Постановление Правительства Нижегородской области от 11 сентября 2009 г. N 667 "Об утверждении Концепции регионального стратегического развития систем теплоснабжения Нижегородской области в 2009 - 2013 годах"

В целях реализации Соглашения о намерениях при взаимодействии Правительства Нижегородской области и открытого акционерного общества "Московская объединенная энергетическая компания" в части развития теплоэнергетического комплекса городских (сельских) поселений и городских округов Нижегородской области от 15 октября 2008 года N 692-П Правительство Нижегородской области постановляет:

1. Утвердить прилагаемую Концепцию регионального стратегического развития систем теплоснабжения Нижегородской области в 2009 - 2013 годах (далее - Концепция).

2. Рабочей группе по вопросу содействия развитию теплоэнергетического комплекса городских (сельских) поселений и городских округов Нижегородской области в десятидневный срок после утверждения Концепции разработать и представить на утверждение Правительству Нижегородской области план-график совместных мероприятий по реализации Правительством Нижегородской области и ОАО "МОЭК-Регион" Концепции.

3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на заместителя Губернатора, заместителя Председателя Правительства Нижегородской области В.А. Лебедева.

Губернатор

В.П. Шанцев

Концепция
регионального стратегического развития систем теплоснабжения
Нижегородской области в 2009 - 2013 годах
(далее - Концепция)
(утв. постановлением Правительства Нижегородской области
от 11 сентября 2009 г. N 667)

I. Цели Концепции

Целями разработки Концепции являются:

- повышение эффективности деятельности теплоэнергетических комплексов муниципальных образований Нижегородской области для обеспечения надежного и бесперебойного теплоснабжения потребителей Нижегородской области;

- создание на базе муниципальных теплоэнергетических активов теплоэнергетической компании Нижегородской области;

- формирование инвестиционной привлекательности созданной теплоэнергетической компании Нижегородской области.

II. Анализ состояния теплоэнергетического комплекса Нижегородской области

1. Актуальный теплоэнергетический комплекс Нижегородской области

В целях реализации Соглашения о намерениях при взаимодействии Правительства Нижегородской области и открытого акционерного общества "Московская объединенная энергетическая компания" в части развития теплоэнергетического комплекса городских (сельских) поселений и городских округов Нижегородской области от 15 октября 2008 года N 692-П специалистами ОАО "МОЭК-Регион":

- в период с 25 ноября 2008 года по 28 ноября 2008 года с представителями органов исполнительной власти Нижегородской области выполнено обследование теплоэнергетических активов в 29 из 52 муниципальных районов (городских округов) Нижегородской области (далее - муниципальные образования);

- проведена обработка полученной от муниципальных образований технической экономической и финансовой документации по теплоэнергетическим объектам.

Согласно представленной информации в обследованных муниципальных образованиях услуги теплоснабжения потребителям оказывают:

- 68 муниципальных унитарных предприятий;

- 3 открытых акционерных общества;

- 9 обществ с ограниченной ответственностью.

Теплоснабжающие организации обслуживают 639 муниципальных котельных.

Котельные работают на разных видах топлива, а именно:

- 345 котельных (54 %) - на природном газе;

- 202 котельных (31,6 %) - на угле;

- 36 котельных (5,6 %) - на мазуте;

- 10 котельных(1,6 %) - на дровах, опилках;

- 10 котельных (1,6 %) - на электроэнергии;

- 8 котельных (1,3 %) - на дизельном топливе;

- 6 котельных (0,9 %) - на торфе;

- 22 котельных (3,4 %) - на разных видах топлива (7 - дрова и уголь, 5 - газ и уголь, 4 - мазут и уголь, и др.).

Структура потребления котельно-печного топлива представлена на рисунке 1.

Рисунок 1

Муниципальные образования, котельные которых преимущественно используют в качестве топлива природный газ:

N п/п	Наименование муниципального образования	Общее количество котельных, шт.	Количество котельных, использующих в качестве топлива природный газ, шт.	Количество котельных, использующих прочие* виды топлива, шт.	Котельные, работающие на природном газе, %
1	г. Арзамас	28	26	2	93
2	Балахнинский район	17	10	7	59
3	Богородский район	26	25	1	96
4	Борский район	73	64	9	88
5	Вачский район	16	9	7	56
6	Володарский район	24	15	9	63
7	Воротынский район	5	3	2	60
8	Выксунский район	20	17	3	85
9	Городецкий район	53	31	22	58
10	Кстовский район	27	24	3	89
11	Кулебакский район	11	10	1	91
12	Лысковский район	15	15	0	100
13	Навашинский район	6	6	0	100
14	Павловский район	7	5	2	71
15	Первомайский район	6	4	2	67
16	Перевозский район	8	5	3	63
17	Починковский район	10	10	0	100
18	Семеновский район	38	23	15	61
19	Сергачский район	12	9	3	75
20	Чкаловский район	18	10	8	56
	Итого	420	321	99	76

* уголь, мазут, дрова (опилки), торф, дизельное топливо

Муниципальные образования, котельные которых преимущественно используют в качестве топлива уголь:

N п/п	Наименование муниципального образования	Количество котельных, шт.	Количество котельных, использующих в качестве топлива уголь, шт.	Количество котельных, использующих прочие* виды топлива, шт.	Котельные, работающие на угле, %
1	Арзамасский район	100	68	32	68
2	Варнавинский район	7	4	3	57
3	Ветлужский район	5	3	2	60
4	Краснобаковский район	9	5	4	56
5	Тонкинский район	9	5	4	56
6	Уренский район	22	15	7	68
7	Шарангский район	8	8	0	100
8	Шахунский район	53	43	10	81
	Итого	213	151	62	71

* мазут, дрова (опилки), торф, дизельное топливо, электроэнергия

В Тоншаевском районе на котельных в качестве топлива используется торф и отходы лесозаготовки.

В Краснобаковском районе планируется перевод котельных на природный газ в 2009-2011 годах.

