого РП		__	__
2.	Строительство нового коллектора через ул. Тимирязева для размещения в нем до 40 кабелей 10 кВ от ПС 41 "Перекоп"
3.	Прокладка кабелей 10 кВ с питающих центов ОАО Тулэнерго до РП (ТП) МУП "Тулгорэлектросети" , взамен кабелей имеющих износ более 100 % , с заменой марки и сечения кабелей 10 6-10 кВ:	км	52,27	66,7
4.	Строительство и монтаж новых трансформаторных подстанций и распределительных пунктов , взамен морально и физически устаревших с применением современного оборудования:	уст	10	42,3
	Итого :			109,0

Объем инвестиций и мероприятия инвестиционной программы
развития сетей внешнего электроснабжения г. Тулы
на напряжение 6-10 кВ на 2010 год

N п/п	Наименование	Ед. изм	Объем работ	Объем инвестиций (млн. руб) без НДС
1.	Строительство РП по типу П-РПК-2ТМ1 и двух ВЛ-10 кВ от ПС Тулица до проектируемого РП			17,7
2.	Строительство нового коллектора через ул. Тимирязева для размещения в нем до 40 кабелей 10 кВ от ПС 41 "Перекоп"		__	__
3.	Прокладка кабелей 10 кВ с питающих центов ОАО Тулэнерго до РП (ТП) МУП "Тулгорэлектросети", взамен кабелей имеющих износ более 100 % , с заменой марки и сечения кабелей 10 6-10 кВ:		__	__
4.	Строительство и монтаж новых трансформаторных подстанций и распределительных пунктов , взамен морально и физически устаревших с применением современного оборудования:	уст	23	97,3
	Итого :			114,9
	Итого: 2008 - 2010г.г.			331,378

Строительство нового коллектора от ПС "Перекоп" через ул. Тимирязева

В настоящее время кабели 6 кВ в количестве 32 шт. от ПС 41 Перекоп до распределительных пунктов трансформаторных подстанций МУП "Тулгорэлектросети" проложены в коллекторе построенном в 40-е годы через ул. Тимирязева.

Перечень кабелей 6 кВ , проложенных от ПС Перекоп до распределительных
пунктов, трансформаторных подстанций МУП "Тулгорэлектросети"

N п/п	Наименование присоединения на ПС Перекоп	Наименование электроустановки, присоединенной к данному фидеру, ее адрес	Макс. нагрузка по летн. дню кВт	Макс. нагрузка по зимнему дню кВт
1.	Фидер N 2 А+Б	РП 8 - пр. Ленина,92 РП2 - ул. Н. Руднева,54а	2760	3360
2.	Фидер N 7А+Б	РП 50 - Новомоск. шоссе,58 ТП 584 - ул. Рязанская,7	1370	2810
3.	Фидер N 13 А+Б	ТП 532- ул. Тимирязева,101а ТП 258- ул. Перекопская,8	3020	3600
4	Фидер N 15 А+Б	РП 15ул. Буденного ,5 РП 43- пр. Лениеа,82	1320	4200
5	Фидер N 22 А+Б	РП 1- ул. М. Тореза, 7 РП 22 - пр. Ленина,113	1320	2280
6	Фидер N 3 А+Б	РП 51- ул. Кауля,13-1 ТТУ-14	1350	2610
7	Фидер N 10 А+Б	РП 10 ул. Болдина,94 ТТУ-7	0	1680
8	Фидер N 18 А+Б	ТП 12н- пр. Ленина, УЮ-400/2 РП 59- ул. Н. Руднева,26	3240	1800
9	Фидер N 4 А+Б	РП 59-Ул. Н. Руднева,26 ТТУ-5	70	2300
10	Фидер N 11 А+Б	РП 70 - ул. Рязанская,38 РП 13 - ул. Некрасова,7	1300	2020
11	Фидер N 14 А+Б	РП 30 - ул. Фрунзе,21 РП 14 - ул. Жаворонкова (насосная ВКХ )	720	3000
12	Фидер N 20	РП 58 - пр. Ленина,31 Главпочтампт	1370	1870
13	Фидер N 24	РП 24 - ул. Демонстрации,1	1620	2880
14	Фидер N 8 А+Б	РП 8 - пр. Ленина,95 РП 17 - ул. Демонстрации,38	450	1170
15	Фидер N 16 А+Б	РП 14ул. Жаворонкова (насосная ВКХ ) РП 30 -ул. Фрунзе,21	3960	2640
16	Фидер N 23 А+Б	РП 57 - пр. Ленина,57 ТТУ-5	1870	2660
17	Фидер N 1 А+Б	ТП 23н - ул. Михеева,10 РП 1 - ул. М. Тореза ,7	810	1350
	Итого		26550	42230

За период его эксплуатации данное сооружение морально и физически устарело, строительные конструкции изношены. Дальнейшая эксплуатация существующих кабелей и монтаж новых становится опасным. Восстановление поврежденных кабелей в данном коллекторе можно производить только при условии отключения всех кабелей, в противном случае работа в коллекторе ставит под угрозу жизнь людей. Вышеуказанные кабели 6 кВ, как видно из таблицы , обеспечивают электроснабжением значительную часть Центрального и часть Советского районов, в которых находятся социально- значимые, а также объекты жизнеобеспечения города: котельные и насосные, больница им. Ваныкина, МСЧ N 5 по ул. Тимирязева, 44, госпиталь по ул. Оборонная, МСЧ N по ул. Тимирязева, УЮ-400/2, молокозавод и т.п. . Общая максимальная нагрузка всех присоединений МУП "Тулгорэлектросети" на ПС Перекоп составляет 42230 кВт . Перевод нагрузок по сети 6 кВ на другие питающие центры , а именно на ПС 218 Южная и ПС 219 Центральная в полном объеме невозможен , т. к. по данным ОАО Тулэнерго на ПС Южная отсутствует резерв трансформаторной мощности и ограничена пропускная способность питающих кабелей 6 кВ МУП "Тулгорэлектросети" от ПС 218 и ПС 219 . Таким образом, восстановление кабелей 6 кВ в существующем коллекторе влечет за собой отключение потребителей указанных районов и ограничение в отпуске электроэнергии, снижение надежности электроснабжения ответственных электроприемников объектов жизнеобеспечения города.

