Приложение 3. Инвестиционная программа "Развитие системы теплоснабжения муниципального образования город Нижневартовск на 2009-2012 гг."

Информация об изменениях:

Решением Думы муниципального образования г. Нижневартовск от 18 июня 2010 г. N 782 настоящее приложение изложено в новой редакции, вступающей в силу после официального опубликования названного решения

См. текст приложения в предыдущей редакции

Приложение 3
к решению
Думы муниципального образования
города Нижневартовск
от 20 ноября 2009 г. N 664

Инвестиционная программа
"Развитие системы теплоснабжения
муниципального образования город Нижневартовск
на 2009-2012 гг."

С изменениями и дополнениями от:

18 июня 2010 г., 24 июня 2011 г.

Паспорт Инвестиционной Программы
"Развитие системы теплоснабжения муниципального образования город
Нижневартовск на 2009 - 2012 годы"

Наименование Программы	"Развитие системы теплоснабжения муниципального образования город Нижневартовск на 2009-2012 годы
Основание для разработки	- Градостроительный кодекс Российской Федерации; - Федеральный закон от 30.12.2004 г. N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса"; - Приказ Министерства регионального развития РФ от 10.10.2007 г. N 99 "Об утверждении методических рекомендаций по разработке инвестиционных программ организаций коммунального комплекса"; - Приказ Министерства регионального развития РФ от 10.10.2007 г. N 100 "Об утверждении методических рекомендаций по подготовке технических заданий по разработке инвестиционных программ организаций коммунального комплекса"; -Программа комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО город Нижневартовск на 2009-2012 гг. -Приказ РСТ ХМАО-Югры от 07.08.07 г. N 6 "О порядке определения доступности для потребителей услуг организации коммунального комплекса ХМАО-Югры"
Цели Программы	- повышение надежности работы системы теплоснабжения в соответствии с нормативными требованиями; - повышение качества предоставления услуг теплоснабжения населению; - обеспечение услугами теплоснабжения новых объектов капитального строительства социального или промышленного назначения; - повышение эффективности работы системы теплоснабжения МО город Нижневартовск.
Задачи Программы	- инженерно-техническая оптимизация системы теплоснабжения МО город Нижневартовск; - обоснование и разработка мероприятий по строительству, реконструкции и модернизации системы теплоснабжения МО город Нижневартовск; - повышение инвестиционной привлекательности системы теплоснабжения МО город Нижневартовск; - определение необходимой финансовой потребности на реализацию мероприятий Инвестиционной Программы; - обоснование тарифа на подключение к системе теплоснабжения; - обоснование надбавок к ценам (тарифам) для потребителей, надбавок к тарифам на товары и услуги организации коммунального комплекса по теплоснабжению.
Сроки и этапы реализации Программы	Период реализации Программы: с 01.01.2009 г. по 31.12.2012 г.
Основные мероприятия Программы	- Замена котлов, выработавших рабочий ресурс, на котлы ПТВМ-30М, ДЕ-16, ДЕ-6,5; - Реконструкция системы газоснабжения и технического обеспечения АСУ ТП и ГРП котельных; - Модернизация ЦТП; - Поэтапная реконструкция тепловых сетей, имеющих большой процент износа с использованием современных технологий; - Замена стальных трубопроводов ГВС на трубопроводы из сшитого полиэтилена; - Прокладка трубопроводов с увеличением диаметров, позволяющая увеличить пропускную способность тепловых сетей.
Объем и источники финансирования Программы	Финансовые источники реализации Инвестиционной Программы -493,316 млн. руб.: 1. Прибыль - 74,7 млн. руб.; 2. Амортизация - 153,9 млн. руб.; 3. Инвестиционная надбавка - 146,1 млн. руб.; 4. Плата за подключение -118,616 млн. руб.
Ожидаемые конечные результаты реализации Программы	1. Экономические результаты реализации Инвестиционной Программы 2009-2012 гг. - 30,35 млн. руб., в т.ч. за счет: - Модернизация котельных - 3,27 млн. руб. - Реконструкция и замена сетей - 23,9 млн. руб. - Реконструкция и модернизация центральных тепловых пунктов (ЦТП) - 3,18 млн. руб. 1. Социальные результаты реализации Инвестиционной Программы 2009-2012 гг.: - Модернизация котельных - позволит вовремя обнаружить неисправности в системе, тем самым предотвратить остановку работы котельных, обеспечивающих теплоснабжением и ГВС население и других потребителей. - Реконструкция и замена сетей - позволит сократить количество аварий и как следствие повысить качество предоставляемых услуг потребителям. - Реконструкция и модернизация ЦТП - позволит повысить качество предоставляемых услуг потребителям в микрорайонах.
Система организации и контроля за исполнением Программы	Программа реализуется на всей территории муниципального образования город Нижневартовск. Реализация мероприятий, предусмотренных Инвестиционной Программой, осуществляется организацией коммунального комплекса МУП "Теплоснабжение". Контроль за исполнением Программы осуществляют Дума города Нижневартовска и Администрация муниципального образования город Нижневартовск в пределах своих полномочий в соответствии с законодательством.

Инвестиционная Программа "Развитие системы теплоснабжения муниципального образования город Нижневартовск на 2009 - 2012 годы учитывает требования следующих нормативно-правовых актов:

- Градостроительного кодекса Российской Федерации;

- Федерального закона от 30.12.2004 N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса";

- Приказа Министерства регионального развития РФ от 10.10.2007 N 99 "Об утверждении методических рекомендаций по разработке инвестиционных программ организаций коммунального комплекса";

- Приказа Министерства регионального развития Российской Федерации от 10.10.2007 N 100 "Об утверждении методических рекомендаций по подготовке технических заданий по разработке инвестиционных программ организаций коммунального комплекса";

- Программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Нижневартовск на 2009 - 2012 годы, утвержденная решением Думой города от 02.12.2008 N 492;

- Постановление Главы города от 16.06.2008 N 800 "Об утверждении Порядка согласования инвестиционных программ организаций коммунального комплекса по развитию систем коммунальной инфраструктур города Нижневартовск";

- Приказ РСТ ХМАО - Югры от 07.08.07 г. N 6 "О порядке определения доступности для потребителей услуг организации коммунального комплекса ХМАО - Югры"

Инвестиционная Программа "Развитие системы теплоснабжения муниципального образования город Нижневартовск на 2009-2012 годы (далее по тексту - Инвестиционная Программа) - определяемая органами местного самоуправления для организации коммунального комплекса программа финансирования строительства и (или) модернизации системы теплоснабжения в целях реализации программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Нижневартовск.

Период реализации Инвестиционной Программы - с 01.01.2009 до 31.12.2012.

1. Цели и задачи разработки и реализации Инвестиционной Программы

Цели Инвестиционной Программы:

- повышение надёжности работы системы теплоснабжения в соответствии с нормативными требованиями;

- повышение качества предоставления коммунальных услуг в части теплоснабжения населению;

- обеспечение услугами теплоснабжения новых объектов капитального строительства социального или промышленного назначения;

- повышение эффективности работы системы теплоснабжения муниципального образования город Нижневартовск.

При реализации целей Инвестиционной Программы определены значения целевых показателей Инвестиционной Программы (табл. 1).

Таблица 1

Целевые показатели Инвестиционной Программы

N п/п	Цели Инвестиционной Программы	Целевые показатели	Значение показателя (2012)
1	Повышение надежности работы системы теплоснабжения в соответствии с нормативными требованиями	Аварийность на сетях теплоснабжения	0,68 аварии на 1 км сетей
		Индекс замены сетей	2,1 %
2	Повышение качества предоставления коммунальных услуг в части теплоснабжения населению	Поддержание нормативной температуры теплоносителя при подаче потребителю	100 % соответствие
3	Обеспечение услугами теплоснабжения новых объектов капитального строительства социального или промышленного назначения	Суммарная мощность источников теплоснабжения	1830 Гкал/час
		Протяжённость сетей теплоснабжения	294,3 км (рост на 0,3 %)
4	Повышение эффективности работы системы теплоснабжения	Потери тепловой энергии при транспортировке	381 475 Гкал (снижение на 2 %)
		Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии	153,4 кг у.т./Гкал (снижение на 0,2 %)
		Удельный расход электрической энергии на технологические цели	27,9 кВт.ч/Гкал (снижение на 18,4 %)

Задачи Инвестиционной Программы:

- инженерно-техническая оптимизация системы теплоснабжения муниципального образования город Нижневартовск;

- обоснование и разработка мероприятий по строительству, реконструкции и модернизации системы теплоснабжения муниципального образования город Нижневартовск;

- повышение инвестиционной привлекательности коммунальной инфраструктуры в части теплоснабжения муниципального образования город Нижневартовск;

- определение необходимой финансовой потребности на реализацию мероприятий Инвестиционной Программы;

- обоснование тарифа на подключение к системе теплоснабжения;

- обоснование надбавок к ценам (тарифам) для потребителей, надбавок к тарифам на товары и услуги организации коммунального комплекса по теплоснабжению.

2. Требования к Инвестиционной Программе

Инвестиционной Программа соответствует Программе комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Нижневартовск на 2009 - 2012 годы, с обоснованием сроков выполнения и финансирования мероприятий.

Принципы разработки Программы:

- целевой - мероприятия и решения Инвестиционной Программы соответствует целям Программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Нижневартовск до 2025 года;

- плановый - Инвестиционная Программа сформирована в рамках перспективного плана развития систем коммунальной инфраструктуры;

- системности - Инвестиционной Программа по развитию и модернизации системы теплоснабжения сформирована в увязке с программами комплексной застройки муниципального образования и инвестиционными программами предприятий других отраслей коммунальной инфраструктуры.

Требования к содержанию инвестиционной программы

Инвестиционная программа включает следующие разделы:

- паспорт Инвестиционной Программы;

- цели, задачи и результаты реализации Программы;

- описание действующей системы теплоснабжения;

- оценка перспектив изменения объемов оказания услуг потребителям;

- анализ существующих проблем системы теплоснабжения;

- перечень и технологическое обоснование мероприятий по развитию системы теплоснабжения, обслуживаемой организацией коммунального комплекса;

- этапы реализации мероприятий по развитию системы теплоснабжения - организационный план;

- финансовые потребности организации коммунального комплекса, необходимые для реализации мероприятий Инвестиционной Программы - финансовый план;

- источники финансирования мероприятий;

- расчёт показателей эффективности программы;

- оценка экономического и социального эффекта от реализации мероприятий Программы;

- оценка рисков реализации Программы;

- показатели мониторинга Инвестиционной Программы;

- предложения о размерах тарифов на подключение к системе теплоснабжения и надбавок к тарифам для потребителей;

- определение доступности (критерии) для потребителей товаров и услуг организации коммунального комплекса теплоснабжения.

3. Описание существующей организации системы теплоснабжения

Муниципальное унитарное предприятие "Теплоснабжение" находится в городе Нижневартовске Ханты-Мансийского автономного округа.

Основной задачей предприятия является обеспечение промышленных предприятий, организаций и населения города тепловой энергией в виде пара и горячей воды.

3.1. Производство тепловой энергии

В эксплуатации предприятия находятся 8 котельных. Источниками теплоснабжения являются котельные N 1, N 2А, N 3А, N 5, N 8, N 8А и N 8Б. На эксплуатируемых котельных находятся в работе 12 паровых и 37 водогрейных котлов. Присоединенная нагрузка составляет 1 116,2 Гкал/час.

Котельные N 1, N 2А, N 3А, N 5 снабжают тепловой энергией жилую застройку и промышленную зону.

Котельные N 8, N 8А, N 8Б, поселка "Рыбозавод" обслуживают старую часть города.

Основным видом топлива на котельных является попутный природный газ, аварийное топливо - сырая нефть. Семь котельных работают на газообразном топливе, одна - на нефти.

Газоснабжение города осуществляется на базе попутного нефтяного отбензиненного газа, поступающего из магистральных газопроводов "Парабель-Кузбасс", "Уренгой-Челябинск", а также с Нижневартовского ГПЗ (НВГПЗ).