Доля тепловой энергии, вырабатываемой на собственных теплоисточниках в обследованных муниципальных образованиях, в общем объеме отпускаемой тепловой энергии составляет порядка 80%, остальная тепловая энергия покупается от других источников (г. Арзамас, Балахнинский, Выксунский, Кстовский, Володарский районы и др.).

Структура выработки тепловой энергии представлена на рисунке 2.

Рисунок 2

2. Техническое состояние теплоэнергетических активов
муниципальных образований Нижегородской области

Котельные

В настоящее время на балансе теплоснабжающих организаций в муниципальных образованиях находится 639 котельных, на которых установлено более 1300 котлов, суммарной установленной тепловой мощностью 2706,193 Гкал/ч и присоединенной тепловой нагрузкой 1422,322 Гкал/ч.

Средняя загрузка котельных составляет 62,9 % от их установленной тепловой мощности.

Сведения по загрузке котельных

N п/п	Наименование муниципального образования	Количество котельных, шт.	Установленная тепловая мощность котельных, Гкал/ч	Присоединенная нагрузка, Гкал/ч	Загрузка котельных, %
1	г. Арзамас	28	189,650	142,960	75%
2	Арзамасский район	100	94,487	88,382	94%
3	Балахнинский район	17	33,91	28,69	85%
4	Богородский район	26	160,9	70,063	44%
5	Борский район	73	376,280	231,450	62%
6	Варнавинский район	7	11,489	7,069	62%
7	Вачский район	16	41,500	24,200	58%
8	Ветлужский район	5	23,36	8,161	35%
9	Володарский район	24	371,37	212,17	57%
10	Воротынский район	5	23,470	9,344	40%
11	Выксунский район	20	210,79	108,3	56%
12	Городецкий район	53	298,910	204,624	68%
13	Краснобаковский р-н	9	22,048	11,094	50%
14	Кстовский район	27	137,49	77,47	56%
15	Кулебакский район	11	101,200	64,81	64%
16	Лысковский район	15	54,390	20,856	38%
17	Навашинский район	6	83,87	81,56	97%
18	Павловский район	7	98,6	73,7	75%
19	Первомайский район	6	14,040	11,970	85%
20	Перевозский район	8	30,100	27,120	90%
21	Починковский район	10	40,950	19,73	48%
22	Семеновский район	38	81,550	58,200	71%
23	Сергачский район	12	33,660	28,740	85%
24	Тонкинский район	9	24,040	11,893	49%
25	Тоншаевский район	6	6,830	5,630	82%
26	Уренский район	22	31,310	17,2	55%
27	Чкаловский район	18	34,091	28,202	83%
28	Шарангский район	8	11,165	3,7	35%
29	Шахунский район	53	108,420	52,355	48%
	Итого	639	2749,87	1729,64	62,9 %

Муниципальные образования объединены в 3 группы, в зависимости от процента износа основных производственных фондов котельных теплоснабжающих организаций.

Группа 1 - износ основных производственных фондов котельных 90 %.

N п/п	Наименование муниципального образования	Количество котельных, шт.	Износ основных производственных фондов котельных, %
1	Воротынский район	5	90
2	Лысковский район	15	90
3	Первомайский район	6	90
	Итого	26	90

Группа 2 - износ основных производственных фондов котельных 60-80 %.

N п/п	Наименование муниципального образования	Количество котельных, шт.	Износ основных производственных фондов котельных, %
1	Арзамасский район	100	70
2	Балахнинский район	17	65
3	Богородский район	26	80
4	Ветлужский район	5	60
5	Выксунский район	20	76
6	Краснобаковский район	9	70
7	Кстовский район	27	68
8	Кулебакский район	11	80
9	Навашинский район	6	60
10	Перевозский район	8	70
11	Тонкинский район	9	60
12	Тоншаевский район	6	60
13	Уренский район	22	70
14	Шарангский район	8	60
	Итого	274	68

Группа 3 - износ основных производственных фондов котельных 30-50 %.

N п/п	Наименование муниципального образования	Количество котельных, шт.	Износ основных производственных фондов котельных, %
1	г. Арзамас	28	40
2	Борский район	73	30
3	Варнавинский район	7	47
4	Вачский район	16	40
5	Володарский район	24	45
6	Городецкий район	53	50
7	Павловский район	7	50
8	Починковский район	10	50
9	Семеновский район	38	45
10	Сергачский район	12	40
11	Чкаловский район	18	50
12	Шахунский район	53	30
	Итого	339	43

Износ основных производственных фондов котельных в среднем составляет порядка 60 %. Паровые и водогрейные котлы в котельных теплоснабжающих организаций в отдельных муниципальных образованиях отработали свой нормативный срок службы (более 30 лет), морально и физически устарели. Указанные котлы составляют 30 % от общего количества. Котлы имеют низкий КПД - 60 %, автоматика безопасности горения не соответствует требованиям Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утвержденных приказом Минэнерго РФ от 24 марта 2003 года N 115.

Износ основных производственных фондов котельных указан на рисунке 3.

Рисунок 3

Неотложной замены требуют порядка 17 % основных производственных фондов.

Более 35 % от общего количества котельных имеют установленную тепловую мощность менее 1 Гкал/ч. Данные малые котельные при обслуживании требуют больших эксплуатационных затрат.