В настоящее время на ПС 41 110/35/6 кВ Перекоп установлены трансформаторы 40,5 и 31,5 МВа. В 2007-2008 года ОАО Тулэнерго предусматривает их замену на 63 МВа, в связи с чем появиться возможность подключения новых и реконструируемых объектов электроснабжения , что влечет за собой прокладку новых кабелей 6 (10) кВ от ПС Перекоп и присоединения дополнительных нагрузок на существующие кабели 6 кВ.

В настоящее время развитие эл. сетей 6 кВ данного района, в т.ч. подключение дополнительных нагрузок ограничено в связи с невозможностью эксплуатации существующих кабелей 6 кВ проложенных в коллекторе через ул. Тимирязева и отсутствие возможности прокладки новых кабелей 6 кВ..

Строительство нового коллектора через ул. Тимирязева позволит:

1. вести восстановительные работы на существующих кабелях путем замены части трасс кабельных линий протяженностью 80 - 90 м через новый кабельный коллектор путем врезки в существующий кабель вне коллектора без отключения потребителей и ограничения в энергопотреблении.

2. выполнить прокладку и ввод в эксплуатацию новых кабельных линий 6 кВ от ПС 14 Перекоп.

3. обеспечить безопасность ремонтного персонала при производстве ремонтных, эксплуатационных и монтажных работ.

В 2006 году ОАО "институт "Тульский Промстройпроект" закончены проектно-изыскательские работы. Стоимость работ по сводной смете в ценах на 2 квартал 2006 года составляет 14815,17 тыс. руб.

Необходимо определить Заказчика, провести в установленном все согласования и произвести начальный этап строительных работ. Прилагаются пояснительные записки: сборник рабочих чертежей, сметная документация: сводный сметный расчет, объектная смета; сборник ведомостей объемов работ. Комплект проектной документации в целом находится в МУП "Тулгорэлектросети" и МУ "УКС г. Тулы".

Техническое перевооружение и реконструкция кабельных линий
электропередачи 6- 10 кВ с питающих центров ОАО Тулэнерго до РП ( ТП )
МУП "Тулгорэлектросети"

По состоянию на 01.01.2007 года в хозяйственном ведении МУП "Тулгорэлектросети" числится 920,1 км 6-10 кВ , обеспечивающие электроснабжением потребителей г. Тулы . Из них 290 км кабелей имеют 100% износ, в т.ч. 79,5 км кабелей проложенных от питающих ценртов ОАО Тулэнерго до РП и ТП МУП "Тулгорэлектросети".

Кабели 6 кВ от питающих центров до РП (ТП) МУП "Тулгорэлектросети" проложены в 60-70 е годы , своем протяжении они имеет участки трасс меньшего сечения , большое количество соединительных муфт, что уменьшает пропускную способность всего кабеля и повышает вероятность выхода его из строя .

Согласно Правил устройств электроустановок раздел 5.8 п 5.8.4. на период послеаварийного режима перегрузка по току для кабелей типа ААБ, АСБ, СБ, допускается 30%, для кабелей типа ААШВ, АВВГ- до 15 %. Для кабелей , находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузка по току должна быть снижена на 10 %.

Учитывая ежегодный прирост нагрузок по сети 6 кВ за счет естественного прироста потребления, а также принимая во внимание год их ввода в эксплуатацию, целесообразно выполнить прокладку и монтаж кабелей большего сечения и большей механической прочности взамен, кабелей с истекшим сроком эксплуатации, в т.ч. с участками трасс меньшего сечения.

Наличие резерва мощности по сети 6-10 кВ определяется пропускной способностью данных кабелей в нормальном и послеаварийном режимах. Пропускная способность кабеля зависит от его марки, сечения, времени нахождения его в эксплуатации.

Наибольшее сечение кабеля применяемое в городских эл. сетях на напряжение 6-10 кВ -3х240 мм2 - кабели с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами в свинцовой или алюминиевой оболочке, имеют длительно-допустимый ток 290 А с учетом прокладки участков трасс в наихудших условиях (в трубах, воздухе).