Из магистрального газопровода и Нижневартовского газоперерабатывающего завода (НВГПЗ) в городскую распределительную сеть газ подается через газораспределительную станцию (ГРС-2 и, частично, ГРС НВГПЗ).

ГРС-2 располагается в 300 м северо-восточнее перекрестка автодорог "Нижневартовск - Радужный" и "1-й тракторный путь".

Основными потребителями природного газа являются котельные города.

Котельное оборудование введено в эксплуатацию в период с 1973 г. по 1988 г., износ составляет 60% (рис.1). Срок эксплуатации кожухотрубных теплообменников - более 20 лет (1987-1996 гг.), происходит постоянное повреждение трубок.

"Степень износа котельного оборудования"

В (табл. 2) приведены основные технические характеристики котельных установок. Установленная мощность котлов позволяет иметь один котел в резерве для обеспечения потребителей тепловой энергией. Срок эксплуатации насосного оборудования ЦТП более 20 лет.

Таблица 2

Характеристика и техническое состояние основного оборудования котельных города Нижневартовск

N	Наименование котельных	Марка котлов	Характеристика котлов	Вид топлива	Год установки	Год капремонта	КПД (%)	Паспортная тепловая мощность Гкал/час	Присоединенная нагрузка Гкал/ч
1	N 1	ПТВМ-50	водогрейн.	газ	1973	1997	93,58	288,2	226,888
2		ПТВМ-50	водогрейн.	газ	1973	2001	93,2
3		ПТВМ-50	водогрейн.	газ	1973	2004	93,43
4		ПТВМ-50	водогрейн.	газ	1976	2002	92,68
5		ПТВМ-50	водогрейн.	газ	1976	2001	93,49
6		ПТВМ-50	водогрейн.	газ	1977	2001	93,19
7	N 2"А"	ПТВМ-30М	водогрейн.	газ	1981	1998	88,36	276	96,857
8		ПТВМ-30М	водогрейн.	газ	1980	1999	88,5
9		ПТВМ-30М	водогрейн.	газ	1979	2000	89,76
10		ПТВМ-30М	водогрейн.	газ	1979	2000	88,83
11		ГМ50/14	паровой	газ	1980	1989	94,19
12		ГМ50/14	паровой	газ	1981	1993	94,38
13		ГМ50/14	паровой	газ	1982	1982	91,64
14		ГМ50/14	паровой	газ	1982	1991	93,64
15	N 3"А"	КВГМ-100	водогрейн.	газ	1988	-	93	562,5	432,551
16		КВГМ-100	водогрейн.	газ	1988	-	93
17		КВГМ-100	водогрейн.	газ	1988	-	93
18		КВГМ-100	водогрейн.	газ	1988	-	93
19		КВГМ-100	водогрейн.	газ	1988	-	93
20		КВГМ-100	водогрейн.	газ	1988	-	93
21		ДКВР-20/13	паровой	газ	1988	-	93
22		ДКВР-20/13	паровой	газ	1988	-	93
23	N 5	КВГМ-100	водогрейн.	газ	1987	1992	93,92	596,1	333,151
24		КВГМ-100	водогрейн.	газ	1987	1992	93,24
25		КВГМ-100	водогрейн.	газ	1988	2003	93,25
26		КВГМ-100	водогрейн.	газ	1989	2003	93,52
27		КВГМ-100	водогрейн.	газ	1989	2003	93,68
28		КВГМ-100	водогрейн.	газ	1996	2003	94,36
29		ДЕ-25/14 ГМ	паровой	газ	1988	1992	94,22
30		ДЕ-25/14 ГМ	паровой	газ	1988	1992	93,66
31		ДЕ-25/14 ГМ	паровой	газ	1988	1991	93,78
32	N 8	КВГМ-4 N 1	водогрейн.	газ	1985	-	94,2	35	26,764
33		КВГМ-4 N 2	водогрейн.	газ	1985	-	94,19
34		КВГМ-4 N 3	водогрейн.	газ	1985	-	93,64
35		КВГМ-4 N 4	водогрейн.	газ	1985	-	94,06
36		КВГМ-4 N 5	водогрейн.	газ	1985	-	94,06
37		КВГМ-7,5 N 6	водогрейн.	газ	2008	-	94,35
38		КВГМ-7,5 N 7	водогрейн.	газ	2008	-	94,71
39	N 8"А"	ДКВР 10/13	паровой	газ	1984	1994	90,5	17,3
40		ДКВР 10/13	паровой	газ	1984	2007	92
41		ДКВР 10/13	паровой	газ	1983	2007	90
42	N 8"Б"	ДЕ 25-14 ГМ	водогрейн.	газ	1988	2004	94,35	42,4
43		ДЕ 25-14 ГМ	водогрейн.	газ	1988	1999	94,3
44		ДЕ 25-14 ГМ	водогрейн.	газ	1988	2005	94,65
45		ДЕ 25-14 ГМ	водогрейн.	газ	1988	2000	94,35
46	"Рыбозавод"	КВГМ-4 N 1	водогрейн.	нефть	2005	2005	95	12,18
47		ВА-3000 N 2	водогрейн.	нефть	1998	2005	95,3
48		ВКГМ- 2,5 N 3	водогрейн.	нефть	1997	2006	95,3
49		КВГМ-4 N 4	водогрейн.	нефть	2003	2003	95,3
	Всего:						93,12	1830	1116,2

3.2. Передача тепловой энергии

Тепловая энергия подается в центральные тепловые пункты (ЦТП). В ЦТП Новосибирского проекта (36 шт.) идет подогрев холодной воды для обеспечения нужд горячего водоснабжения. ЦТП Московского проекта (35 шт.) предназначены для обеспечения теплом и горячей водой 16-этажных жилых домов по независимой схеме, (табл. 3.1). Нагрев воды производится в кожухотрубных и пластинчатых теплообменниках.

Таблица 3.1

Центральные тепловые пункты (ЦТП) МУП "Теплоснабжение"
муниципального образования город Нижневартовск

N п/п	Наименование объекта	Микрорайон	Адрес	Год ввода в эксплуатацию
1	ЦТП-49 (1/1)	1	Менделеева, 2 строение 1	янв. 1980
2	ЦТП-51 (1/2)	1	60 лет Октября, 5а строение 1	дек. 1973
3	ЦТП-50 (1/3)	1	Омская, 4а строение 1	янв. 1971
4	ЦТП-57и-5 (1/4)	1	60 лет Октября, 9б	янв. 1985
5	ЦТП-12 (1/5)	квартал Прибрежный 1	60 лет Октября, 2а, строение 1	дек. 1986
6	ЦТП-1 (2/1)	2	Пионерская, 13 строение 1	ноя. 1973
7	ЦТП-2 (2/2)	2	Пионерская, 5 строение 1	ноя. 1973
8	ЦТП-4А (3/1)	3 (жилые дома 2а, 3а)	проспект Победы, 19а	дек. 1983
9	ЦТП-72 (5/1)	5 восточный	Комсомольский бульвар, 8 строение 1	дек. 1983
10	ЦТП-5/2	5 западный	Ленина, 11а	янв. 1987
11	ЦТП-5 (5А/1)	жилой комплекс по ул. Мира	Мира, 27 строение 1	янв. 1994
12	ЦТП-57 (6/1)	6	Мира, 13	дек. 1983
13	ЦТП-86 (6/2)	6	М.Жукова, 40б строение 1	дек. 1996
14	ЦТП-58 (6/3)	6	Мира, 23 строение 1	дек. 1996
15	ЦТП-8 (7/1)	квартал по ул. Мира	Мира, 31, строение 1	ноя. 1987
16	ЦТП-71 (7/2)	7	Интернациональная, 12 строение 1	дек. 1988
17	ЦТП-72 (7/3)	7	Спортивная, 5 строение 1	дек. 1989
18	ЦТП-7 (7А/1)	квартал 7А 7	Спортивная, 13Б	ноя. 1987
19	ЦТП-7 (7А/2)	квартал 7А 7	Чапаева, 36 строение 2	дек. 1989
20	ЦТП-2 (8/1)	8	Мира, 54	июл. 1983
21	ЦТП-8 (8/2)	8	Ленина, 15 строение 2	фев. 2006
22	ЦТП-46 (8А/1)	8А	Мира, 60е строение 1	дек. 1983
23	ЦТП-50 (8А/2)	8А	Мира, 60ж строение 1	янв. 1983
24	ЦТП-56 (9/1)	9	60 лет Октября, 17 строение 1	дек. 1983
25	ЦТП-5 (9/2)	квартал Прибрежная зона	60 лет Октября, 42 строение 2	ноя. 1985
26	ЦТП-4 (9/3)	квартал Б	Ленина, 38 строение 2	дек. 1988
27	ЦТП-5 (9/4)	квартал Ленина	Ленина, 17 строение 1	дек. 1987
28	ЦТП-15 (9/5)	квартал рибрежный# 3	60 лет Октября, 54 строение 2	янв. 1993
29	ЦТП-60 (10/1)	10	Чапаева, 93а	янв. 1986
30	ЦТП-27 (10/2)	10	Интернациональная, 51А строение 2	ноя. 1987
31	ЦТП-26 (10/3)	10	Премская, 15 строение 1	июн. 1988
32	ЦТП-4 (10/4)	10 (квартал по ул. Пермской)	Пермская, 37 строение 1	ноя. 1995
33	ЦТП-8 (10А/1)	квартал Северный	Интернациональная, 49 строение 1	дек. 1987
34	ЦТП-76 (10А/2)	10А	Нефтяников, 82А	дек. 1989
35	ЦТП-77 (10А/3)	10А	Северная, 62а	янв.1990
36	ЦТП-78 (10А/4)	10А	Интернациональная, 41 строение 1	фев. 1992
37	ЦТП-70 (10А/5)	10А	Дзержинского, 31 строение 1	дек. 1992
38	ЦТП-47 (10Б/1)	10Б	Интернациональная,31 строение 2	июл. 1991
39	ЦТП-46 (10Б/2)	10Б	Интернациональная,17 строение 2	дек. 1990
40	ЦТП-16 (10Б/3)	10Б	Нефтяников, 93 строение 2	дек. 1992
41	ЦТП-50 (10Б/4)	10Б	Северная, 50 строение 1	ноя. 1995
42	ЦТП-67 (10Г/1)	10Г	Интернациональная, 2е строение 1	дек. 1992
43	ЦТП-51 (10Г/2)	10Г	Заозерная, 8а строение 1	фев. 1995
44	ЦТП-66 (10Г/3)	10Г	Интернациональная, 2д строение 1	ноя. 1995
45	ЦТП-33 (10В/1)	10В	Интернациональная, 11 строение 1	мар. 2004
46	ЦТП-54 (11/1)	11	Чапаева, 69а	ноя. 1988
47	ЦТП-55 (11/2)	11	Чапаева, 49в	ноя. 1989
48	ЦТП-5 (12/1)	12	Ленина, 19 строение 1	ноя. 1987
49	ЦТП-74 (12/2)	12	Др.Народов, 29А строение 1	дек. 1987
50	ЦТП-73 (12/3)	12	Мира, 70 строение 1	ноя. 1987
51	ЦТП-61 (13/1)	13	Пермская, 6 строение 2	дек. 1983
52	ЦТП-60А (13/2)	13	Пермская, 4Б	дек. 1986
53	ЦТП-60 (13/3)	13	Интернациональная, 26 строение 2	дек. 1987
54	ЦТП-23 (14/1)	14	Мира, 78 строение 1	дек. 1983
55	ЦТП-24 (14/2)	14	Ленина, 25Б строение 1	дек. 1984
56	ЦТП-71 (14/3)	14	Ленина, 27 строение 1	дек. 1986
57	ЦТП-59 (15/1)	15	60 лет Октября, 49 строение 1	дек. 1983
58	ЦТП-61 (15/2)	15	Дружбы Народов, 13 строение 2	ноя. 1985
59	ЦТП-62 (15/3)	15	Чапаева, 7 строение 1	ноя. 1985
60	ЦТП-57 (15/4)	15	Омская, 60 строение 1	дек. 1985
61	ЦТП-5 (15А/1)	квартал А	Чапаева, 13 строение 3	дек. 1984
62	ЦТП-63 (16/1)	16	60 лет Октября, 55, строение 2	сен. 1985
63	ЦТП-64 (16/2)	16	Х.Мансийская, 17, строение 1	фев.1986
64	ЦТП-14 (16/3)	16	Х.Мансийская, 11, строение 1	дек. 1985
65	ЦТП-5 (16А/1)	16А	Омская, 61 строение 1	июн. 1988
66	ЦТП10 (16А/2)	16А	Омская, 69 строение 1	окт. 1987
67	ЦТП-22 (16Б/1)	квартал Прибрежный 2	60 лет Октября, 72	дек. 1989
68	ЦТП-23 (16Б/2)	квартал Прибрежный 2	60 лет Октября, 84	дек. 1989
69	ЦТП- МЖК	МЖК	МЖК, 6	май. 1997
70	Подмешивающая станция ПС-1	Резервная зона	60 лет Октября - Нефтяников	янв. 1980
71	Подмешивающая станция ПС-2а	9А мкр.	Мусы Джалиля, 14б	фев. 2008
72	Повысительная насосная станция ПС-3	ПНС Уз79	ЗПУ, панель 16, Кузоваткина, 33	янв. 1990
73	Подмешивающая станция ПС-4	Больничный комплекс	Общ. центр 1оч. застр. Ленина, 18 строение 2	дек. 1971
74	Подмешивающая станция ПС-Дивный	пос. Дивный	ЗПУ,панель 24,улица 2П-2, д. 24а	май. 2003
75	Подмешивающая станция ПС-1С	Старый Вартовск	Лопарева, 10/1	дек. 1970
76	Подмешивающая станция ПС-Леспромхоз	пос. Леспромхоз	пос. Леспромхоз, 57а	июн. 2005
77	Подмешивающая станция ЦТП-2 (УТТ-4)	пос. УТТ-4	ул. Снежная, д. 32	июл. 2003
78	Подмешивающая станция ЦТП-1 (НДРСУ)	пос. НДРСУ	переулок Энтузиастов, д. 27а	июл. 2003
79	ЦТП-14П	пос. 14П	Луговая, 51 строение 1	фев. 1996
80	ЦТП-2П/1	2П	Заводская. 6а строение 1	фев. 1999
81	ЦТП-2П/2	2П
82	Подмешивающая станция ПС-Магистральный	пос. Магистраль	Магистраль, 15б	ноя. 2004