Установленная тепловая мощность котельных

N п/п	Наименование муниципального образования	Количество котельных	Количество котельных с установленной тепловой мощностью до 1 Гкал/ч, %	Количество котельных с установленной тепловой мощностью свыше 1 Гкал/ч, %
1	г. Арзамас	28	11	89
2	Арзамасский район	100	30	70
3	Балахнинский район	17	35	65
4	Богородский район	26	46	54
5	Борский район	73	30	70
6	Варнавинский район	7	28	72
7	Вачский район	16	6	94
8	Ветлужский район	5	0	100
9	Володарский район	24	33	67
10	Воротынский район	5	20	80
11	Выксунский район	20	20	80
12	Городецкий район	53	60	40
13	Краснобаковский район	9	44	56
14	Кстовский район	27	15	85
15	Кулебакский район	11	18	82
16	Лысковский район	15	27	73
17	Навашинский район	6	0	100
18	Павловский район	7	57	43
19	Первомайский район	6	83	17
20	Перевозский район	8	37	63
21	Починковский район	10	90	10
22	Семеновский район	38	29	71
23	Сергачский район	12	33	67
24	Тонкинский район	9	11	89
25	Тоншаевский район	6	50	50
26	Уренский район	22	50	50
27	Чкаловский район	18	83	17
28	Шарангский район	8	25	75
29	Шахунский район	53	45	55
	Итого	638	35	65

Процентное соотношение количества котельных по установленной тепловой мощности приведено на рисунке 4.

Рисунок 4

По полученной информации в Починковском, Краснобаковском, Кулебакском районах существует тенденция по переводу многоквартирных домов на индивидуальное отопление с установкой котлов (проточных нагревателей, теплогенераторов) в каждой квартире, что приводит к уменьшению присоединенной нагрузки к источникам тепловой энергии. Для повышения эффективности такие проекты должны сопровождаться одновременной модернизацией существующих котельных с переходом на котлы меньшей мощности с более высоким КПД.

В системах теплоснабжения используется артезианская или речная вода с высоким солесодержанием. Химводоподготовка питательной котловой и подпиточной воды систем теплоснабжения в большинстве котельных отсутствует, деаэрация применяется на некоторых котельных, что значительно сокращает срок службы как оборудования котельных, так и тепловых сетей и требует дополнительных затрат для проведения ремонтно-восстановительных работ.

Более 60 % котельных эксплуатируется только в отопительный период, так как горячее водоснабжение (ГВС) отсутствует. Следовательно, на летний период необходима длительная (5 месяцев) консервация основного оборудования котельных и тепловых сетей для предотвращения кислородной коррозии.

В отопительных котельных, вследствие отсутствия горячего водоснабжения у потребителей, потери подпиточной воды в разы превышают нормативные из-за ее разбора из систем отопления.

Тепловые сети

Протяженность обслуживаемых тепловых сетей составляет 2376,443 км в однотрубном исчислении.

Сведения по протяженности тепловых сетей в муниципальных образованиях

N п/п	Наименование муниципального образования	Протяженность тепловых сетей в однотрубном исчислении, км
1	г. Арзамас	137,552
2	Арзамасский район	88,382
3	Балахнинский район	353,09
4	Богородский район	98,9
5	Борский район	254,35
6	Варнавинский район	41,100
7	Вачский район	34,27
8	Ветлужский район	8,161
9	Володарский район	121,174
10	Воротынский район	19,886
11	Выксунский район	201,900
12	Городецкий район	255,198
13	Краснобаковский район	11,094
14	Кстовский район	124,704
15	Кулебакский район	64,810
16	Лысковский район	46,680
17	Навашинский район	25,62
18	Павловский район	10,100
19	Первомайский район	10,900
20	Перевозский район	23,800
21	Починковский район	15,600
22	Семеновский район	138,666
23	Сергачский район	39,860
24	Тонкинский район	17,840
25	Тоншаевский район	22,3
26	Уренский район	48,58
27	Чкаловский район	20,28
28	Шарангский район	16,52
29	Шахунский район	125,126
	Итого	2376,443

Износ тепловых сетей составляет 60 %, вследствие чего потери тепловой энергии в тепловых сетях увеличиваются до 40 %, что свидетельствует об их неудовлетворительном состоянии и необходимости реконструкции.

Муниципальные образования Нижегородской области объединены в две группы в зависимости от процента износа тепловых сетей теплоснабжающих организаций.

Группа 1 - износ основных производственных фондов тепловых сетей более 60 %.

N п/п	Наименование муниципального образования	Протяженность тепловых сетей в однотрубном исчислении, км	Процент износа тепловых сетей, %
1	г. Арзамас	137,55	60
2	Арзамасский район	88,38	60
3	Балахнинский район	262,4	60
4	Богородский район	98,9	70
5	Варнавинский район	41,10	80
6	Вачский район	34,27	70
7	Ветлужский район	8,16	70
8	Воротынский район	19,89	60
9	Краснобаковский район	11,09	60
10	Кулебакский район	64,81	70
11	Навашинский район	9,52	80
12	Павловский район	10,1	70
13	Семеновский район	138,67	60
14	Сергачский район	39,86	65
15	Тоншаевский район	22,30	60
16	Тонкинский район	17,84	60
17	Уренский район	48,58	65
18	Шарангский район	16,52	60

Группа 2 - износ основных производственных фондов тепловых сетей 40-55 %.

N п/п	Наименование муниципального образования	Протяженность тепловых сетей в однотрубном исчислении, км	Процент износа тепловых сетей, %
1	Борский район	254,35	45
2	Володарский район	121,17	50
3	Выксунский район	201,90	50
4	Городецкий район	255,20	55
5	Кстовский район	66,75	55
6	Лысковский район	46,68	45
7	Перевозский район	23,80	50
8	Первомайский район	10,90	55
9	Починковский район	15,60	45
10	Чкаловский район	20,28	55
11	Шахунский район	125,13	50

Процентное соотношение тепловых сетей, находящихся в удовлетворительном (неудовлетворительном) состоянии, отображено на рисунке 5.

Рисунок 5

Около 90 % тепловых сетей проложено традиционным способом прокладки (подземная - канальная и надземная) с использованием изоляции из минеральной ваты и лишь малая часть (около 10 %) проложена с использованием инновационных технологий: трубопроводов из сшитого полиэтилена (СПЭ) и стальных труб в пенополиуретановой изоляции (ППУ) бесканальным способом прокладки.

3. Финансово-экономическое состояние теплоэнергетического комплекса

Для оценки кредитоспособности теплоснабжающих организаций проведен анализ их финансово-экономического состояния по показателям рентабельности и ликвидности.