N п/п	Наименование кабеля	Марка и сечение кабеля	длительно- допустимый ток (А)	длительно- допустимый ток (А) после реконструкции (перевооружения КЛ)
1	ПС 41 Перекоп- РП 10 ул. Болдина,94	ААБ 3х185	255	293
2	ПС 41 Перекоп - РП 70 ул. Рязанская.38	ААБ 3х120 ААШВ 3х120 ААБ 3х120	195	293
3	ПС 149 Мясново - РП 11 Одоевское шоссе,1-в	ААБ 3х185 ААБ 3х240 ААБ 3х185 ААБ 3х240	255	293
4	ПС 149 Мясново- РП 36 (ф.29) Одоевское шоссе, Мясокомбинат	ААБ 3х240	293	293
5	ПС 41 Перекоп - РП 50 Новомосковское шоссе,4 км	ААБ 3х120	195	293
6	ПС 149 Мясново - РП 41 ул. Серебровская,26в	ААБ 3х240 ААБ 3х240 ААБ 3х185 ААБ 3х240 ААБ 3х185	255	293

Перечень кабельных линий электропередачи 6- 10 кВ с питающих центров ОАО
Тулэнерго до РП (ТП) МУП "Тулгорэлектросети" кабелей 6-10 кВ подлежащие
техническое перевооружению и реконструкции на первом этапе в 2008 году

N п/п	Наименование кабеля	Год прокладки	Марка и сечение кабеля	Протя-жен ность (км)	Затраты (без НДС) на прокладку новых кабелей 6-10 кВ марки ААБл 3х240 (тыс. руб.)
1	ПС 41 Перекоп- РП 10 ул. Болдина,94	1958	ААБ 3х185	3,4	4348,6
2	ПС 41 Перекоп - РП 70 ул. Рязанская.38	1970 1972 1972	ААБ 3х120 ААШВ 3х120 ААБ 3х120	1,7 0,3 0,23	2174,2 383,7 319,7
3	ПС 149 Мясново - РП 11 Одоевское шоссе,1-в	1964 1969 1964 1965	ААБ 3х185 ААБ 3х240 ААБ 3х185 ААБ 3х240	1,6 0,5 0,3 0,2	2046,3 639,5 383,7 255,8
4	ПС 149 Мясново- РП 36 (ф.29) Одоевское шоссе, Мясокомбинат	1963	ААБ 3х240	0,6	767,4
5	ПС 41 Перекоп - РП 50 Новомосковское шоссе,4 км	1966	АСБ3х120	2,4	3197,3
6	ПС 149 Мясново - РП 41 ул. Серебровская,26в	1967 1966 1960 1966 1965	ААБ 3х240 ААБ 3х240 ААБ 3х185 ААБ 3х240 ААБ 3х185	0,35 0,45 0,2 1,1 0,7	447,6 575,5 255,8 1406,8 895,2
Суммарная длина кабелей (км)				14, 03
Общие затраты (без НДС) на замену кабелей составляют (тыс. руб.)					17943, 36

Затраты на прокладку 1 км кабеля марки ААБл 3х240 напряжением 6-10 кВ: 1278927,7 руб.; НДС 18% - 230206, 99 руб.; итого - 1509134, 69 руб. (без учета затрат выполнение проектных работ)

Выполнение данного мероприятия позволит:

1. Увеличить пропускную способность сети 6-10 кВ , тем самым повысить надежность электроснабжения потребителей.

2. Ввести в эксплуатацию устройства автоматического ввода резерва, позволяющие обеспечить бесперебойным электроснабжением потребителей в аварийном режиме.

3. Сократить количество автоматических отключений питающих линий, выходящие из строя в связи с их перегрузкой, большим количеством соединительных муфт.

Строительство и техническое перевооружение распределительных пунктов и
трансформаторных подстанций

По состоянию на 01.01.2007 года в хозяйственном ведении МУП "Тулгорэлектросети" числится 90 распределительных пунктов (РП) и 791 трансформаторных подстанций (ТП) . Износ строительной части ТП и РП составляет 60 %, износ установленного в них оборудования составляет 82,7 %.

В схеме электроснабжения г. Тулы эксплуатируются электроустановки, введенные в эксплуатацию более 50 лет назад. Установленное в них оборудование морально и физически устарело, многие типы оборудования сняты с производства, наличие несекционированных секций шин не позволяют обеспечить потребителей бесперебойным электроснабжением, отсутствует резерв трансформаторной мощности. Имеется также ряд подстанций , встроенные в жилые дома. Подключение дополнительных нагрузок с заменой силовых трансформаторов к таким электроустановкам недопустимо, т.к. реконструкция подстанций, встроенных в жилые дома запрещена действующими "Правилами устройств электроустановок". В целях повышения качества передаваемой потребителям электроэнергии и надежности электроснабжения, необходимо строительство новых подстанций.

Строительство и техническое перевооружение трансформаторных
подстанций МУП "Тулгорэлектросети"

N п/п	Но- мерРП, ТП	Год ввода в эксп- луата- цию	Адрес	Установленная трансформатор- ная мощность, кВа (существующая)	Проектируемая ТП	Затраты млн.руб.
1	ТП-22	1936	Ул.П.Алек- сеева, 10-а	100, 180,200	строительная часть по типу К-42-630М6 с двумя силовыми трансформато- рами 250 кВа	15,1
2	ТП-58	1948	Ул.Циолковс -кого,75-а	180 , 250	строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформато- рами 250 и 180 кВа	15,1
3	ТП-62	1950	Ул.Чекалина , 12-а	250,250	строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформато- рами 250и 250 кВа	15,1
4	ТП-256	1958	Красноарм. пр.,6	180, 180	строительная часть по типу К-42-630М6 с двумя силовыми трансформато- рами 180 кВа	14,67
5	ТП-257	1956	Красноарм. пр.,21	180, 180	строительная часть по типу К-42-630М6 с двумя силовыми трансформато- рами 180 кВа	14,67
6	ТП-228	1958	Ул.Перво- майская / ул.М.Тореза	250, 200	строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформато- рами 250 и 200 кВа	15,1
7	ТП-318	1961	Пр.Ленина, 20	250, 250	строительная часть по типу К-42-630М6 с двумя силовыми трансформато- рами 250 кВа	15,1
8	ТП-245	1958	Пр.Ленина, 19	180, 250	строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформато- рами 250 и 180 кВа	15,1
9	ТП-246	1958	Ул.Болдина, 149	180, 180	строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформато- рами 180 и 180 кВа	14,67
10	ТП-241	1957	Ул.Октябрь- ская / ул.Луначар- ского	250, 400	строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформато- рами 250 и 400кВа	15,9
11	ТП-259	1979	Ул.Октябрь- ская, 56	200	строительная часть по типу К-42-630М6 с силовым трансформато- ром 200 кВа	14,2
12	ТП-16	1955	Ул.Советс- кая, 53-б	250, 320	строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформато- рами 250 и 320 кВа	15,4
13	ТП 248	1968	ул. Вересаева,2 2а	180,315	строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформато- рами 250, и 250 кВа	15,1
14	ТП 196	1956	ул. Арсенальная ,19б	100	строительная часть по типу К-42-630М6 с силовым трансформато- ром 100 кВа	13,9
15	ТП 198	1939	ул. Пролетарс- кая,91а	315	строительная часть по типу К-42-630М6 с силовым трансформато- ром 320 кВа	14,42
Итого						224,0