Потребителям тепловая энергия подается по магистральным тепловым сетям Ду 250 -1000 мм и внутриквартальным сетям Ду 50 - 250 мм.

Протяженность тепловых сетей, находящихся в эксплуатации МУП "Теплоснабжение", составляет 293,41 км в двухтрубном исчислении на 01.09.08 г. (в том числе сети горячего водоснабжения, трубопроводы пара и конденсата) (табл.3.2, 3.3).

Таблица 3.2

Характеристика тепловых сетей

Диаметр, мм	Тип прокладки		Тип изоляции					Длина трубопровода, в 2-х трубном исчислении с учетом паропровода, м
	Надземная, м	Подземная, м	маты URSA	Минерало-ватные маты	скорлупа ППУ	труба в трубе	скорлупа ФРП
20	627,00			627				627,00
25	1 128,06	296,35	29,35	1098,71			296,35	1 424,41
30	109,60			109,6				109,60
32	3 465,20	25,80	209	3256,2			25,80	3 491,00
40	10,00			10				10,00
50	5 149,87	8 400,18	411,3	4738,57	1812,82	10,6	6 576,76	13 550,05
70	752,85	4 274,21	116,5	636,35	933,55	241,51	3 099,15	5 027,06
80	2 531,60	8 488,90	575,68	1955,92	1563,62	240,68	6 684,60	11 020,50
90		20,00					20,00	20,00
100	16 600,61	26 442,99	393,93	16206,68	4449,71	447,05	21 546,23	43 086,40
125		1 642,56			202,65		1 439,91	1 642,56
150	9 130,80	34 471,29	389,33	8741,47	6318,21	497,35	27 655,73	45 108,95
160		45,35				45,35		45,35
200	4 761,50	21 475,58	29,2	4620,3	6519,55	413,47	14 654,56	26 353,18
250	1 872,40	11 661,10		1872,4	4514,01	798,2	6 348,89	13 533,50
300	6 399,00	10 505,03		6399	3514,46	77,5	6 913,07	19 327,84
350		858,93			258	195,93	405,00	858,93
400	2 440,97	8 083,99		2440,97	4377,5	1285,60	2 420,89	10 524,96
500	9 744,66	11 175,83	1348,95	7958,71	8267,29	1098,4	2 247,14	20 920,49
600	1 082,40	29,00		1082,4	29			1 111,40
700	5 708,19	9 444,62		5708,19	5432,42	187,8	3 824,40	15 152,81
800	113,78	1 366,06		113,78	933,95	432,11	0,00	1 479,84
1000	2 384,75	2 031,36		2384,75	1704,37		326,99	4 416,11
86/160		41,70				41,7		41,70
Итого:	74 013,24	160 780,83	3503,24	69 961,00	50 831,11	6 013,25	104485,47	238 883,64

Таблица 3.3

Характеристика сетей горячего водоснабжения

Диаметр, мм	Тип прокладки		Тип изоляции			Длинна трубопровода в 2-х трубном исчислении, м
	Надземная, м	Подземная, м	Минерало-ватные маты	труба в трубе	скорлупа ФРП
25		24,40			24,40	24,40
32		6,00			6,00	6,00
50		1 976,10		5,3	1 355,50	1 976,10
63		498,95		498,95		498,95
70		3 680,12		144,04	2 770,23	3 680,12
80		7 038,95		124,12	5 982,13	7 038,95
90		389,95		389,95		389,95
100	26,30	16 397,80	26,3	127,2	12 861,09	16 424,10
110		337,30		337,3		337,30
125		413,65			302,30	413,65
140		239,30		239,3		239,30
150		18 185,23		232,25	14 825,19	18 185,23
200		3 658,96			3 144,71	3 658,96
250		223,20			214,80	223,20
140/200		294,90		294,9		294,90
40/90		511,65		511,65		511,65
50/90		35,60		35,6		35,60
63/110		8,40		8,4		8,40
75/125		112,00		112		112,00
75/140		81,64		81,64		81,64
90/140		143,30		143,3		143,30
90/160		247,90		247,9		247,90
Итого:	26,30	54 505,30	26,30	3 533,80	41 486,35	54 531,60

Протяженность тепловых сетей в 2007 году составила 294 км*(1). С 2002 по 2006 гг. протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении уменьшилась на 12% (табл.3.4), а протяженность сетей, нуждающихся в замене, возросла в 70 раз.

Таблица 3.4

Характеристика сетей теплоснабжения с указанием доли сетей нуждающихся
в замене за период 2002-2006 гг.

N п/п	Показатели	Ед. изм.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.	Темп роста, 2006/2002, %
	Протяженность тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении, в т.ч.:	км	340,5	301,1	302,3	303,4	300,3	88
	нуждающиеся в замене	км	1,8	2	109,6	106,4	125,9	в 70 раз
	Доля сетей, нуждающихся в замене в общей протяженности тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении	%	0,5	0,7	36,3	35,1	41,9	в 98 раз

Источник: Жилищно-коммунальное хозяйство в Тюменской области (2002-2006 гг.), в двух томах: Стат.сб./Территориальный орган Федеральной службы государственной статистики по Тюменской области. - Т.,2007 г., том 2, с.198.

Тепловые сети в основном проложены в промежуток времени с 1983 г. по 1995 г. (рис.2). В процентном соотношении от общей протяженности трубопроводов отопления и горячего водоснабжения износ составляет:

- тепловые сети - 64%,

- сети ГВС - 48%.

Норматив технологических потерь при передаче тепловой энергии утвержден приказом Минпромэнерго от 30.04.2008 г. N 09-1261 на 2009 год в размере 375 810 Гкал.

"Процентное соотношение прокладки тепловых сетей и сетей ГВС от общей протяженности по годам ввода в эксплуатацию"

3.3 Применяемые технологии, в том числе ресурсосберегающие

На территории МО г. Нижневартовск в сфере теплоснабжения применяются следующие ресурсосберегающие технологии:

- внедрение частотнорегулируемых приводов в ЦТП, что в конечном итоге позволяет значительно экономить электроэнергию;

- внедрение тепловой изоляции из пенополиуретана по технологии "труба в трубе", что позволяет значительно экономить на земляных работах;

- замена стальных трубопроводов горячего водоснабжения на трубопроводы из "сшитого полиэтилена", что позволяет увеличить срок службы сетей ГВС.

3.4 Система теплоснабжения производственных и промышленных объектов г. Нижневартовск построена следующим образом:

- система подогрева воды закрытая;

- система теплоснабжения зависимая, независимая;

- температурный график котельных - 950-700 1050-700, 1250-700, 1300-700.

3.5 Автоматизация и диспетчеризация технологических процессов

На сегодняшний день в системе теплоснабжения города установлены АСУ ТП водогрейных котлов КВГМ-100 N N 4, 5, 6 на котельной N 5, КВГМ-4 N N 1, 2, 3, 4, 5 и КВГМ -7,5 N N 6, 7 на котельной N 8.

Проведена автоматизация ЦТП в части замены релейных схем на микропроцессорные контроллеры, установлены частотно-регулируемые приводы на электродвигатели.

Автоматизация и диспетчеризация диспетчерского пункта города находится в стадии разработки проекта.

Система оперативного дистанционного контроля за увлажнением изоляции трубопроводов теплоснабжения находится в стадии проектирования и монтажа на локальных участках теплосетей.

4. Оценка перспектив изменения объемов оказания услуг потребителям

4.1 Краткая характеристика абонентов и потребителей

Количество потребителей тепловой энергии и количество приборов учета тепловой энергии, установленных у потребителей, приведено в (табл. 4).

Таблица 4

Характеристика потребителей МУП "Теплоснабжение"

Показатель	2005 г.	2006 г.	2007 г.	Темп роста, 2007/2005 гг.
Количество потребителей тепловой энергии, ед., в т.ч.:	1488	1567	1596	1,07
бюджетные потребители	195	194	204	1,046
прочие	951	1014	1008	1,059
население	342	359	384	1,122
Количество приборов учета тепловой энергии, установленных у потребителей, ед.	672	839	917	1,36
бюджетные потребители	138	145	165	1,196
прочие	469	611	637	1,358
Уровень оснащенности потребителей приборами учета тепловой энергии, %, в т.ч.:
бюджетные потребители	70,77	74,74	80,88	1,142
прочие	49,32	60,25	63,19	1,281
Количество общедомовых приборов учета тепловой энергии, ед.	65	83	115	1,769
Уровень оснащенности потребителей общедомовыми приборами учета тепловой энергии , %	4,3	5,2	7,2

В течение 2005-2007 гг. количество потребителей тепловой энергии увеличилось на 108 ед. (6,7%). Наибольшее увеличение потребителей произошло у населения - 42 ед. (11%), прочие потребители - 57 ед. (5,6%). У бюджетных потребителей увеличение составило всего 9 ед. (4,4%).

Количество приборов учета тепловой энергии, установленных у потребителей за период 2005-2007 гг., увеличилось на 245 ед. (26,7%). У бюджетных потребителей увеличение составило - 27 ед. (16,3%), наибольшее увеличение произошло у прочих потребителей - 168 ед. (26,3%), однако уровень оснащенности приборами учета тепловой энергии у прочих потребителей составил 63,19% по сравнению с 80,88% у бюджетных.

В 2007 г. количество общедомовых приборов учета тепловой энергии составило 115 ед., что на 50 ед. больше, чем в 2005 г. Однако уровень оснащенности все еще остается на низком уровне - 7,2%.

4.2. Динамика изменения объемов потребления тепловой энергии

В 2006 г. объем реализации тепловой энергии потребителям составил 2544,4 тыс. Гкал, это является максимальным объемом реализации тепловой энергии за период 2005-2007 гг.