Представленная финансовая информация не имеет единого вида. Анализ проведен на основании различных источников: бухгалтерской отчетности (ф. 1 "Бухгалтерский баланс", ф. 2 "Отчет о прибылях и убытках") и статистической отчетности (ф. 22-ЖКХ).

Из общего количества организаций 68 % имеют отрицательный показатель рентабельности, 32 % - положительный.

По результатам работы за 9 месяцев 2008 года теплоснабжающими организациями в основном получен убыток, рентабельность продаж отрицательна:

N п/п	Наименование муниципального образования	Выручка, тыс. руб.	Расходы, тыс. руб.	Прибыль (убыток) от продаж, тыс. руб.	Рентабельность продаж, %
1	Арзамасский район	60 863,00	61 350,00	-487,00	-0,79
2	Вачский район	58 711,00	66 690,00	-7 979,00	-11,96
3	Варнавинский район	22 970,95	27 620,92	-4 649,97	-16,83
4	Володарский район	32 514,00	37 197,00	-4 683,00	-12,59
5	Ветлужский район	28 228,00	32 018,00	-3 790,00	-11,84
6	Выксунский район	193 580,00	201 851,00	-8 271,00	-4,10
7	Городецкий район	136 418,0	155 500,0	-19 082,0	-12,3
8	Кстовский район	276 967,00	294 158,00	-17 191,00	-5,84
9	Краснобаковский район	41 375,70	44 575,60	-3 199,90	-7,18
10	Лысковский район	13 807,00	13 910,00	-103,00	-0,74
11	Павловский район	41 897,00	59 564,60	-17 667,60	-29,66
12	Первомайский район	35 598,00	35 614,00	-16,00	-0,04
13	Починковский район	16 181,00	17 316,00	-1 135,00	-6,55
14	Сергачский район	45 290,00	47 819,00	-2 529,00	-5,29
15	Тонкинский район	22 512,00	24 378,00	-1 866,00	-7,65
16	Тоншаевский район	12 504,00	13 795,00	-1 291,00	-9,36
17	Уренский район	37 442,80	38 252,30	-809,50	-2,12
18	Чкаловский район	32 127,77	32 685,00	-557,23	-1,70
19	Шарангский район	7 731,00	7 993,00	-262,00	-3,28
20	Шахунский район	106 760,90	135 033,40	-28 272,50	-20,94
	Итого	1223479,1	1347320,0	-123840,9	-9,2

Показатель рентабельности некоторых теплоснабжающих организаций, получивших по состоянию на 30 сентября 2008 года положительный финансовый результат, колеблется от 1,58 % до 18,46 %:

N п/п	Наименование муниципального образования	Выручка, тыс. руб.	Расходы, тыс. руб.	Прибыль (убыток) от продаж	Рентабельность продаж, %
1	г. Арзамас	197 522,00	190 574,00	6 948,00	3,65
2	Балахнинский район	258 065,00	219 270,00	38 795,00	17,69
3	Борский район	321 619,00	309 103,00	12 516,00	4,05
4	Богородский район	124 669,00	115 273,00	9 396,00	8,15
5	Воротынский район	26 696,00	22 535,80	4 160,20	18,46
6	Кулебакский район	70 798,00	69 696,00	1 102,00	1,58
7	Навашинский район	34 142,00	32 002,00	2 140,00	6,69
8	Перевозский район	66 801,00	64 071,00	2 730,00	4,26
9	Семеновский район	82 868,60	77 825,80	5 042,80	6,48
	Итого	1 183 180,0	1 100 350,6	82 830,0	7,5

По показателю текущей ликвидности 60% организаций имеют показатель ниже установленного уровня, у 24 % организаций показатель соответствует нормативному значению, у 16 % - выше нормативного значения.

По состоянию на 30 сентября 2008 года показатель текущей ликвидности теплоснабжающих организаций находится ниже установленного уровня, что свидетельствует о недостаточности средств для погашения краткосрочных обязательств в течение года:

N п/п	Теплоснабжающая организация	Текущая ликвидность (норма >1)
1	Муниципальное унитарное теплоэнергетическое производственное предприятие (МУ ТЭПП) г. Арзамас	0,74
2	ООО "Тепловые сети Арзамасского района"	0,88
3	МП "Богородские Тепловые сети"	0,79
4	МП ЖКХ п. Кудьма Богородского района	0,76
5	МП "Навашинские Коммунальные системы"	0,89
6	МУП "Банно-прачечный комбинат" Выксунского района	0,93
7	МУП "Выксатеплоэнерго" Выксунского района	0,89
8	МУП "ЖКХ Бриляково" Городецкого района	0,5
9	МУП ЖКХ "Смольковское" Городецкого района	0,92
10	МУП "Тепловые сети" Городецкого района	0,87
11	МУП "Теплоэнергосервис" Кулебакского района	0,65
12	ООО "КомСервис" Вачского района	0,78
13	ООО "Ветлужское ЖКХ"	0,42
14	МУП "Жилкомсервис" Тонашевского района	0,51
15	МУП "Тонкинские теплосети" Тонкинского района	0,67
16	МУП "Жилкомсервис" Тонкинского района	0,37
17	МУП "Теплосети" Уренского района	0,76
18	МУП "Шахуньятеплосервис" Шахунского района	0,60
19	МУП "Тепловые сети Кстовского района"	0,68
20	МУП "Зименковское ЖКХ" Семеновского района	0,08

Результаты расчетов показали, что у семи организаций показатель текущей ликвидности соответствует нормативному значению (диапазон 1-2):

N п/п	Теплоснабжающая организация	Текущая ликвидность (норма >1)
1	МУП ЖКХ "Бармино" Лысковского района	1,50
2	МУП "Объединение котельных и тепловых сетей" Борского района	1,24
3	МУП "Коммунсервис" г. Володарск	1,63
4	МУП ЖКХ "Зарубинское" Городецкого района	1,29
5	МУП "Сухобезводнинское ЖКХ"	1,15
6	МУП "Сухобезводнинское ЖКХ" Семеновского района	1,54
7	МУП ЖКХ Кузнецовское Чкаловского района	1,27