Распределительные пункты

N п/п	Номер РП	Год ввода в эксплуатацию	Адрес	Тип ячеек (существующие)	Тип ячеек (проектиру-е мые)
1	РП-11	1937	Одоевское шоссе, 1-в (Мясново)	КСО-2М с приводом КАМ	КСО-292 с вакуумным выключателем ВБП-10-20-16 00
2	РП-15	1937	Ул.Буденно- го, 5-б	КСО-2М с приводом КАМ	КСО-292 с вакуумным выключателем ВБП-10-20-16 00
3	РП-75	1936	Ул.Шухова, 28-б	аванкамеры
4	РП-77	1950	Театральный пер., 4-а		КСО-2М с приводом ПРБА, ППМ-10

Выполнение данного мероприятия позволит:

1. Повысить надежность электроснабжения потребителей на напряжение 6-10 кВ за счет наличия секционированных РУ-6(10 ) кВ.

2. Увеличить присоединенную мощность, тем самым повысить надежность электроснабжения потребителей за счет возможности перевода нагрузок на один трансформатор на период проведения ремонтных и аварийных работ.

3. Уменьшить отказы в работе оборудования.

Перечень кабельных линий электропередачи 6- 10 кВ с питающих центров
ОАО Тулэнерго до РП ( ТП ) МУП "Тулгорэлектросети" кабелей 6-10 кВ
подлежащие техническому перевооружению и реконструкции на 2008-2010 годы

N
п/п

Наименование
кабеля

Год
прокладки

Марка и
сечение
кабеля

Протяжен-
ность
(км)

2008 год

1	ПС 41 - РП 10	1958	ААБ 3х185	3,4
2	ПС 41 - РП 70	1970 1972 1972	ААБ 3х120 ААШВ 3х120 ААБ 3х120	1,7 0,3 0,23
3	ПС 149 - РП 11	1964 1969 1964 1965	ААБ 3х185 ААБ 3х240 ААБ 3х185 ААБ 3х240	1,6 0,5 0,3 0,2
4	ПС 149 - РП 36 (ф.29)	1963	ААБ 3х240	0,6
5	ПС 41- РП 50	1966	АСБ3х120	2,4
6	ПС 149 - РП 41	1967 1966 1960 1966 1965	ААБ 3х240 ААБ 3х240 ААБ 3х185 ААБ 3х240 ААБ 3х185	0,35 0,45 0,2 1,1 0,7

2009 год

1	ПС 17 - РП 53	1974 1974 1979 1979	ААШВ 3х120 ААШВ 3х120 ААШВ 3х120 ААБ 3х185	0,95 0,14 0,85 0,200
2	ПС 17 - РП 65	1975	ААШВ 3х185	0,8
3	ПС 17 - РП 75 (ПС 17 - ТП 90)	1936	СБ 3х150	0,7
4	ПС 17 - РП 75 (ТП 90 - РП 75)	1936	СБ 3х150	1,7
5	ПС 17 - ТП 179	1936	СБ 3х150	1,3
6	ПС 21 - РП 63	1955	СБ 3х150	2,5
7	ПС 21 - ТП 770	1957	АВВГ 3х95	0,4
8	ПС 21 - ТП 772	1957	АВВГ 3х95	0,7
	Всего :			10,24

2010 год

1	ПС 41 - РП 57	1969	ААБ 3х240	1,02
2	ПС 41 - РП 8 (ф.2-А)	1955	АСБ 3х120	1,6
3	ПС 41 - РП 8 (ф.8-А)	1955	АСБ 3х120	1,6
4	ПС 41 - РП 10	1958	ААБ 3х185	3,4
5	ПС 41 - РП 15	1955	СБ 3х150	1,5
6	ПС 41 - РП 17	1955	СБ 3х185	3,1
7	ПС 41 - РП 51	1968	ААБ 3х240	2,4
8	ПС 41 - РП 58	1969	ААБ 3х185	2,0
	Всего:			16,62

Расчет показателей экономической эффективности
инвестиционной программы

Развитие инженерной инфраструктуры для создания возможности подключения дополнительной электрической мощности и улучшение качества передаваемой электроэнергии в рамках реализации Инвестиционной программы обеспечивается исходя из соблюдения условия безубыточности: сумма затрат на выполнение мероприятий Инвестиционной программы равна сумме доходов от оказания услуг по подключению к сетям инженерно-технического обеспечения, а также надбавки к тарифу на услуги по передаче электроэнергии (полное возмещение затрат на реализацию Инвестиционной программы). Соответственно срок возврата инвестиций совпадает со сроком реализации Инвестиционной программы. Проведение экономических расчетов в данном случае нецелесообразно.