В 2007 г. объем реализации тепловой энергии снизился на 400,3 тыс.Гкал и составил 2144,1 тыс.Гкал, объясняется это тем, что температура наружного воздуха была выше расчетной: при соблюдении температурных графиков реализация тепловой энергии снижается.

Отопительный период 2006 г. был отмечен продолжительным периодом сохранения очень низких температур (до минус 50є) и более поздним окончанием, что соответственно привело к увеличению объемов реализации тепловой энергии.

Снижение реализации тепловой энергии в 2007 г. объясняется также уменьшением нормативов потребления горячего водоснабжения по населению. Повышение тарифа на тепловую энергию является объективной необходимостью в связи с ростом цен на топливо, электроэнергию, введением в 2007 г. свободных цен на отпускаемую предприятию электроэнергию. Тариф на услуги теплоснабжения в 2007 г. по сравнению с 2006 г. составил 606,92 руб./Гкал (без НДС), что на 7,8% выше, чем в 2006 г. (тариф на тепловую энергию в 2006 г. составлял 563,24 руб./Гкал без НДС).

Таблица 5

Характеристика объемов потребления тепловой энергии

Показатели	2005 г.	2006 г.	2007 г.	темп роста
				2007 г. к 2006 г.	2007 г.к 2005 г.
Объем реализации тепловой энергии - всего, тыс.Гкал	2356,85	2544,406	2144,118	0,84	0,91
в том числе:
бюджетные потребители	276,754	313,189	288,77	0,922	1,043
Удельный вес в общем объеме реализации, %	11,74	12,31	13,47
население	1600,776	1663,289	1358,268	0,82	0,848
Удельный вес в общем объеме реализации, %	67,92	65,37	63,35
прочие потребители	479,32	567,927	497,08	0,875	1,037
Удельный вес в общем объеме реализации, %	20,34	22,32	23,18

Данные таблицы 5 наглядно показывают структуру потребления тепловой энергии по группам потребителям. В 2007 г. по сравнению с 2006 г. наибольшее снижение реализации отмечается по группе потребителей "население" и составляет 18%, по прочим потребителям снижение составило 12,5%, по бюджетным потребителям - 7,8%.

4.3 Прогноз объемов потребления на период реализации Инвестиционной Программы

По прогнозным данным, в период реализации Инвестиционной Программы объемы выработки и объемы потребления тепловой энергии увеличатся (табл. 6).

Прогнозное увеличение обусловлено ростом количества потребителей тепловой энергии, возникающим за счет строительства и подключения нового жилья.

Таблица 6

Производственная программа по теплоснабжению и прогноз объемов потребления МУП "Теплоснабжение" на 2009-2012 гг.

Показатель	ед. изм.	2009 г.		2010 г.	2011 г.		2012 г. без изменений
		план	факт		по утвержденной программе	после внесенных изменений
Выработано тепловой энергии	тыс. Гкал	2 873,287	3023,995	2873,682	2 913,676	2923,678	2 940,016
Собственные нужды котельной	тыс.Гкал	89,892	88,761	71,849	89,892	73,392	89,892
то же от объема производства	%	3,14	2,94	2,5	3,09	2,51	3,06
Покупная тепловая энергия	тыс. Гкал	0	0	0	0	0	0
Отпуск тепловой энергии в сеть	тыс. Гкал	2 783,395	2935,929	2801,833	2 823,784	2850,286	2 850,124
Потери тепловой энергии в т/с при передаче, в т.ч.	тыс.Гкал	375,810	521,473	383,521	379,577	430,996	381,475
тоже от объема производства	%	13,1	17,2	13,3	13,03	14,7	13,0
Объем реализации (полезный отпуск), в т.ч.:	тыс.Гкал	2 407,584	2413,761	2418,312	2 444,207	2419,291	2 468,649
бюджетные потребители	тыс.Гкал	303,194	316,307	309,127	303,200	313,974	303,200
прочие	тыс.Гкал	608,946	559,998	576,565	610,000	607,433	611,000
население	тыс.Гкал	1 483,906	1525,319	1 521,581	1 519,469	1486,967	1 542,911
собственное потребление	тыс.Гкал	11,538	12,137	11,039	11,538	10,917	11,538

4.4 Анализ себестоимости услуг теплоснабжения

Среднеотпускной тариф на тепловую энергию на 2007 г. утвержден в размере 606,92 руб./Гкал. Индек. роста среднего тарифа по отношению к среднему тарифу 2006 г. составляет 107,8%.

Основную долю в структуре затрат тепловой энергии занимают расходы на приобретение топлива для котельных (табл. 7) и составляют в 2006 г. -30,8%, в 2007 г. - 31,3%, в 2008 г. - 33,4%, что объясняется ростом цен на газ и нефть. Расходы на оплату в 2006 г. составили 17,7%, в 2007 г. - 19%, в 2008 г. - 18,7%. Прочие расходы - 15% в 2006, 2007 гг. и 14,3% в 2008 г.

Таблица 7

Анализ себестоимости услуг по теплоснабжению

тыс. руб.

N п/п	наименование	2006 г.		2007 г.		2008 г.
		план	факт	план	факт	план	стр-ра затрат, %
1.	Топливо, всего	379628	385457	409301	392654	490698	33,44
1.1.	газ	364567	372475	397597	380322	479447	32,68
1.2.	нефть	15061	12982	11704	12332	11251	0,77
2.	Транспортные расходы	11834	13179	13915	12627	14645	1,0
3.	Электроэнергия, всего	103523	104146	108235	113450	124167	8,46
3.1.	за энергию	103523	104146	108235	113450	124167	8,46
3.2.	за заявленную мощность	0	0	0	0	0	0
4.	Вода на технологические цели, всего	49655	38667	49375	38235	41342	2,82
5.	Вспомогательные материалы	7328	11233	7328	6509	7842	0,53
5.1.	сульфоуголь (катионит)	188	0	116	0	116	0,01
5.2.	соль	924	413	632	404	632	0,04
5.3.	другие материалы	6216	10820	6580	6105	7094	0,48
6.	Фонд оплаты труда	218016	198660	250249	249779	275024	18,74
6.1.	Численность (нормативная/ фактическая)	1292	922	1292	922	1292	х
7.	Отчисления на социальные нужды	57338	49810	65565	61151	72056	4,91
8.	Амортизационные отчисления	98864	102676	104691	113456	114926	7,83
9.	Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	108140	110919	88317	86710	103026	7,02
10.	Услуги производственного характера	14107	11484	14107	11750	14107	0,96
11.	Прочие расходы, всего	184012	213551	197980	199157	209397	14,27
11.1.	налоги и др.обязательные платежи	1952	1005	2338	1126	1529	0,1
11.2	общехозяйственные расходы, в т.ч.	31339	40950	35285	34778	38629	2,63
11.2.1.	затраты на оплату труда	25282	33069	28473	28634	31419	2,14
11.2.2.	отчисления на социальные нужды	6057	7881	6812	6144	7210	0,49
11.3	цеховые расходы, в т.ч.	73913	87036	85472	83930	93932	6,4
11.3.1	затраты на оплату труда	58907	70476	68784	68800	76430	5,21
11.3.2	отчисления на социальные нужды	15006	16560	16688	15130	17502	1,19
11.4	прочие	76808	84560	74885	79323	75307	5,13
12.	Покупная тепловая энергия	х	х	х	х	х	х
13.	Недополученный по независящим причинам доход	х	х	х	х	х	х
14.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования	х	х	х	х	х	х
15.	Итого производственные расходы	1232445	1239782	1309063	1285478	1467230	100,0
16.	Прибыль	184867	204317	192508	47561	153459,18	х
17.	Рентабельность, %	15,0	16,5	14,7	3,7	10,5	х
18.	Необходимая валовая выручка	1417312	1444099	1501571	1333039	1620689,2	х
19.	Полезный отпуск теплоэнергии, тыс.Гкал	2516,36	2544,29	2474,07	2143,95	2352,07	х
20.	Тариф на отпускную тепловую энергию, руб.	563,24	563,24	606,92	606,92	689,05	х
21.	Индекс роста тарифа, %	х	х	107,8	107,8	113,5	х

Замена и модернизация котлов котельных МУП "Теплоснабжение" на более экономичные, с более высоким уровнем КПД будет являться сдерживающим фактором роста затрат на топливо.

4.5 Предварительный расчет себестоимости услуг по теплоснабжению на период реализации Инвестиционной Программы

Среднеотпускной тариф на 2009 г. на услуги по теплоснабжению утвержден в размере 793,27 руб./Гкал, рост тарифа к 2008 г. составил 115,1%, к 2007 г. - 130,7%.

Основной рост себестоимости планируется по следующим статьям (табл. 7.1)

Таблица 7.1

Планируемый рост себестоимости

наименование статьи	факт 2007 г.	план 2008 г.	рост к 2007 г., %	план 2009 г.	рост к 2008 г., %	рост 2009 г. к факт. 2007 г., %
	затраты, тыс.руб.	затраты, тыс.руб.		затраты, тыс.руб.
топливо (газ, нефть)	392654	490698	125	641845	130,8	163,5
электроэнергия	113450	124167	109,4	164340	132,4	144,9

Таблица 8

Калькуляция плановой себестоимости услуг по теплоснабжению на период реализации Инвестиционной Программы

тыс. руб.

N п/п	Наименование	2009 г.		2010 г.	2011 г.		2012 г.
		план	факт		по утвержденной программе	после внесенных уточнений	без изменений
1.	Топливо, всего	641845	617532	751391	1016267	879294	1289420
2.	Транспортные расходы	12993	10012	11634	15722	10732	17294
3.	Электроэнергия, всего	164340	178153	213435	246510	276837	308138
4.	Вода на технологические цели	38898	30070	35459	50548	36136	58130
5.	Вспомогательные материалы	7842	5525	7842	8739	7842	9290
6.	Фонд оплаты труды	318819	310107	350701	459099	387883	550919
7.	Отчисления на социальные нужды	75879	66797	83467	109266	131880	131119
8.	Амортизационные отчисления	135161	135164	135161	170979	142347	196625
9.	Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	103376	111625	110447	110000	120218	116930
10.	Услуги производственного характера	14107	9992	14107	14107	12000	14107
11.	Прочие расходы, всего	232849	224009	236596	303948	265681	352951
12.	Итого производственные расходы	1746109	1698986	1950240	2505184	2270850	3044922
13.	Прибыль	163759	196149	159976	250518	93077	304492
14.	Рентабельность	9,4	11,5	9,4	10	4,1	10
15.	Необходимая валовая выручка	1909868	1895135	2110216	2755702	2363927	3349414
16.	Полезный отпуск тепловой энергии, тыс.Гкал	2407,584	2413,761	2418,312	2444,207	2419,291	2468,648
17.	Тариф на отпускаемую тепловую энергию	793,27		872,60	1127,44	977,12	1356,78
18.	Индекс роста тарифов, %	х	х	110,0	121,4	112,0	120,3

Примечание: Корректировка данных по 2012 году будет произведена после утверждения тарифов на тепловую энергию на 2011 год.

Рост тарифа на услуги теплоснабжения в 2009-2010 гг. обусловлен увеличением затрат на топливо (газ, нефть), электроэнергию, фонд оплаты труда и другие статьи. Одним из факторов увеличения затрат является введение свободных цен на электроэнергию, что наглядно видно в приведенной таблице 8.1

Таблица 8.1

Основные статьи затрат из калькуляции себестоимости

Наименование	2009 г.		2010 г.	индекс роста к плану 2009 г., %	2011 г.		индекс роста уточнения плана к 2010 г., %	2012 г. без изменений	Индекс роста по утвержденной программе 2011 г., %	Индекс роста к плану 2009 г., %
	план	факт			по утвержденной программе	после внесенных изменений
Топливо	641845	617532	751391	117,1	1016267	879294	117	1289420	126,9	200,9
Электроэнергия	164340	178153	213435	129,9	246510	276837	129,7	308138	125	187,5
Фонд оплаты труда	318819	310107	350701	110	459099	387883	110,6	550919	120	172,7

Рост среднеотпускного тарифа на услуги теплоснабжения в 2009 г. составляет 115% к 2008 г., рост тарифа в 2010-2012 гг. приведен в таблице 8.2.