У шести организаций показатель текущей ликвидности выше нормативного значения и находится в диапазоне 2,04-14,53, что свидетельствует о наличии значительной дебиторской задолженности потребителей:

N п/п	Теплоснабжающая организация	Текущая ликвидность (норма >1)
1	ОАО "Тепловик" Воротынского района	4,02
2	МУП ЖКХ "Ковригинское" Городецкого района	2,21
3	МУП ЖКХ "Первомайское" Городецкого района	2,04
4	МУП ЖКУ "Радуга" Первомайского района	7,01
5	МУП МПП ЖКХ "Ворсменское" Павловского района	2,89
6	МУП "Прудовское ЖКХ" Краснобаковского района	14,53

Для приведения показателя текущей ликвидности к нормативному значению необходимо проводить мероприятия по оптимизации дебиторской и кредиторской задолженностей, включающие как работу с должниками для погашения текущей задолженности, так и текущее управление платежами для предотвращения возникновения новых задолженностей.

По результатам работы за 2008 год плановая сумма выручки:

1. У 26 % обследуемых организаций не превышает 10,0 млн. рублей:

N п/п	Теплоснабжающая организация	Выручка 2008 год (план), млн. руб.
1	МУП "Устакоммунсервис" (Уренский район)	1 393,1
2	МУП ЖКХ Катунское (Чкаловский район)	2 107,8
3	МУП ЖКХ Пуреховское (Чкаловский район)	2 311,5
4	ООО "Красногорское ЖКХ" (Воротынский район)	2 842,3
5	МУП "Зименковское ЖКХ" (Семеновский район)	4 097,3
6	ООО "Кузьмияр" (Воротынский район)	5 300,3
7	МУП "Северный коммунсервис" (Варнавинский район)	5 804,5
8	МУП "Восходкоммунсервис" (Варнавинский район)	8 208,5
9	ООО МУП "Коммунальник" (Краснобаковский район)	8 669,5
10	МУП ЖКХ "Бармино" (Лысковский район)	9 084,0
11	МУП ЖКХ "Леньково"(Лысковский район)	9 325,3
12	МУП "Прудовское ЖКХ" (Краснобаковский район)	9 626,7
13	МУП "Беласовское ЖКХ" (Семеновский район)	9 638,1

2. У 50 % обследуемых организаций объем выручки находится в диапазоне от 10,0 до 50,0 млн. рублей:

N п/п	Теплоснабжающая организация	Выручка 2008 год (план), млн. руб.
1	МУП "Село" (Балахнинский район)	10 200,0
2	МУП ЖКХ Шарангского района	10 308,0
3	МУП "Банно-прачечный комбинат" (Выксунский район)	10 912,0
4	МУП МПП ЖКХ п. Тумботино	13 289,3
5	МУП "Варнавинкоммунсервис" (Варнавинский район)	16 614,9
6	МУП "Жилкомсервис" (Тоншаевский район)	16 672,0
7	ООО МУП "Коммунальные услуги" (Краснобаковский район)	19 017,7
8	ООО МУП "Коммунуниверс" (Краснобаковский район)	20 168,4
9	МУП "Сухобезводнинское ЖКХ" (Семеновский район)	20 549,3
10	ООО "Жилкомсервис" г. Семенов	20 792,0
11	МУП "Вахтантепловодоканал" (Шахунский район)	21 196,0
12	МУ МПП ЖКХ Починковского района	21 574,7
13	МУП "Сявакоммунсервис" (Шахунский район)	22 521,2
14	ОАО "Тепловик" (Воротынский район)	27 033,3
15	МП ЖКХ п. Кудьма	29 557,3
16	МУП "Тонкинские Теплосети"	30 016,0
17	ООО "Ветлужское ЖКХ"	37 637,3
18	МУП "Жилкоммунсервис" г. Чкаловск	38 417,7
19	МП "Линдовский КПП и Б" (Борский район)	39 602,7
20	ООО "Алешиносервис" (Балахнинский район)	39 621,3
21	МУП МПП ЖКХ "Ворсменское" (Павловский район)	42 573,3
22	МУП "Коммунсервис" г. Володарск	43 352,0
23	МП "Навашинские Коммунальные системы" (Навашинский район)	45 522,7
24	МУП ЖКУ "Радуга" (Первомайский район)	47 464,0
25	МУП "Теплосети" (Уренский район)	48 530,7

3. У 12 % организаций сумма выручки находится в диапазоне от 51 до 100 млн. рублей:

N п/п	Теплоснабжающая организация	Выручка 2008 год (план), млн. руб.
1	ОАО "УК ЖКХ Сергачского района"	60 386,7
2	МУП "Теплосервис" г. Семенов	76 206,7
3	ООО "КомСервис" (Вачский район)	78 281,3
4	ООО "Тепловые сети Арзамасского района"	81 150,7
5	МУП "Теплоэнергосервис" (Кулебакский район)	94 397,3
6	МУП "Шахуньятеплосервис" (Шахунский район)	98 630,7

4. У 12 % организаций объем выручки превышает 100,0 млн. рублей:

N п/п	Теплоснабжающая организация	Выручка 2008 год (план), млн. руб.
1	МП "Богородские Тепловые сети"	136 668,0
2	МУП "Выксатеплоэнерго"	247 194,7
3	Муниципальное унитарное теплоэнергетическое производственное предприятие (МУ ТЭПП) г. Арзамаса	263 362,7
4	МУП "Муниципальное предприятие "Теплоснаб" (Балахнинский район)	273 473,3
5	МУП "Тепловые сети Кстовского района"	369 289,3
6	МУП "Объединение котельных и тепловых сетей" (Борский район)	389 222,7

Результаты дополнительного анализа финансовой информации, полученной от теплоснабжающих организаций по итогам 2008 года, существенно не влияют на общую картину финансовой деятельности теплоснабжающих организаций.