Расчет показателей экономической эффективности первого этапа инвестиционной программы (2008г.) прилагается ниже.

Оценка и технико-экономическое обоснование финансовых
потребностей I этапа инвестиционной программы
развития сетей внешнего электроснабжения г. Тулы
на напряжение 6-10 кВ МУП "ТГЭС" на 2008 г.

Наименование показателя	Ед. изм.	Период		Отношение 4гр./3гр.
Наименование показателя	Ед. изм.	Текущий (утв.)	Планируе- мый
Утвержденный тариф ВН СН2 НН	руб./ кВтч.	0,02937 0,27287 0,55314	0,0232 0,31653 0,64160	78,99 116,0 115,9
Полезный отпуск	тыс. кВт.ч.	893820	963175	107,8
Расходы	Тыс.руб.	155920,7	155475,1	99,7
Материалы	Тыс.руб.	2698,0	2886,9	107,0
Электроэнергия	Тыс.руб.	1265,4	1280,5	101,2
Амортизация	Тыс.руб.	30596,9	31333,4	102,4
Затраты на ремонт и техническое обслуживание основных средств	Тыс. руб.	14806,0	18793,1	126,9
Оплата труда	Тыс.руб.	59687,1	65628,6	110,0
Отчисления на социальные нужды	Тыс. руб.	15697,7	17260,3	110,0
Водоснабжение и водоотведение, теплоснабжение	Тыс. руб.	925,6	947,0	102,3
Налоги и страховые платежи, включаемые в себестоимость	Тыс. руб.	1597,3	1826,2	114,3
Прочие затраты	Тыс.руб.	28646,7	15519,1	54,2
Инвестиции (лизинговые платежи) при недостаточности для их оплаты начисленных амортизационных отчислений	Тыс. руб.	-	-
Прибыль	Тыс.руб.	40261,5	138173,9	343,2
Налоги и обязательные платежи из прибыли	Тыс. руб.	9476,1	26890,3	283,7
Инвестиции, осуществляемые за счет прибыли	Тыс. руб.	27850	107378,1	385,5
Расходы на социальные нужды, осуществляемые за счет прибыли	Тыс. руб.	2935,4	3905,5	133,0
Итого финансовые потребности		196182,2	293649,0	149,7

Экономическое обоснование эффективности I этапа
инвестиционной программы на 2008 год
развития сетей внешнего электроснабжения г. Тулы
на напряжение 6-10 кВ МУП "ТГЭС"

Экономическая эффективность представленной инвестиционной программы рассчитывается в соответствии с Методикой расчета по оценке экономической эффективности инвестиций утвержденной МУП "ТГЭС" от 01.10.2006 г. Эффективность инвестиционного проекта - это категория, отражающая его соответствие целям и интересам предприятия.

Для оценки эффективности инвестиционного проекта МУП "ТГЭС" использует основные показатели, определяемые на основе денежных потоков:

1. Чистый доход (чистый денежный поток)

2. Чистый дисконтированный доход

3. Внутренняя норма рентабельности (внутренняя норма доходности)

4. Индекс рентабельности инвестиций

5. Срок окупаемости

6. Коэффициент эффективности инвестиций (учетная норма прибыли)

7. Улучшение показателей качества предоставляемых услуг потребителям.

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

В соответствии с Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов Утвержденных Министерством экономического развития РФ, Министерством финансов РФ N ВК 477 от 21.06.1999 г. сальдо суммированного денежного потока (Сдп) формируется из операционных, инвестиционных и финансовых потоков:

Сдп = Соп. + С ин. + Сф

где:

Соп. - сальдо денежного потока от операционной деятельности;

С ин. - сальдо денежного потока от инвестиционной деятельности;

Сф - сальдо денежного потока от финансовой деятельности.

Сальдо по инвестиционной деятельности является отрицательным, так как показывает отток денежных средств по вложенным инвестициям.

Обобщающим результатом деятельности предприятия за весь период реализации проекта служит чистый дисконтированный доход (ЧДД). Чистый дисконтированный доход - это сальдо дисконтированных денежных доходов и расходов за весь срок реализации инвестиционного проекта. Он рассчитывается суммированием по периодам дисконтированных величин чистого денежного потока (ЧДП).

Метод расчета чистого дисконтированного дохода основан на сопоставлении величины исходных инвестиций с общей суммой дисконтированных чистых денежных поступлений, генерируемых ею в течение прогнозируемого срока.

                             ЧДД = Сум. ЧДПm х Еm,

где Еm - коэффициент дисконтирования, а сумма распространяется на все шаги в расчетном периоде,

ЧДПm - эффект (сальдо) денежного потока на m-ом шаге.

Коэффициент дисконтирования (Е) для m периода, рассчитывается по формуле:

                                 Е = ----------------

                                           (1 + i)

где i - процент, ставка (норма) дисконта в десятичном виде;

m - период, в котором происходит приток и отток средств.

Для экономической оценки инвестиционной программы норма дисконта должна быть на уровне банковской ставки рефинансирования, учитывая в себе инфляцию и степень риска. Представленный инвестиционный проект имеет низкий уровень риска, так как направлен на повышения надежности электроснабжения и роста энергопотребления за счет модернизации и перевооружения сетей МУП "ТГЭС". При низком уровне риска норма дисконта составит 0,10 (или 10%).