Таблица 8.2

Рост среднеотпускного тарифа

Наименование	2009 г.	2010 г.	Индекс роста к 2009 г., %	2011 г.		Индекс роста после внесенных изменений 2010 г., %	2012 г.	Индекс роста по утвержденной программе 2011 г., %	Индекс роста к 2009 г., %
				по утвержденной программе	после внесенных изменений
Тариф 1 Гкал/руб.	793,27	872,60	110,0	1127,44	977,12	112,0	1356,78	120,3	171,0

Примечание: Тариф на 2012 г. указан без изменений, уточнение будет произведено после утверждения тарифа на тепловую энергию на 2011 год.

5. Анализ существующих проблем системы теплоснабжения

В соответствии с комплексной программой социально-экономического развития города Нижневартовска на 2006 - 2010 годы, адресной инвестиционной программой "Капитальное строительство и реконструкция объектов города Нижневартовска на 2009 - 2013 годы" планируется следующее строительство (табл. 9):

- на территории микрорайонов 3П, 5П, 7П, 14П, В2.1 - В2.6 - ежегодно не менее 3 тыс.кв.м индивидуальных жилых домов;

- в центральной части города (микрорайоны 9, 9А, "Центральный") - 124 тыс. кв.м;

- в Восточном районе - 218,6 тыс. кв.м;

- в Старом Вартовске - 51,9 тыс.кв.м;

- в Прибрежной зоне - 62,1 тыс. кв.м;

- в квартале "Молодежный" - 36,3 тыс. кв.м;

- в застроенной части города - 94,9 тыс. кв.м.

Таблица 9

Перечень объектов нового строительства

Наименование объекта нового строительства,	Наименование объекта нового строительства,	Планируемая дата подключения к системам коммунальной инфраструктуры	Тепловая нагрузка, Гкал/ч
Микрорайон 7А
Жилой дом по ул. Спортивной	2011-2012	2012	1,014
Микрорайон Микрорайон 8"А"
Жилой дом N 4	2011-2012	2012	1,933
Микрорайон 9
Жилой дом N 2	2010-2013	2013	1,119
Жилой дом N 3	2010-2011	2011	0,81
Микрорайон "Центральный"
Жилой комплекс	2008-2013	2013	17,444
Микрорайон "Прибрежный-1"
Жилой комплекс	2008-2010	2010	7,56
Малоэтажные секционные дома	2011-2013	2013	0,126
Микрорайон "Прибрежный 3.3"
Жилой дом	2010-2013	2013	2,52
Микрорайон 10Б
Жилой дом N 41Б	2008-2010	2010	0,889
Микрорайон 14
Жилой дом по ул. Дружбы Народов	2008-2010	2010	1,774
Микрорайон 15а квартал А
Жилой дом N 4и	2008-2010	2010	4,844
Квартал Б ул. Муссы Джалиля
Жилой дом N 17	2006-2009	2009	3,188
Микрорайон 16
23-этажный жилой дом	2011-2013	2013	1,05
Микрорайон 9П
Жилой дом	2008-2009	2009	0,099
Жилой дом	2010-2011	2011	0,099
Микрорайон 2П
Жилой дом N 86	2009-2010	2010	0,48
Жилой дом N 85	2010-2011	2011	0,48
Жилой дом N 71	2010-2011	2011	0,48
Жилой дом N 10	2011-2012	2012	0,48
Жилой дом N 12	2011-2012	2012	0,477
Квартал "Молодежный"
Жилой дом N 1	2008-2011	2011	3,182
Жилой дом N 2	2008-2010	2010	2,22
Жилой дом N 4	2006-2010	2010	1,168
Восточный планировочный район, 3-я очередь строительства
Квартал 18
Жилой дом N 1	2012-2013	2013	1,506
Жилой дом N 2	2012-2013	2013	1,465
Жилой дом N 3	2012-2013	2013	1,668
Жилой дом N 4	2011-2012	2012	1,506
Жилой дом N 5	2013-2014	2014	0,482
Жилой дом N 6	2010	2010	0,482
Жилой дом N 7	2010	2010	1,523
Жилой дом N 8	2008-2010	2009-2010	1,617
Жилой дом N 9	2008-2009	2009	1,465
Жилой дом N 10	2011-2012	2012	1,465
Жилой дом N 11	2010-2011	2010	0,465
Жилой дом N 12	2008-2009	2009	0,52
Квартал 19
Жилой комплекс	2012-2013	2013	4,041
Многоэтажная стоянка	2013-2014	2014	1,974
Квартал 20
Жилой дом N 1	2012-2013	2013	2,945
Жилой дом N 2	2012-2013	2013	2,945
Жилой дом N 3	2012-2013	2013	1,452
Подземная автостоянка	2013	2013	0,199
Подземная автостоянка	2013-2014	2014	0,199
Подземная автостоянка	2013-2014	2014	0,199
Квартал 21
Жилой дом N 2	2012-2013	2013	4,846
Жилой дом N 1	2012-2014	2014	1,896
Квартал 22
Жилой дом N 3	2008-2010	2010	0,685
Жилой дом N 4	2008-2010	2010	0,685
Жилой дом N 2	2010-2013	2013	4,452
Дошкольное образование
Микрорайон 10 "В"
Детский сад в микрорайоне 10В	2008-2010	2010	0,831
Микрорайон 10 "Б"
Детский сад	2008-2010	2010	0,968
Микрорайон 2П
Детский сад	2010-2011	2011	0,383
Квартал 18 Восточного планировочного района
Детский сад N 17	2010-2012	2012	0,642
Микрорайон "Прибрежный-3"
Детский сад	2011-2013	2013	0,843
Квартал 21 Восточного планировочного района
Детский сад	2012-2014	2014	0,843
Квартал "Центральный"
Детский сад	2012-2014	2014	0,617
Общее образование
Микрорайон 10 "В"
Детская школа искусств	2008-2010	2010	1,109
Физическая культура и спорт
Физкультурно-спортивный комплекс N 1 мкр N 13	2007-2009	2009	0,369
Физкультурно-спортивный комплекс N 2 мкр N 16	2007-2009	2009	0,369
Физкультурно-спортивный комплекс N 3 мкр N 7	2010-2012	2012	0,369
Промышленная зона (нагрузки приняты в соответствии с ТУ)			16
Итого в т.ч.:			55,003
Итого в 2010 г			25,683
Итого в 2011 г			13,434
Итого в 2012 г			15,886

Данные таблицы 9 приняты для расчёта платы за подключение. В связи с тем, что рост тепловых нагрузок по котельным за период реализации программы (с учётом 2009, 2013 - 47,177 Гкал/час)*(2)) составит 17% (табл. 10), увеличение нагрузки на котельной 3А приведет к недопоставке тепловой энергии потребителям. Необходимо вводить в эксплуатацию дополнительные мощности.

Таблица 10

Для составления теплового баланса по котельным следует включать утвержденные потери в тепловых сетях и собственные нужды котельных:

Наименование котельной	Располагаемая мощность	Присоединенная нагрузка	Потери т/энергии в тепловых сетях и собственные нужды котельных по утвержденным процентам на 2008 г.
	Гкал/час	Гкал/час	Гкал/час
Котельная N 1
вода	288,20	173,14	33,70
Котельная N 2А
вода	159,60	138,69	29,89
пар	116,40	1,99	0,43
Котельная N 3А
вода	540,60	432,55	98,35
пар	21,90
Котельная N 5
вода	550,70	334,04	81,34
пар	45,40	1,42	0,27
Итого:	1 722,80	1 081,82	243,98
вода	1 539,10	1 078,41	243,28
пар	183,70	3,40	0,70
Котельная N 8
вода	35,00	13,15	10,10
Котельная N 8А
пар	17,30
Котельная N 8Б
вода	42,40	16,82	3,48
Кот. пос."Рыбозавод"
вода	12,18	4,41	1,96
Итого:	1 829,68	1 116,20	259,51

К основным проблемам сложившейся системы теплоснабжения г. Нижневартовск, обслуживаемой МУП "Теплоснабжение", следует отнести:

1. Изношенность оборудования (износ котельного оборудования - 59,8 %).

2. Отсутствует качественное регулирование параметров работы ЦТП.

3. Недостаточная мощность котельной N 3А в связи со строительством новых объектов.

4. Отсутствует система контроля загазованности дымовыми газами в котельных N 3а, 5, 8а, 8б (несоответствие требованиям Ростехнадзора по повышению безопасности производства).

5. Изношенность сетей (64%).

6. В районах планируемой застройки пропускная способность тепловых сетей ниже требуемой по подключенной нагрузке.

7. Отдельные участки ул. Интернациональная, Ленина Ханты-Мансийская, Нефтяников, Пермская износ сетей более 70 %.

6. Перечень и описание мероприятий по развитию системы теплоснабжения, обслуживаемой организацией коммунального комплекса

Мероприятия по строительству, реконструкции и модернизации системы теплоснабжения должны быть сформированы с учётом предложений по решению существующих проблем и особенностей эксплуатации системы теплоснабжения, достижения целевых показателей, определенных настоящим техническим заданием.

Мероприятия Инвестиционной Программы должны иметь адресную и временную характеристику (табл. 11).