Отрицательные значения рентабельности продаж и низкие показатели текущей ликвидности большинства теплоснабжающих организаций свидетельствуют об убыточности организаций, о недостатке мобилизованных средств для погашения краткосрочных обязательств, и, следовательно, низком уровне кредитоспособности.

Вместе с тем, выполнение работ по реконструкции и модернизации теплоэнергетического комплекса повлияет на снижение затрат, связанных с производством и передачей тепловой энергии, увеличение показателя рентабельности, и, как следствие, повышение кредитоспособности теплоснабжающих организаций.

III. Основные направления технического развития теплоэнергетического
комплекса Нижегородской области

1. Подход к реконструкции и модернизации энергообъектов
с учетом мероприятий по энергосбережению

Комплекс мероприятий по энергосбережению (ресурсосбережению) позволяет получить экономию тепловой, электрической энергии и соответственно топлива и других энергоресурсов. Предусматриваются следующие основные мероприятия по энергосбережению (ресурсосбережению):

- энергетическое обследование (энергоаудит) источников тепловой энергии, систем транспорта и распределения тепловой энергии;

- оптимизация существующих систем теплоснабжения Нижегородской области, прежде всего за счет согласования режимов, зон действия тепловых источников;

- внедрение энергосберегающих технологий при производстве и передаче энергии;

- повышение эффективности топливоиспользования путем реконструкции существующих и строительства новых тепловых источников, оснащенных электрогенерирующими газотурбинными и парогазовыми установками;

- комплексная автоматизация систем теплоснабжения.

Современные энергосберегающие решения направлены на снижение потерь при транспортировке тепловой энергии, уменьшение расхода топлива при выработке тепловой энергии, экономии энергоресурсов, снижение эксплуатационных затрат, сокращение расходов при проведении всех видов ремонтов.

Для рассмотрения предложений по внедрению энергосберегающих технологий необходимо в первую очередь провести энергетическое обследование (энергоаудит) всех энергообъектов: источников тепловой энергии, систем транспорта и распределения тепловой энергии с целью определения их фактического состояния. На основании полученных результатов подготовить предложения по оптимизации схем теплоснабжения потребителей.

Тепловые сети муниципальных образований проектировались из соображения экономии средств, как правило, тупиковыми. Резервные связи между участками тепловых сетей, позволяющие организовать теплоснабжение части потребителей при повреждении (выводе из работы) участка, отсутствовали. Не предусматривалась в ряде случаев возможность работы тепловых сетей от нескольких источников.

Основными направлениями модернизации теплоэнергетического оборудования являются: экономичность оборудования, надежность его эксплуатации, удобство и безопасность его обслуживания.

Учитывая состояние теплоэнергетических активов муниципальных образований, целесообразно внедрение следующих основных направлений инновационных ресурсосберегающих технологий, которые позволят сократить расходы при эксплуатации теплоэнергетических объектов:

- внедрение трубопроводов из сшитого полиэтилена (СПЭ) и стальных труб в пенополиуретановой изоляции (ППУ) в тепловых сетях;

- реконструкция и модернизация котельных с установкой современных водогрейных и паровых котлов с высоким КПД, автоматизацией, диспетчеризацией, а также реконструкция котельных с переводом нагрузок потребителей на близлежащие котельные (ликвидация неэкономичных котельных);

- строительство блочно-модульных котельных;

- внедрение узлов учета тепловой энергии (УУТЭ);

- внедрение частотно-регулируемых электроприводов (ЧРП) насосов теплоснабжения;

- диспетчеризация центральных тепловых пунктов;

- автоматизация котельных и центральных тепловых пунктов;

- комплексная автоматизация систем теплоснабжения;

- внедрение когенерационных установок;

- использование возобновляемых источников энергии;

- поэтапное создание единой системы учета потребления энергоресурсов (АСКУЭПР) там, где это технически целесообразно.

Внедрение трубопроводов из сшитого полиэтилена (СПЭ) и стальных труб в пенополиуретановой изоляции (ППУ) с системой оперативного дистанционного контроля (ОДК) в тепловых сетях

Современные энергосберегающие решения при выполнении реконструкции (замены) тепловых сетей направлены на снижение потерь при транспортировке тепловой энергии. В зависимости от температуры и давления теплоносителя для замены тепловых сетей традиционной прокладки используются трубы из сшитого полиэтилена типа "изопрофлекс" или из нержавеющей стали типа "касафлекс", позволяющие значительно сократить затраты на монтажные работы за счет бесканального способа прокладки. При прочих условиях необходимо использовать трубы в ППУ-изоляции.

В муниципальных образованиях в основном эксплуатируются тепловые сети диаметром до 250 мм при температурном режиме 95/70°С, следовательно, при реконструкциях возможно внедрение трубопроводов из СПЭ и порядка 20 % в ППУ-изоляции.

Замена труб на современные (СПЭ и в ППУ-изоляции) позволит снизить тепловые потери и довести их до нормативных (5 %), а также увеличить срок службы трубопроводов до 30-50 лет.

Реконструкция и модернизация котельных с установкой современных котлов с высоким КПД, автоматизацией, диспетчеризацией

Замена морально и физически устаревших чугунных котлов на стальные, а также установка современных котлов позволяет за счет более высокого КПД (разница по отношению к существующему достигает 30 %) получить существенную экономию топлива, снизить выбросы вредных веществ в атмосферу.

Автоматизация работы основного и вспомогательного оборудования позволяет своевременно изменить заданный режим работы, и, следовательно, снизить расходы топлива и теплоносителя.

Работа котельных в автоматическом режиме позволяет сократить расходы на содержание эксплуатационного персонала.