Рассчитаем коэффициент дисконтирования:

                                 Е =  ------------------

                                           (1+0,10)

                                 Е = 0,91

Коэффициент дисконтирования составил 9,1%.

Тогда чистый дисконтированный доход составит:

ЧДД = (492,5 млн.р.- 376,7 млн.р - 6,1 млн.р.- 1,2 млн.р. - 107,3
млн.р.) х 0,91

ЧДД = 1092 тыс. руб.

Положительное значение ЧДД (при заданной норме дисконта) свидетельствует об эффективности инвестиционного проекта (ЧДД " 0).

Наибольшую значимость коэффициент дисконтирования приобретает при оценке эффективности инвестиционного проекта в периоде анализа m лет. Тогда коэффициент дисконтирования будет показывать во сколько раз при заданной ставке i каждая денежная единица, получаемая в периоде m (1 год, 2 год :), менее ценна, чем денежная единица на исходный момент (m = 0).

Разность между чистым доходом (ЧД) и чистым дисконтированным доходом (ЧДД) называют дисконтом проекта.

1200 тыс. руб. - 1092 тыс. руб. = 108 тыс. руб.

Последовательно увеличивая ставку дисконтирования при положительном значении ЧДД или уменьшая при отрицательном, можно подобрать ставку i, при которой ЧДД равна 0. Это и есть внутренняя норма рентабельности проекта (ВНР). Недостаток определенной так ВНР заключается в том, что уравнение ЧДД(Е) = 0 необязательно имеет один положительный корень, оно может вообще не иметь корней. Для этого определим следующим образом:

ВНР - это положительное число Е'такое что, ЧДД:

- при норме дисконта Е= Е'обращается в 0;

- при всех Е > Е' - отрицателен;

- при всех 0 < Е < Е'- положителен

Индексом рентабельности (доходности) инвестиций (ИРИ) называют отношение суммы чистого дохода от операционной деятельности за весь срок реализации проекта к сумме инвестиционных вложений на реализацию данного инвестиционного проекта.

Расчет производится по формуле:

Т

                  Сум. Дчm

m=1

           ИРИ = ---------------

Т

                     Сум. Кm

m=1

где Дчm - чистый доход на шаге m реализации инвестиционного проекта;

Кm - капитальные вложения на шаге m реализации инвестиционного проекта;

Т - общий полезный срок реализации (использования) инвестиционного проекта

                        108,5 р.

               ИРИ =  --------------

                        107,3 р.

               ИРИ =    1,01 руб.

Расчет показывает, что индекс доходности инвестиций выше единицы, то свидетельствует о рентабельности инвестиционного проекта. Это значит, что на каждый рубль вложенных в проект средств предприятие получит 1,01 руб.

Срок окупаемости инвестиций - это количество лет, в течение которых чистый доход от продаж возмещает дисконтированные инвестиции, то есть это первый период, в котором значение дисконтированного чистого денежного потока, рассчитанного нарастающим итогом, становится неотрицательным.

Срок окупаемости рассчитывается по формуле:

И

                 Т = ----------------;

                            Со

где:

И - инвестиции;

Со - среднегодовое сальдо суммарного денежного потока.

Среднегодовое сальдо суммарно денежного потока МУП "ТГЭС" в период внедрения инвестиционного проекта составит:

492,5 млн.р. - 376,7 млн.р. - 6,1 млн.р. - 1,2 млн.р. = 108,5 млн.р.

Рассчитаем срок окупаемости инвестиций:

                       107,3 млн. р.

                  Т = ----------------

                       108,5 млн. р.

                  Т =  0,99

Произведенный расчет показал, что инвестиции, вложенные в проект в I квартале 2008 года окупятся в IV квартале 2008 г., то есть срок окупаемости составляет 1 год.

Для исчисления нормы прибыли на капитал наиболее целесообразно использовать показатель среднего чистого дохода за один шаг реализации инвестиционного проекта и показатель первоначальных инвестиционных вложений на реализацию инвестиционного проекта. Показатель нормы прибыли на капитал характеризует рентабельность инвестиционного капитала, то есть получаемую величину чистого дохода на 1 шаг на 1 рубль вложенных средств.

Т

                          Сум. Дчm / Т

m=1

                 Нпк  = ------------------;

т

                         Сум. Кm

m=0

где Нпк - показатель нормы прибыли на вложенный капитал, %;

Дч - чистый доход на шаге m реализации инвестиционного проекта, руб.;

Т - общий полезный срок реализации (использования) инвестиционного проекта, годы;

Кm - капиталовложения на шаге m реализации инвестиционного проекта, руб.

Метод расчета нормы прибыли на капитал нельзя использовать самостоятельно, в отрыве от других методов. Принятие решения может быть ошибочно, так как данный метод не дает объективной оценки эффективности инвестиционного проекта до конца.

Реализация инвестиционной программы по строительству, модернизации и перевооружению сетей внешнего электроснабжения 6-10 кВ г. Тулы повлияет на улучшение показателей качества предоставляемых услуг потребителям за счет повышения надежности электроснабжения.