Таблица 11

Перечень мероприятий Инвестиционной Программы

N п/п	Адрес объекта	Наименование мероприятия	Описание работ	Технологическое обоснование	Срок ввода в эксплуатацию	Выполнение целевых показателей
1.	Котельные
1.1.	Котельная N 2а
	Западный промышленный узел (ЗПУ), Панель 7, ул. Индустриальная,79Б	Реконструкция системы газоснабжения и технического обеспечения АСУ ТП двух котлов ПТВМ-30	Установка оборудования системы безопасности котлов	Модернизация физически и морально устаревшего оборудования в соответствии с Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления ПБ 12529-03	2012	Повышение надёжности системы безопасности
		Установка частотно-регулируемых приводов на электродвигатели дутьевых дымососов	Монтаж частотно -регулируемых приводов	Модернизация устаревшего оборудования Экономия электроэнергии	2010	Повышение надёжности оборудования и энергосбережение
1.2.	Котельная N 3А
	Коммунальная зона II очереди застройки, ул. Интернациональная, 71В	Реконструкция системы газоснабжения и технического обеспечения АСУ ТП двух котлов КВГМ-100	Установка оборудования системы безопасности котлов	Модернизация физически и морально устаревшего оборудования в соответствии с Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления ПБ 12529-03	2011	Повышение надёжности системы безопасности
		Установка частотно-регулируемых приводов на электродвигатели дутьевых вентиляторов	Монтаж частотно -регулируемых приводов	Модернизация устаревшего оборудования Экономия электроэнергии	2010-2012	Повышение надёжности оборудования и энергосбережение
1.3.	Котельная N 5
	Западный промышленный узел (ЗПУ), Панель 21, Ул. Кузоваткина,1А	Реконструкция системы газоснабжения и технического обеспечения АСУ ТП трёх котлов КВГМ-100	Установка оборудования системы безопасности котлов	Модернизация физически и морально устаревшего оборудования в соответствии с Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления ПБ 12529-03	2011-2012	Повышение надёжности системы безопасности
		Установка частотно-регулируемых приводов на электродвигатели дутьевых вентиляторов	Монтаж частотно -регулируемых приводов	Модернизация устаревшего оборудования Экономия электроэнергии	2010-2012	Повышение надёжности оборудования и энергосбережение
1.4.	Котельные N 8, 8Б
	Ул. Заводская,19	Установка частотно-регулируемых приводов на электродвигатели подпиточных и сетевых насосов	Монтаж частотно -регулируемых приводов	Модернизация устаревшего оборудования Экономия электроэнергии	2010	Повышение надёжности оборудования и энергосбережение
2.	Тепловые сети
2.1.	1 микрорайон	Замена трубопроводов ГВС от ЦТП 1/2 (сшитый полиэтилен)	Замена стальных трубопроводов на трубопроводы из "сшитого полиэтилена" Длина(ориентир.)-951м Ду-50-150 мм	Истек срок службы	2010 г	Увеличение срока службы трубопроводов. Улучшение качества воды.
2.2.	11 микрорайон	Замена трубопроводов ГВС	Замена стальных трубопроводов на трубопроводы из "сшитого полиэтилена" Длина(ориентир.)-1300м , Ду-50-150 мм	Истек срок службы	2011 г	Увеличение срока службы трубопроводов. Улучшение качества воды.
2.3.	7 микрорайон	Реконструкция сетей ГВС	Замена стальных трубопроводов на трубопроводы из "сшитого полиэтилена" Длина(ориентир.)-3500м , Ду-50-150 мм	Истек срок службы	2011-2012 г	Увеличение срока службы трубопроводов. Улучшение качества воды.
2.4.	7 микрорайон	Замена трубопроводов теплоснабжения	Замена трубопроводов без изменения диаметра Длина (ориентир.) 1860м	Истек срок службы	2012 г	Увеличение срока службы трубопроводов.
2.5.	12 микрорайон	Реконструкция сетей ГВС. Замена трубопроводов теплоснабжения	Замена стальных трубопроводов ГВС на трубопроводы из "сшитого полиэтилена" Замена трубопроводов тепло снабжения без изменения диаметров. Длина (ориентир.)- 1 000 м.	Истек срок службы	2012 г	Увеличение срока службы трубопроводов. Улучшение качества воды.
2.6.	11 микрорайон	Замена трубопроводов ТС	Замена трубопроводов без изменения диаметра. Длина (ориентир.) 1000 м.	Истек срок службы	2010-2012	Увеличение срока службы трубопроводов.
2.7.	Ул. Мира Магистральные сети	Замена трубопроводов ТС d-700 мм от т.А(УТ68*) до т.Б (УТ68) в сторону УТ67 по ул.Мира	Замена трубопроводов без изменения диаметра. Длина (ориентир.)-87,5м, Ду-700 мм	Истек срок службы	2010г	Увеличение срока службы трубопроводов.
2.8.	Ул. Таежная Магистральные сети	Реконструкция трубопроводов теплоснабжения от УТ-121 до ТК-26 по ул. Таёжная Ду300 на Ду500	Замена трубопроводов без изменения диаметра. Длина (ориентир.) 244м, Ду-500 мм	Истек срок службы	2010г	Увеличение срока службы трубопроводов.
2.9	4 микрорайон	Замена трубопроводов ТС от ж.д. Жукова, 4Б до д/с N 23	Замена трубопроводов без изменения диаметра. Длина (ориентир.) 58м, Ду-100 мм	Истек срок службы	2010г	Увеличение срока службы трубопроводов.
2.10.	5-В микрорайон	Замена трубопроводов ТС от ТК-4 до ж.д. К. Бульвар, 8Б, от глухой врезки у ж.д.К. бульвар,8Б до ж.д К. Бульвар 8А	Замена трубопроводов без изменения диаметра. Длина (ориентир.) 159,8м, Ду-100 мм	Истек срок службы	2010г	Увеличение срока службы трубопроводов.
2.11.	6 микрорайон	Замена трубопроводов ТС от ж.д.Менделеева, 30Б до ж.д.Северная,12	Замена трубопроводов без изменения диаметра Длина (ориентир.) 60,70 м.; Ду-80 мм	Истек срок службы	2010г	Увеличение срока службы трубопроводов.
2.12.	Ул. Ленина Магистральные сети	Замена трубопроводов теплоснабжения от УТ-42-2 до "Ваньёганнефть" по ул. Ленина	Замена трубопроводов без изменения диаметра. Длина (ориентир.) 383,5 м.; Ду-500 мм	Истек срок службы	2012	Увеличение срока службы трубопроводов.
2.13.	12 микрорайон	Замена трубопроводов теплоснабжения от УТ-7 до УТ-6,УТ-5,УТ-4	Замена трубопроводов без изменения диаметра. Длина (ориентир.) 297,64 м.; Ду-250	Истек срок службы	2011	Увеличение срока службы трубопроводов.
2.14.	10Б микрорайон	Замена трубопроводов теплоснабжения и горячего водоснабжения от ТК8-ТК-91 до ж.д. Интернациональная,31	Замена стальных трубопроводов ГВС на трубопроводы из "сшитого полиэтилена" Замена трубопроводов теплоснабжения без изменения диаметров ГВС-Длина-70 м., Ду-90 мм; 140 мм ТС-Длина-124 м., Ду-114 мм.;159 мм.	Истек срок службы	2010	Увеличение срока службы трубопроводов. Улучшение качества воды.
2.15.	1 микрорайон	Замена трубопроводов теплоснабжения к д/с N 18 по ул. Менделеева	Замена трубопроводов без изменения диаметра. Длина (ориентир.) 140 м.; Ду-100 мм	Истек срок службы	2011	Увеличение срока службы трубопроводов.
2.16.	2 микрорайон	Замена трубопроводов теплоснабжения к шк .N 4 по ул. Омская	Замена трубопроводов без изменения диаметра. Длина (ориентир.) 200 м.; Ду-80 мм, 100 мм.	Истек срок службы	2011	Увеличение срока службы трубопроводов.
2.17.	6 микрорайон	Замена трубопроводов ТС от ж.д.Менделеева, 30А до ж.д.Менделеева, 30Б	Замена трубопроводов без изменения диаметра Длина (ориентир.) 77,5м.; Ду-200 мм	Истек срок службы	2010	Увеличение срока службы трубопроводов.
2.18.	5 микрорайон	Замена трубопроводов ТС от т.А- ТК 6 до т.Б (ограждение д/с "Сказка")	Замена трубопроводов без изменения диаметра Длина (ориентир.) 76,5 м.; Ду-150 мм.; 200 мм.	Истек срок службы	2010	Увеличение срока службы трубопроводов.
3	Центральные тепловые пункты
		Замена релейных схем управления, внедрение частотно-регулируемого привода и насосов на ЦТП	Монтаж частотно -регулируемых приводов	Модернизация устаревшего оборудования Экономия электроэнергии	2010-2011	Повышение надёжности оборудования и энергосбережение

6.1 Этапы реализации мероприятий по развитию системы теплоснабжения - организационный план

В данном разделе представлен организационный план Инвестиционной Программы, составленный в соответствии с Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Нижневартовск.

В организационном плане отражаются все мероприятия Инвестиционной Программы, сроки их выполнения с разбивкой (табл. 11.1 и 11.2):

- по первому году реализации программы - по кварталам;

- по последующему периоду реализации программы - по годам.

6.2 Объем финансовых потребностей на реализацию каждого мероприятия программы рекомендуется обосновать локальными сметными расчётами, технико-экономическими обоснованиями, расчётом затрат с приложением копий счетов на приобретение оборудования и оказание работ, услуг.

Финансовый план Инвестиционной Программы составляется в соответствии с разработанным организационным планом по реализации мероприятий, предусмотренных настоящей программой (табл. 11.1 и 11.2).

Финансовые потребности на реализацию мероприятий Инвестиционной Программы могут определяться на основе:

- укрупнённых показателей стоимости строительства и модернизации;

- действующей сметной нормативной базы (государственные элементные нормы, федеральные и территориальные единичные расценки и другие).

В финансовые потребности организации коммунального комплекса рекомендуется включать весь комплекс расходов, связанных с проведением мероприятий Инвестиционной Программы. К таким расходам могут относиться:

- проектно-изыскательские работы;

- приобретение материалов и оборудования;

- строительно-монтажные работы;

- работы по замене оборудования с улучшением технико-экономических характеристик;

- пусконаладочные работы;

- проведение регистрации объектов;

- расходы, не относимые на стоимость основных средств (аренда земли на срок строительства и т.п.).

Размер средств, необходимых для выплаты организацией коммунального комплекса дополнительных налоговых платежей, возникающих от увеличения выручки в связи с реализацией Инвестиционной Программы, рекомендуется включать в объем финансовых потребностей.

Таблица 11.1

Организационный и финансовый план реализации Инвестиционной Программы по реконструкции и модернизации объектов теплоснабжения и ГВС (БЕЗ НДС)

N п/п	Наименование мероприятия	Ед. изм.	Объем работ	Стоимость мероприятий по этапам реализации, млн. руб.												Статья затрат
				2009 г				2010 г		2011 г		2012 г		Всего
				1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
1.	Котельные
1.1.	Котельная N 2А
1.1.1.	Реконструкция системы газоснабжения и технического обеспечения АСУ ТП двух котлов ПТВМ-30	шт.	2										25,1		25,1	надбавка к тарифу
1.1.2.	Установка частотно-регулируемых приводов на электродвигатели дымососов	шт.	1						1,5						1,5	амортизация
1.2.	Котельная N 3А
1.2.1.	Реконструкция системы газоснабжения и технического обеспечения АСУ ТП двух котлов КВВГ-100	шт.	2								25,6				25,6	надбавка к тарифу
1.2.2.	Установка частотно-регулируемых приводов на электродвигатели дутьевых вентиляторов, дымососов, насосов	шт.	1						1,7						1,7	амортизация
			3										5,1		5,1	прибыль
1.3.	Котельная N 5
1.3.1.	Реконструкция системы газоснабжения и технического обеспечения АСУ ТП трёх котлов КВВГ-100	шт.	3								3,4				3,4	надбавка к тарифу
													51,7		51,7	амортизация
1.3.2.	Установка частотно-регулируемых приводов на электродвигатели дутьевых вентиляторов, дымососов, насосов	шт.	5										11,9		11,9	прибыль
			1						1,7						1,7	амортизация
1.4.	Котельные N 8, 8Б
1.4.1.	Установка частотно-регулируемых приводов на электродвигатели подпиточных и сетевых насосов	шт.	3						1,5						1,5	амортизация
	ИТОГО								6,4		29,0		93,8		129,2
	ИТОГО с НДС								7,6		34,2		110,7		152,5
2.	Тепловые сети
2.1.	Замена трубопроводов ГВС от ЦТП 1/2 (сшитый полиэтилен) в 1 микрорайоне	м. (в 2х тр.)	951						17,1						17,1	амортизация
2.2.	Замена трубопроводов ГВС 11 микрорайона	м. (в 2х тр.)	1300								23,3				23,3	амортизация
2.3.	Реконструкция сетей ГВС 7 микрорайона	м. (в 2х тр.)	3500								25,6		25,2		50,8	надбавка к тарифу
2.4.	Замена трубопроводов теплоснабжения 7 микрорайона	м. (в 2х тр.)	1860										16,9		16,9	прибыль
2.5.	Реконструкция сетей ГВС 12 микрорайона. Замена трубопроводов теплоснабжения 12 микрорайона.	м. (в 2х тр.)	1000										20,1		20,1	надбавка к тарифу
2.6.	Замена трубопроводов теплоснабжения 11 микрорайона	м. (в 2х тр.)	1000						4,1		5,9		5,9		15,9	амортизация
									6,0						6,0	прибыль
2.7.	Замена трубопроводов ТС d-700 мм от т.А(УТ68*) до т.Б (УТ68) в сторону УТ67 по ул.Мира	м. (в 2х тр.)	87,5						6,2						6,2	амортизация
2.8.	Замена трубопроводов ТС d-300 мм от УТ121 - ТК26 ( увеличение диаметра на d-500мм) по ул.Таёжная	м. (в 2х тр.)	244						16,6						16,6	амортизация
2.9.	Замена трубопроводов ТС от ж.д. Жукова, 4Б до д/с N 23 в 4 микрорайоне	м. (в 2х тр.)	58,00						1,2						1,2	прибыль
2.10.	Замена трубопроводов ТС от ТК 1 до ТК- 2 (монтаж новой ТК из ж/б колец с установкой запорной арматуры на месте гл.врезки в ж.д. К. Бульвар, 16А) в 5 "вост." микрорайоне	м. (в 2х тр.)	159,80						3,4						3,4	прибыль
2.11.	Замена трубопроводов ТС от ж.д.Менделеева, 30Б до ж.д.Северная,12 в 6 микрорайоне	м. (в 2х тр.)	60,70						0,7						0,7	прибыль
2.12.	Замена трубопроводов теплоснабжения от УТ-42-2 до "Ваньёганнефть" по ул. Ленина, Ду500	м. (в 2х тр.)	383,50										21,1		21,1	надбавка к тарифу
2.13.	Замена трубопроводов теплоснабжения от УТ-7 до УТ-6,УТ-5,УТ-4 в 12 микрорайоне	м. (в 2х тр.)	297,64								4,2				4,2	прибыль
2.14.	Замена трубопроводов теплоснабжения и горячего водоснабжения в 10"Б" мкр от ТК8-ТК-91 до ж.д. Интернациональная,31, Ду150, Ду100	м. (в 2х тр.)	124,00						2,1						2,1	прибыль
		м. (в 2х тр.)	70,00						0,5						0,5	прибыль
2.15.	Замена трубопроводов теплоснабжения 1 микрорайона к д/с N 18 по ул.Менделеева	м. (в 2х тр.)	140,00								4,2				4,2	прибыль
2.16.	Замена трубопроводов теплоснабжения 2 микрорайона к шк. N 4 по ул. Омская	м. (в 2х тр.)	200,00								4,2				4,2	прибыль
2.17.	Замена трубопроводов ТС от ж.д. Менделеева, 30А до ж.д. Менделеева, 30Б в 6 микрорайоне	м. (в 2х тр.)	77,50						1,6						1,6	прибыль
2.18.	Замена трубопроводов ТС от т.А- ТК 6 до т.Б в 5 "западный" микрорайоне	м. (в 2х тр.)	76,50						1,9						1,9	амортизация
	ИТОГО								61,4		67,4		89,2		218,0
	ИТОГО с НДС								72,5		79,5		105,3		257,2
3	Центральные тепловые пункты
3.1.	Замена релейных схем управления, внедрение частотно-регулируемого привода и насосов на ЦТП	шт.	5						14,8				0		14,8	амортизация
		шт.	3								12,7		0		12,7	прибыль
	ИТОГО								14,8		12,7		0		27,5
	ИТОГО с НДС								17,5		15,0		0		32,5
	ИТОГО								15,5		25,30		33,9		74,70	прибыль
									67,1		29,2		57,6		153,9	амортизация
											54,6		91,5		146,1	надбавка к тарифу
									82,6		109,1		183,0		374,7
	ИТОГО с НДС								97,5		128,7		215,9		442,1