Блочно-модульные котельные (БМК)

При выполнении реконструкций и модернизаций котельных состояние зданий существенно влияет на капитальные вложения, поэтому предпочтителен вариант установки блочных модульных котельных (БМК), что позволяет значительно сократить расходы на строительную часть проекта (до 20 % от стоимости реконструкции).

БМК - готовые изделия для эффективного решения вопросов теплоснабжения объектов самого различного назначения, экономичны, компактны, выполнены в современном технологическом дизайне, не требуют возведения здания котельной. БМК применяются для работы на разных видах топлива: природный газ, мазут, твердое топливо (пеллеты, уголь).

Отличительные преимущества БМК:

- высокий уровень автоматизации, позволяющий обеспечить безаварийную эксплуатацию котельных без обслуживающего персонала (контроль работы котельных может осуществляться с удаленного диспетчерского пункта);

- высокий КПД котлов (90-95 %);

- возможность максимального приближения к потребителю;

- минимальное содержание в дымовых газах вредных веществ, обусловленное применением современных горелочных устройств;

- низкие шумовые характеристики насосов;

- топливная экономичность котлов и горелок;

- низкое энергопотребление насосов;

- продолжительный срок службы;

- надежная работа в автоматическом режиме без присутствия постоянного дежурного персонала.

Внедрение БМК обеспечивает:

- экономию средств и времени на стадии разработки проекта;

- экономию времени и средств на строительство помещения котельной и на монтаж оборудования;

- экономию времени и средств на проведение пусконаладочных работ;

- гарантийную ответственность завода-изготовителя за изделие в целом, что облегчает работу эксплуатационных служб после ввода ее в эксплуатацию;

- снижение стоимости котельной.

Внедрение узлов учета тепловой энергии

Внедрение УУТЭ позволит упорядочить расчет с потребителями, качественно производить расчет технико-экономических показателей источников тепловой энергии, оценивать теплопотери в домах и инженерных коммуникациях, анализировать работу в масштабах квартала, района, города.

Внедрение частотно-регулируемых электроприводов (ЧРП) насосов теплоснабжения

Внедрение ЧРП дает дополнительно годовую экономию электрической энергии до 20 %, за счет оптимального поддержания давления в системах теплопотребления ЧРП снижает потери тепла и воды. В силу отсутствия перепадов давления и гидравлических ударов увеличивается срок службы тепловых сетей и насосного оборудования за счет плавного пуска.

Внедрение ЧРП позволит повысить надежность работы оборудования и сократить затраты на ремонт и обслуживание.

Диспетчеризация

Система диспетчеризации позволит наблюдать за работой теплотехнических систем в реальном времени с выдачей заданной информации (посредством телефонии, модема либо по сети Enternet) для выполнения следующих задач:

- сбор, анализ и обработка информации от штатных узлов, систем, приборов, котельных и ЦТП (автоматика управления котлом (котлами), датчика давления газа, температуры и давления воды в контурах отопительной системы, газоанализаторов, регулирование температуры и расхода теплоносителя на выходе из ЦТП и т.д.);

- регулирование параметров технологического процесса (при условии проведения работ по автоматизации объекта).

Автоматизация котельных и центральных тепловых пунктов (ЦТП)

Применение автоматизации в котельных и ЦТП позволит оптимизировать технологический процесс и повысить эффективность работы технологического оборудования за счет:

- автоматики безопасности котла, отключения (отсечки) подачи газа в котельную в случае аварийной ситуации (пожар, загазованность и другое оговоренное в задании), отключения насосного и вентиляционного оборудования и т.д.;

- дозирования подачи топлива;

- регулирования температуры и расхода теплоносителя;

- включения и отключения насосного оборудования для поддержания заданного давления в тепловой сети;

- перезапуска электродвигателей насосов на ЦТП после кратковременного снижения и восстановления напряжения питания и тестирования работоспособности электродвигателей насосов;

- регулирования температуры теплоносителя на ЦТП в зависимости от заданной температуры и т.д.

Создание единой системы учета потребления энергоресурсов (АСКУЭПР)

Формирование рынка энергоресурсов повышает роль критериев экономичности работы энергосистемы региона. Один из путей ее решения: создание автоматизированной системы контроля, учета и управления эффективностью производства и распределения мощности и энергии в масштабах региона.

Внедрение системы АСКУЭПР позволит обеспечить:

- единое информационное пространство в пределах региональной энергосистемы, отражающее историю и текущее состояние фактических и расчетных коммерческих показателей, осуществление контроля за состоянием и изменением баз данных энергоносителей и балансовых составляющих;

- расчет оптимальных балансов энергоресурсов и воды по экономическим критериям с учетом экологических ограничений (расчетные коммерческие показатели);

- модульный принцип построения системы, обеспечивающий поэтапное внедрение и работоспособность системы при ее интеграции с существующими автоматизированными системами и дальнейшем расширении;

- выдачу требуемой информации на диспетчерские пункты теплоснабжающей организации, служб жилищно-коммунального хозяйства, органов местного самоуправления и органов государственной власти Нижегородской области;

- обмен информацией с более высокими уровнями других интегрированных в региональную систему информационно-аналитических систем учета энергоресурсов;

- автоматизацию расчета тарифов на тепловую и электрическую энергию, товары и услуги организаций коммунального комплекса;

- многовариантность расчета тарифов и оптимизацию тарифных планов.

Преимущества реализации проекта:

- сокращение расхода топлива в результате более экономичного распределения нагрузок между теплоисточниками;

- снижение потерь в тепловых сетях региональной энергосистемы, ведомственных и муниципальных сетях;

- доступность для органов регулирования муниципальных образований и региональной службы по тарифам Нижегородской области инструментально подтвержденных балансов электрической и тепловой энергии, потребляемой воды и энергоносителей организаций энергетики и потребителей;

- "прозрачность" для органов регулирования муниципальных образований и региональной службы по тарифам Нижегородской формулы расчета затрат на производство единицы продукции. Решение данной задачи способствует повышению привлекательности энергокомпаний для внешних источников инвестиций и обеспечению ликвидности капиталовложений.