Чистые доходы (потоки) МУП "Тулгорэлектросети"
при реализации I этапа инвестиционного проекта
по развитию сетей внешнего электроснабжения г. Тулы
на напряжение 6-10 кВ на 2008 год

N п/п	Наименование показателей	2008 год млн. руб.	I квартал	II квартал	III квартал	IV квартал
Операционная деятельность
1.	Выручка от передачи электроэнергии по сетям	513,2	140,86	112,4	104,1	155,9
2.	Затраты предприятия всего:	373,8	110,8	66,2	81,3	115,5
	- покупка электроэнергии на покрытие потерь	218,4	69,8	27,2	41,3	80,1
	- на содержание предприятия	155,4	41,0	39,0	40,0	35,4
3.	Сальдо прочих операций	4,0	1,5	0,8	0,6	1,1
4.	Налог на прибыль	26,9	1,2	3,5	9,9	12,4
	Сальдо по операционной деятельности	+108,5	+27,36	+41,9	+12,3	+26,9
Инвестиционная деятельность
1.	Затраты на инвестиционную программу	107,3	5,0	12,5	39,3	50,5
2.	Прирост оборотных средств	-	-	-	-	-
	Сальдо по инвестиционной деятельности	-107,3	-5,0	-12,5	-39,3	-50,5
Финансовая деятельность
1.	Собственный капитал	-	-	-	-	-
2.	Другие источники финансирования	-	-	-	-	-
3.	Поступления заемных средств	-	-	-	-	-
4.	Погашение задолженности по заемным средствам	-	-	-	-	-
5.	Выплата процентов по заемным средствам	-	-	-	-	-
6.	Другие расходы	-	-	-	-	-
	Сальдо по финансовой деятельности	-	-	-	-	-
	Остаток денежных средств
	ОДС - положительный, профицит	+1,2	+22,4	+51,8	+24,8	+1,2
	ОДС - отрицательный, дефицит
	Свободный ОДС на конец периода	1,2	22,4	51,8	24,8	1,2

Положительное значение (сальдо) денежных потоков показывает, что инвестиционный проект окупится в IV квартале 2008 г. и свидетельствует об его эффективности.

Чистые доходы (потоки) МУП "Тулгорэлектросети"
при реализации I этапа инвестиционного проекта по строительству нового
коллектора через улицу Тимирязева для размещения в нем
40 кабелей 10кВ от ПС 41 "Перекоп" на 2008 год

N п/п	Наименование показателей	2008 год млн. руб.	I квартал	II квартал	III квартал	IV квартал
Операционная деятельность
1.	Выручка от передачи электроэнергии по сетям	513,2	140,86	112,4	104,1	155,9
2.	Затраты предприятия всего:	373,8	110,8	66,2	81,3	115,5
	- покупка электроэнергии на покрытие потерь	218,4	69,8	27,2	41,3	80,1
	- на содержание предприятия	155,4	41,0	39,0	40,0	35,4
3.	Сальдо прочих операций	4,0	1,5	0,8	0,6	1,1
4.	Налог на прибыль	26,9	1,2	3,5	9,9	12,4
	Сальдо по операционной деятельности	+108,5	+27,36	+41,9	+12,3	+26,9
Инвестиционная деятельность
1.	Затраты на инвестиционную программу	5,0	5,0	-	-	-
2.	Прирост оборотных средств	-	-	-	-	-
	Сальдо по инвестиционной деятельности	-5,0	-5,0	-	-	-
Финансовая деятельность
1.	Собственный капитал	-	-	-	-	-
2.	Другие источники финансирования	-	-	-	-	-
3.	Поступления заемных средств	-	-	-	-	-
4.	Погашение задолженности по заемным средствам	-	-	-	-	-
5.	Выплата процентов по заемным средствам	-	-	-	-	-
6.	Другие расходы	-	-	-	-	-
	Сальдо по финансовой деятельности	-	-	-	-	-
	Остаток денежных средств
	ОДС - положительный, профицит	+103,5	+22,4	+64,3	+76,6	+103,5
	ОДС - отрицательный, дефицит
	Свободный ОДС на конец периода	103,5	22,4	64,3	76,6	103,5

Положительное значение (сальдо) денежных потоков показывает, что инвестиционный проект по строительству нового коллектора через улицу Тимирязева окупится в I квартале 2008 г.

Чистые доходы (потоки) МУП "Тулгорэлектросети" при
реализации I этапа инвестиционного проекта по прокладке
кабелей 10 кВ с питающих центров ОАО "Тулэнерго" до РП(ТП)
МУП "Тулгорэлектросети" на 2008 год

N п/п	Наименование показателей	2008 год млн. руб.	I квартал	II квартал	III квартал	IV квартал
Операционная деятельсность
1.	Выручка от передачи электроэнергии по сетям	513,2	140,86	112,4	104,1	155,9
2.	Затраты предприятия всего:	373,8	110,8	66,2	81,3	115,5
	- покупка электроэнергии на покрытие потерь	218,4	69,8	27,2	41,3	80,1
	- на содержание предприятия	155,4	41,0	39,0	40,0	35,4
3.	Сальдо прочих операций	4,0	1,5	0,8	0,6	1,1
4.	Налог на прибыль	26,9	1,2	3,5	9,9	12,4
	Сальдо по операционной деятельности	+108,5	+27,36	+41,9	+12,3	+26,9
Инвестиционная деятельность
1.	Затраты на инвестиционную программу	17,9		12,5	5,4
2.	Прирост оборотных средств	-		-	-	-
	Сальдо по инвестиционной деятельности	-17,9		-12,5	-5,4
Финансовая деятельсность
1.	Собственный капитал	-	-	-	-	-
2.	Другие источники финансирования	-	-	-	-	-
3.	Поступления заемных средств	-	-	-	-	-
4.	Погашение задолженности по заемным средствам	-	-	-	-	-
5.	Выплата процентов по заемным средствам	-	-	-	-	-
6.	Другие расходы	-	-	-	-	-
	Сальдо по финансовой деятельности	-	-	-	-	-
	Остаток денежных средств
	ОДС - положительный, профицит	+90,6	+27,36	+56,8	+63,7	+90,6
	ОДС - отрицательный, дефицит
	Свободный ОДС на конец периода	90,6	27,36	56,8	63,7	90,6

Положительное значение (сальдо) денежных потоков показывает, что инвестиционный проект по прокладке кабелей 10 кВ с питающих центров ОАО "Тулэнерго" до РП (ТП) МУП "Тулгорэлектросети" окупится в III квартале 2008 г.