Таблица 11.2

Организационный и финансовый план реализации Инвестиционной Программы по новому строительству объектов теплоснабжения и ГВС (БЕЗ НДС)

N п/п	Объект строительства	Наименование мероприятия	Объем работ	Стоимость мероприятий по этапам реализации, млн. руб.				Источники финансирования по этапам реализации, млн. руб.	Примечание
				2010 г	2011 г	2012 г	Всего
Тепловые сети
1.	ул. Индустриальная	Реконструкция трубопроводов теплоснабжения Ду500 на Ду700 от котельной N 2а (от Уз-211 до Уз-311)	474 м.	0,647	21,553	0	22,20	Тариф на подключение	2010 г-ПИР 2011-2012 гг-СМР
2.	ул. 60 лет Октября	Реконструкция трубопроводов теплоснабжения от котельной N 5 (от УТ-62 по ул. 60 лет Октября до УТ-107 по ул. Ханты-Мансийская)	772 м.	2,413	33,118	60,885	96,416	Тариф на подключение	2010 г-ПИР 2011-2012 гг-СМР
ИТОГО стоимость строительства				3,060	54,671	60,885	118,616

7. Источники финансирования мероприятий Инвестиционной Программы

Источниками финансирования Инвестиционной Программы могут быть:

собственные средства организаций:

- инвестиционные составляющие тарифа;

- надбавки к тарифам;

- плата за подключение.

- бюджетные средства, в том числе - софинансирование из федерального и (или) местного бюджетов;

- внебюджетные источники.

В Инвестиционной Программе приведено распределение финансовых потребностей по определенным источникам финансирования, в том числе с распределением по годам и этапам реализации Инвестиционной Программы (табл. 12).

Таблица 12

Источники финансирования финансового плана реализации Инвестиционной Программы

Наименование источников финансирования	Распределение по этапам реализации, млн. руб.
	2010 г.		2011 г.		2012 г.		Всего
	по утвержденной программе	после внесенных изменений	по утвержденной программе	после внесенных изменений	по утвержденной программе	после внесенных изменений	по утвержденной программе	после внесенных изменений
Прибыль	16,10	15,50	25,30	25,30	33,90	33,90	75,30	74,70
Амортизация	66,50	67,10	29,20	29,20	57,60	57,60	153,30	153,90
Заемные средства
Федеральный бюджет
Бюджет субъекта РФ
Бюджет МО
Внебюджетный фонд
Инвестиционная надбавка			54,60	54,6	91,50	91,5	146,10	146,10
Плата за подключение	65,04	3,06	81,52	54,671	48,05	60,885	194,61	118,616
Прочие
ИТОГО	147,64	85,66	190,62	163,771	231,05	243,885	569,31	493,316

8. Расчет показателей эффективности программы

Эффективность Инвестиционной Программы по развитию систем коммунальной инфраструктуры города Нижневартовск в части услуг по теплоснабжению на период с 2009 по 2012 годы оценивается в соответствии с Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов, утвержденная Минэкономики РФ, Минфином РФ и Госстроем РФ от 21 июня 1999 г. N ВК 477, по следующим показателям:

- срок окупаемости;

- дисконтированный срок окупаемости;

- чистый приведенный доход;

- индекс доходности.

В качестве коэффициента дисконтирования принята ставка рефинансирования Центрального банка РФ, установленная на дату проведения расчета показателей экономической эффективности программы - 8 % годовых.

8.1 Срок окупаемости

Период окупаемости проекта - это время, требуемое для возврата первоначальных инвестиций за счет чистого денежного потока, получаемого от реализации инвестиционного проекта.

Срок окупаемости	=	Число лет предшествующих году окупаемости	+	не возмещенная стоимость на начало года окупаемости
				приток наличности в течение года окупаемости

Период окупаемости инвестиций составляет 7,2 лет (табл. 13). Срок окупаемости находится за пределами сроков реализации Инвестиционной Программы.

8.2 Дисконтированный срок окупаемости проекта

Дисконтированный срок окупаемости показывает период, по истечении которого начнет поступать реальный доход от реализации проекта (без учета бюджетного финансирования).

Дисконтированный срок окупаемости проекта составляет 7,8 лет (табл. 13), окупаемость проекта с учетом фактора времени также находится за пределами 2012 года.

8.3 Чистый доход

Чистый доход (ЧД) показывает накопленный эффект (сальдо денежного потока) за расчётный период и рассчитывается по формуле

, где

ЧД - чистый доход;

- денежный поток на каждом расчётном шаге.

Инвестиционный проект эффективен при условии ЧД>0.

Необходимо в обосновывающих расчётах добиваться положительного значения ЧД.

Чистый доход Инвестиционной Программы имеет положительное значение и равен 82,57 млн.руб. (табл. 13).

8.4 Чистый дисконтированный доход

Коммерческая эффективность (чистый дисконтированный доход) представляет собой разницу между суммой денежного потока результатов от реализации проекта, генерируемых в течение прогнозируемого срока, и суммой денежного потока инвестиционных затрат, вызвавших получение данных результатов, дисконтированных на один момент времени, определяется по формуле.

где:

ДПТ	- денежный поток результатов, получаемых в результате реализации проекта в период t;
Kt	- инвестиционные затраты, осуществляемые в период t;
T	- горизонт расчета;
	- коэффициент дисконтирования.

Чистый приведенный доход Инвестиционной Программы имеет положительное значение и равен 11,64 млн. руб. (табл. 13).

8.5 Индекс доходности

Индекс доходности проекта оценивает эффективность единицы затрат. Индекс доходности проекта представляет собой размер дисконтированных результатов, приходящихся на единицу инвестиционных затрат, приведенных к тому же моменту времени.

, где

- индекс доходности инвестиций;

И - накопленный объем инвестиций.

Индекс доходности инвестиционного проекта составит 103,79 % - более 1, что свидетельствует об эффективности инвестиционного проекта (табл. 13).

Таблица 13

Расчет показателей экономической эффективности Инвестиционной программы (БЕЗ НДС)

Показатели	Итого 2009-2017	2009	2010	2011	2012	2009-2012	2013-2016
Коэффициенты дисконтирования		1,08	1,166	1,260	1,1,360
Валовой доход от реализации проекта (выручка - (себестоимость-амортизация)), млн.руб.	575,89	60,99	24,82	-49,27	107,87	144,41	431,48
Инвестиционные затраты, млн.руб.	493,316		85,66	163,771	243,885	493,316	0
Чистый доход от реализации проекта (стр. 2-стр. 3), млн.руб.	82,57	60,99	0,15	-212,891	-348,906	-500,66	82,57
Валовой приведенный доход от реализации проекта (валовый доход с учетом коэффициента дисконтирования), млн.руб.	318,55	60,99	21,28	-33,53	53,96	102,70	215,85
Приведенные инвестиционные затраты, млн.руб.	306,90		73,44	111,46	122,0	306,9	0
Чистый приведенный доход (стр. 5 - стр. 6), млн.руб.	11,64	60,99	8,83	-136,16	-204,2	-270,55	11,64
Индекс доходности (стр. 5/стр. 6 * 100), %	103,79
Срок окупаемости, лет	7,2
Дисконтированный срок окупаемости, лет	7,8

В качестве коэффициента дисконтирования принята ставка рефинансирования Центрального банка Российской Федерации, установленная на дату проведения расчёта показателей экономической эффективности программы.

9. Оценка экономического и социального эффекта от реализации
мероприятий программы

9.1 Оценка экономической эффективности

В результате реализации Инвестиционной Программы планируется достичь экономической эффективности за счет следующих основных мероприятий:

- реконструкция и модернизация котельных N 1, 2а, 3а, 5 (установка оборудования системы безопасности котлов, монтаж частотно-регулируемых приводов);

- реконструкция и замена тепловых сетей и сетей ГВС общей протяженностью 16 км и износом более 70%;

- реконструкция и модернизация центральных тепловых пунктов (ЦТП) в 1 мкр, 7 "А" мкр, 10 "Б" мкр, 10 мкр, 13 мкр;

При этом все мероприятия Инвестиционной Программы по развитию системы теплоснабжения г. Нижневартовск, обслуживаемой МУП "Теплоснабжение", направлены на достижение социально значимых результатов для населения и других потребителей услуг.

Общий экономический эффект от реализации мероприятий Инвестиционной Программы на 2009-2012 гг. составит 30,35 млн руб.

Таблица 14

Расчет экономического эффекта от реализации мероприятий Инвестиционной Программы

N п/п	Показатели	Экономический эффект за период реализации
		Ед. изм.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	Итого 2009-2012 гг.
Модернизация котельных (монтаж частотно-регулируемых приводов)
1	Снижение расхода электроэнергии на технологические нужды	кВт.ч/ Гкал		5,2	5,2	5,2	15,6
1.1	Снижение затрат на электроэнергию	млн руб.		2,29	0,45	0,53	3,27
Реконструкция и замена сетей
1	Снижение потерь, %	%		1,8	1,5	2,6	5,9
1.1	Снижение затрат за счет сокращения потерь	млн руб.		5,1	4,7	9,2	19
1.2	Сокращение затрат на ликвидацию аварий	млн руб.		1,3	1,3	2,3	4,9
Реконструкция и модернизация центральных тепловых пунктов (ЦТП)
1	Снижение затрат на электроэнергию	млн руб.		1,27	1,91		3,18
	Итого экономический эффект	млн руб.		9,96	8,36	12,03	30,35

9.2 Оценка социальной эффективности

Оценка социальной эффективности реализации мероприятий Инвестиционной Программы произведена по основным направлениям реализации Программы.

Таблица 15

Описание социального эффекта от реализации мероприятий Инвестиционной Программы

N п/п	Наименование мероприятия	Описание социального эффекта от реализации мероприятий
1	Реконструкция и модернизация котельных N 1, 2а, 3а, 5 (установка оборудования системы безопасности котлов, монтаж частотно-регулируемых приводов).	Установка оборудования системы безопасности котлов позволит вовремя обнаружить неисправности в системе, тем самым предотвратив остановку работы котельных, обеспечивающих теплоснабжением и ГВС население и других потребителей.
2	Реконструкция и замена тепловых сетей и сетей ГВС общей протяженностью 16 км и износом более 70%.	Реконструкция и замена тепловых сетей и сетей ГВС позволит сократить количество аварий и как следствие повысить качество предоставляемых услуг потребителям.
3	Реконструкция и модернизация центральных тепловых пунктов (ЦТП) в 1 мкр, 7 "А" мкр, 10 "Б" мкр 10 мкр, 13 мкр.	Позволит повысить качество предоставляемых услуг потребителям в микрорайонах.

10. Оценка рисков реализации программы

При реализации Инвестиционной Программы на период с 2009 по 2012 годы возможно возникновение следующих рисков:

Производственно-технологические риски:

- невыполнение заявленных объемов строительных работ, нарушение организационного плана;

- недопоставка материалов и оборудования.

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

Финансово-экономические риски:

- риск срыва финансирования Инвестиционной Программы;

Причины: финансирование проекта не в полном объеме, реализация Инвестиционной Программы не позволит достичь поставленных целей, и как следствие, выйти на прогнозируемое выполнение работ по развитию систем коммунальной инфраструктуры.

- риски, связанные с нестабильностью экономического законодательства и текущей экономической ситуации;

Причины: изменение налогооблагаемой базы и размера ставок по уплачиваемым налогам в сторону увеличения.

- процентный риск.

Причины: теоретически возможное повышение ставки рефинансирования ЦБ РФ, как следствие, повышение процентной ставки по кредиту.

Из вышеперечисленных рисков наиболее реальным представляется риск срыва финансирования Инвестиционной Программы. Именно недостаточное или несвоевременное финансирование содержит угрозу срыва Программы.

Меры по снижению рисков должны включать в себя:

1. Заключение договоров, содержащих соответствующий раздел, предусматривающий юридические последствия и ответственность сторон в случае нарушения условий договора.

2. Возможность корректировки исполнения мероприятий Инвестиционной Программы в соответствии с объемом финансирования.

3. Привлечение к разработке и реализации проекта фирм с большим опытом ведения проектирования, производства, строительства, эксплуатации и оборудования ОКК.

4. Обоснование процедур инженерно-технологического контроля, их периодичности в процессе реализации Программы.

5. Обоснование численности инженерно-технических служб с распределением функций по инженерно-технологическому контролю.

6. Тщательная разработка и подготовка документов по взаимодействию сторон, принимающих непосредственное участие в реализации проекта, а также по взаимодействию с привлеченными организациями.

Государственное регулирование тарифов на услуги по теплоснабжению, надбавок к ним может повлиять на возникновение риска. Это связано с тем, что действующее законодательство ограничивает увеличение тарифов путем утверждения индексов максимально возможного их изменения. А результатом утверждения необоснованных тарифов будут убытки предприятия.

11. Показатели мониторинга Инвестиционной Программы

Система показателей мониторинга Инвестиционной Программы разработана в соответствии с системой целевых показателей реализации Инвестиционной Программы (табл. 16).

Анализ и разработка целевых значений показателей мониторинга производится на основании данных анализа фактического состояния системы теплоснабжения и разработанных мероприятий развития. Целевые значения показателей мониторинга устанавливаются с учетом реализации мероприятий Инвестиционной Программы.

Таблица 16

Показатели мониторинга Инвестиционной Программы

N п/п	Целевые индикаторы (показатели)	Значение показателя					Целевое значение показателя
		2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.
1.	Аварийность на сетях теплоснабжения, аварий на 1 км сетей	0,7	0,7	0,688	0,69	0,685	0,3-0,6 аварии на 1 км сетей
2.	Индекс замены сетей, %		0,2	1,7	1,4	2,1	3-8%
3.	Поддержание нормативной температуры теплоносителя при подаче потребителю	РТС-1,3,5 130/70 РТС-2 125/70 Кот.N 8,8Б 105/70 Кот. "Рыбозавод" 95/70	РТС-1,3,5 130/70 РТС-2 125/70 Кот.N 8,8Б 105/70 Кот. "Рыбозавод" 95/70	РТС-1,3,5 130/70 РТС-2 125/70 Кот.N 8,8Б 105/70 Кот. "Рыбозавод" 95/70	РТС-1,3,5 130/70 РТС-2 125/70 Кот.N 8,8Б 105/70 Кот. "Рыбозавод" 95/70	РТС-1,3,5 130/70 РТС-2 125/70 Кот.N 8,8Б 105/70 Кот. "Рыбозавод" 95/70	100 % соответствие
4.	Протяженность сетей теплоснабжения, км	293,4	293,4	293,4	293,4	294,3	294,3 км
5.	Потери тепловой энергии при транспортировке, Гкал	375 012 (16%)	375 810 (13,08%)	402 933 (13,92%)	379 577 (13,03%)	381 475 (12,98%)	2-3% отпуска тепловой энергии
6.	Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии	153,8	153,8	153,4	153,4	153,4	140-165 кг у.т./Гкал
7.	Удельный расход электрической энергии на технологические цели	34,16	34,16	27,89	27,90	27,90	24-31 кВт.ч/Гкал

12. Предложения о размерах тарифов организации коммунального комплекса на подключение к системе теплоснабжения и надбавки к тарифу на теплоснабжение организации коммунального комплекса

12.1 Предложение о размерах надбавки к тарифу на услуги по теплоснабжению для потребителей

На 2008 г. в г. Нижневартовск установлен тариф на услуги по теплоснабжению в размере 689,05 руб./Гкал, на 2009 г. - 793,27 руб./Гкал.

Расчет ожидаемого тарифа на 2010-2012 гг. произведен путем индексации постоянных статей затрат к уровню затрат, запланированных на 2009 г.

Расчет инвестиционной надбавки к тарифу произведен по следующей формуле:

,

где:

ИН - инвестиционная надбавка к тарифу;

- сумма средств, предусматриваемая на реализацию программы за счет тарифов;

- объем полезного отпуска услуг.

В таблице 17 представлен расчет инвестиционной надбавки к тарифу на период до 2012 года (без НДС).

Таблица 17

Расчет надбавки к тарифу на теплоснабжение и изменения уровня действующего тарифа на теплоснабжение в результате включения в него надбавки

Показатели	ед. изм.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.		2012 г. без изменений
					по утвержденной программе	После внесенных изменений
себестоимость услуг	млн. руб.	1467,2	1746,1	1950,24	2505,2	2270,85	3044,9
балансовая прибыль	млн. руб.	153,5	163,8	159,976	250,5	93,077	304,5
объем полезного отпуска	тыс.Гкал.	2352,1	2407,6	2418,3	2444,2	2419,291	2468,6
тариф ОКК	руб./Гкал	689,05	793,27	872,60	1127,44	977,12	1356,78
индекс роста тарифа	%			110,0	121,4	112,0	120,3
инвестиции	млн руб.				54,6	54,6	91,5
инвестиционная надбавка к тарифу	руб./Гкал				22,34	22,57	37,07
тариф с учетом инвестиционной надбавки	руб./Гкал				1149,78	999,69	1393,85
индекс роста тарифа	%				123,8	114,6	121,2

Примечание: данные 2012 года указаны без изменений, корректировка будет произведена после утверждения тарифа на тепловую энергию на 2011 г.

На 2010 г. планируется ликвидация перекрестного субсидирования тарифов, ввод единого тарифа для всех групп потребителей тепловой энергии.

В 2011 г., тариф с учетом инвестиционной надбавки составит - 1149,78 руб./Гкал, планируемый рост тарифа к 2010 г. составит - 123,8%.

В 2012 г., тариф с учетом инвестиционной надбавки составит - 1393,85 руб./Гкал, планируемый рост тарифа к 2011 г. составит - 121,2%.

12.2 Исключен.

Информация об изменениях:

См. текст раздела 12.2

13. Определение доступности (критерии) для потребителей товаров
и услуг организации коммунального комплекса теплоснабжения

Критерии доступности определены в соответствии с Приказом РСТ ХМАО - Югры от 07.08.07 г. N 6 "О порядке определения доступности для потребителей услуг организации коммунального комплекса ХМАО - Югры", приложения к Постановлению Правительства автономного округа от 28.12.2009 г. N 342-п.

1. Доступность для потребителей услуг теплоснабжения на 2011 г.

Расчет максимально допустимого тарифа на услуги теплоснабжения для населения города Нижневартовска на 2011 год базируется на следующих показателях:

- Среднедушевой доход населения на 2011 г. - 30131 руб.*(3)

- Установленный тариф на тепловую энергию на 2009 г. - 793,27 руб./Гкал (без НДС), на 2010 год - 872,60 руб./Гкал, на 2011 г. - 977,12 (без НДС)

- Инвестиционная надбавка к тарифу на тепловую энергию на 2011 г. -22,57 руб/Гкал

- Норматив потребления тепловой энергии на отопление жилых помещений в жилищном фонде - 0,023 Гкал на 1 мI площади жилья, на подогрев воды - 0,182 Гкал/чел

- Максимально допустимая доля расходов граждан на оплату жилого помещения и коммунальных услуг в совокупном доходе семьи по Ханты-Мансийскому автономному округу - Югре - 22%

- Региональный стандарт стоимости предоставляемых ЖКУ для города Нижневартовска составляет 2 541,21 руб. в месяц на одиноко проживающего человека, при социальной норме площади - 40 кв. м

Доля платы за коммунальную услугу в Стандарте стоимости ЖКУ в текущем периоде регулирования определяется по следующей формуле:

, где:

- размер платы за услуги теплоснабжения, учтенный в Стандарте стоимости ЖКУ, в текущем периоде регулирования (руб.)

- размер установленного Стандарта стоимости ЖКУ на текущий период регулирования (руб./чел.)

При установленном на территории города Нижневартовска тарифе на тепловую энергию на 2011 г., нормативе потребления тепловой энергии на отопление жилых помещений, социальной норме площади жилого помещения на 1 человека, нормативе потребления тепловой энергии на подогрев воды на 1 человека и региональном стандарте стоимости ЖКУ города Нижневартовска на 2011 г. в месяц на 1 человека - доля платы за коммунальную услугу в Стандарте стоимости ЖКУ составляет 37,84%.

Максимально допустимые расходы на оплату жилого помещения и коммунальных услуг для Стандартного потребителя определяются по следующей формуле:

, где:

- среднедушевой доход населения в 2011 году (руб./чел.);

- региональный стандарт максимально допустимой доли расходов граждан на оплату жилого помещения и коммунальных услуг в совокупном доходе семьи, %.

Максимально допустимый размер платы за услуги теплоснабжения для Стандартного потребителя определяется по следующей формуле:

, где:

- максимально допустимые расходы на оплату жилого помещения и коммунальных услуг для Стандартного потребителя на предстоящий период регулирования (руб.).

- доля платы за услуги теплоснабжения в Стандарте стоимости ЖКУ в текущем периоде регулирования (%).

Максимально допустимый размер тарифа на каждую коммунальную услугу для Стандартного потребителя на предстоящий период тарифного регулирования определяется по следующей формуле:

где:

- 1,102

- максимально допустимый размер платы за услуги теплоснабжения для Стандартного потребителя на предстоящий период регулирования (руб.)

- норматив потребления услуг теплоснабжения в текущем периоде регулирования (Гкал).

Услуги по теплоснабжения организации коммунального комплекса доступны для потребителей города Нижневартовска, так как тариф на услуги теплоснабжения на 2011 год с учетом инвестиционной надбавки (999,69 руб./Гкал) ниже максимально допустимого размера тарифа на услуги теплоснабжения на 56,1% ((999,69 руб./Гкал / 2276,22 руб./Гкал) * 100% = 43,9%).

*(1) www.n-vartovsk.ru

*(2) Данные (Программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО город Нижневартовск на 2009-2012 годы)

*(3) Источник: Решение Думы г. Нижневартовск от 20.12.2008 г. (2 вариант)