Чистые доходы (потоки) МУП "Тулгорэлектросети"
при реализации I этапа инвестиционного проекта по строительству и монтажу
новых трансформаторных подстанций и распределительных пунктов на 2008 год

N п/п	Наименование показателей	2008 год млн. руб.	I квартал	II квартал	III квартал	IV квартал
Операционная деятельность
1.	Выручка от передачи электроэнергии по сетям	513,2	140,86	112,4	104,1	155,9
2.	Затраты предприятия всего:	373,8	110,8	66,2	81,3	115,5
	- покупка электроэнергии на покрытие потерь	218,4	69,8	27,2	41,3	80,1
	- на содержание предприятия	155,4	41,0	39,0	40,0	35,4
3.	Сальдо прочих операций	4,0	1,5	0,8	0,6	1,1
4.	Налог на прибыль	26,9	1,2	3,5	9,9	12,4
	Сальдо по операционной деятельности	+108,5	+27,36	+41,9	+12,3	+26,9
Инвестиционная деятельность
1.	Затраты на инвестиционную программу	84,4			33,9	50,5
2.	Прирост оборотных средств	-		-	-	-
	Сальдо по инвестиционной деятельности	-84,4			-33,9	-50,5
Финансовая деятельность
1.	Собственный капитал	-	-	-	-	-
2.	Другие источники финансирования	-	-	-	-	-
3.	Поступления заемных средств	-	-	-	-	-
4.	Погашение задолженности по заемным средствам	-	-	-	-	-
5.	Выплата процентов по заемным средствам	-	-	-	-	-
6.	Другие расходы	-	-	-	-	-
	Сальдо по финансовой деятельности	-	-	-	-	-
	Остаток денежных средств
	ОДС - положительный, профицит	+24,1	+27,36	+69,26	+47,7	+24,1
	ОДС - отрицательный, дефицит
	Свободный ОДС на конец периода	24,1	27,36	69,26	47,7	24,1

Положительное значение (сальдо) денежных потоков показывает, что инвестиционный проект по строительству монтажу новых трансформаторных подстанций и распределительных пунктов окупится в IV квартале 2008 г.

Контрольные показатели инвестиционной программы

Федеральным законом от 30 декабря 2004 года N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса" предусматривается мониторинг выполнения инвестиционной программы со стороны органов местного самоуправления - периодический сбор и анализ информации о выполнении инвестиционной программы организации коммунального комплекса, а также информации о развитии систем коммунальной инфраструктуры.

В целях обеспечения контроля со стороны органов местного самоуправления за ходом выполнения Инвестиционной программы выделены следующие ключевые показатели реализации Инвестиционной программы:

1) перечень построенных и введенных в эксплуатацию объектов в результате выполнения мероприятий Инвестиционной программы;

2) созданный резерв для присоединения дополнительных мощностей;

3) присоединенная электрическая мощность;

4) фактические затраты на выполнение мероприятий Инвестиционной программы;

5) объем полученных денежных средств от оказания услуг по подключению к системе коммунальной инфраструктуры.

Предоставление информации по указанным ключевым показателям должно осуществляться в установленном порядке по отдельному согласованию сторон.

Возможные риски при реализации инвестиционной программы

При реализации Инвестиционной программы возможны следующие риски:

1. Невыполнение контрольных показателей Инвестиционной программы.

Данный риск является ключевым риском при реализации всей Инвестиционной программы и включает в себя превышение стоимости мероприятий Инвестиционной программы.

Возможные причины:

- изменения законодательства Российской Федерации;

- инфляция, превышающая уровень, учитываемый при расчетах Инвестиционной программы;

- иные изменения, влияющие на стоимость реализации мероприятий Инвестиционной программы.

2. Нехватка финансовых средств для реализации мероприятий Инвестиционной программы.

Возможные причины:

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

- невыполнение обязательств застройщиков по условиям платежей по договорам на подключение;

- неточность прогнозирования стоимости Инвестиционной программы или объема присоединяемой мощности.

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

Возможные причины:

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

Оценка рисков

N риска	Значимость риска (0 - 1)	Степень вероятности возникновения риска (0 - 100%)	Общая оценка
1	0,9	50%	0,45
2	0,8	50%	0,40
3	0,2	10%	0,02

На основании проведенной экспертной оценки самым главным риском является риск "превышение стоимости Инвестиционной программы".

Для минимизации последствий в случае наступления вышеперечисленных рисков необходимо предусмотреть введение механизма корректировки Инвестиционной программы путем заключения договора между администрацией МО г. Тула и МУП "Тулгорэлектросеть" по развитию системы электроснабжения города Тулы.

Мероприятиями, позволяющими снизить данные риски, могут быть:

- привлечение заемных средств;

- частичное обеспечение финансовых потребностей за счет средств бюджетов всех уровней;

- использование собственных средств.

<< Назад
	Содержание Решение Тульской городской Думы от 4 мая 2008 г. N 44/1039 "Об инвестиционной Программе МУП "Тульские городские...

Откройте актуальную версию документа прямо сейчас