Следует отметить, что в настоящее время в отдельных муниципальных образованиях: г. Арзамасе, Ветлужском, Володарском, Выксунском, Краснобаковском, Перевозском и Семеновском районах Нижегородской области при проведении реконструкции и модернизации теплоэнергетических объектов используются новые технологии: котлы с высоким КПД, модульные котельные, трубопроводы из сшитого полиэтилена, стальные трубопроводы в ППУ-изоляции.

2. Реконструкция (модернизация) действующих и строительство новых
генерирующих мощностей, реконструкция сетевого хозяйства

Реконструкция (модернизация) действующих генерирующих мощностей и сетевого хозяйства

Приоритетными направлениями мероприятий по реконструкции (модернизации) действующих генерирующих мощностей и сетевого хозяйства являются:

- перевод котельных на экономичные виды топлива, модернизация и капитальный ремонт котлов. Цель реализации мероприятия - сокращение издержек за счет применения местных, дешевых, экологически чистых видов топлива, повышение КПД генерирующих источников и системы в целом, исключение непроизводительных потерь ресурсов. В северных, негазифицированных районах области топливом для коммунальных котельных могут стать торф и отходы деревообработки, заменив привозной каменный и бурый уголь, а также мазут и другие продукты переработки нефти;

- замена котлов с низким КПД на более современные, с КПД 92-94 % и более, что дает возможность сократить удельные расходы топлива на выработку 1 Гкал тепла. При замене котлов, отработавших свой ресурс, предлагается применять газоплотные котлы с эффективными горелочными устройствами и современной автоматикой безопасности.

При модернизации котельных и ЦТП предлагается предусматривать применение пластинчатых теплообменников, малошумных и энергосберегающих насосов. Все насосное оборудование, тяго-дутьевые механизмы целесообразно комплектовать системами частотного регулирования.

Одним из основных условий надежной и экономичной работы котельных агрегатов является соблюдение водно-химического режима работы оборудования и сетей. Имеющиеся традиционные установки химводоподготовки воды требуют больших капитальных и эксплуатационных затрат. Применение автоматизированных установок дозирования реагентов позволяет в значительной степени снизить эти затраты. Монтаж данной установки практически не требует затрат, а эксплуатация ее заключается лишь в проверке наличия комплексона в баке. Метод реагентной подготовки воды принципиально отличается тем, что с помощью реагентов накипеобразующие элементы не удаляются из воды, а устраняются их накипеобразующие свойства. При этом одновременно снижается коррозионная активность воды, ингибируется поверхность металла и постепенно удаляются ранее имевшиеся отложения. Установки СДР-5, Комплексон-6 состоят из узла измерения расхода, узла ввода реагентов, блока управления и насоса-дозатора. Установка работает в автоматическом режиме.

Годовой экономический эффект от внедрения одной установки СДР-5, Комплексон - 6 с учетом экономии газа, уменьшения скорости коррозии металла и увеличения срока службы оборудования составляет от 1 до 2 млн. рублей, а стоимость одной установки с годовым запасом реагента - от 100 до 300 тыс. рублей.

Модернизация котельных на базе применения такого оборудования позволит увеличить отпуск тепловой энергии потребителям и сократить ее дефицит. Кроме того, применение новых типов автоматики и газовых горелок, автоматизированных установок химводоподготовки, использование насосов с частотно-регулируемым электроприводом, внедрение инновационных энергосберегающих технологий дает возможность выполнить полную автоматизацию и диспетчеризацию котельных, что позволит снизить эксплуатационные расходы, и соответственно снизить тариф на отпускаемую тепловую энергию.

Предложения по теплоснабжению объектов жилищного фонда, присоединенных к ведомственным и промышленным котельным

Ряд ведомственных котельных обеспечивает тепловой энергией часть объектов жилищного фонда и соцкультбыта муниципальных образований. Доля отпуска тепловой энергии данными ведомственными котельными составляет 9,6 % в общем балансе теплоснабжения.

Однако теплоснабжение от указанных ведомственных котельных создает ряд проблем для населения муниципальных образований. Некоторые котельные неоднократно перепродавались вместе с предприятиями, при этом ремонту и реконструкции котельных не уделялось должного внимания, в результате котельные находятся в неудовлетворительном техническом состоянии; их подготовка к работе в отопительный период и пуск в работу ежегодно представляет проблему. Тарифы на тепловую энергию, отпускаемую потребителям ведомственными котельными, как правило, выше существующих тарифов муниципальных котельных.

В связи с вышеизложенным, для первоочередного решения вопросов надежного теплоснабжения объектов жилищного фонда и соцкультбыта, присоединенных к ведомственным котельным, где наиболее остро стоят перечисленные проблемы, необходимо переключить данные объекты на муниципальные котельные, а где это невозможно - смонтировать модульные котельные или построить новые котельные.

Теплопотребляющие установки

Помимо развития и реконструкции источников теплоснабжения, систем транспорта тепловой энергии (тепловых сетей), необходимо нормализовать тепловые режимы работы систем отопления потребителей. Практический опыт показывает, что по ряду причин данные системы работают неэффективно, не обеспечивают необходимый съем тепла.

Рекомендуемый срок службы элементов систем центрального отопления жилых зданий составляет от 15 до 30 лет, фактический же срок значительно превышает нормативный из-за отсутствия необходимых средств на проведение комплексных капитальных ремонтов жилищного фонда.

Отсутствие специально рассчитанных ограничителей расхода теплоносителя у потребителей делает гидравлический режим системы нерасчетным. При этом через установки потребителей, расположенных близко от источника, циркулируют завышенные расходы теплоносителя с повышенной температурой, а потребители, расположенные в конце сети, получают расходы теплоносителя с пониженной температурой и, как правило, меньше требуемых параметров.

В таких условиях работа системы не может быть удовлетворительной, даже если она полностью обеспечена топливом.

Первоочередной задачей является приведение в надлежащее состояние зданий, находящихся в муниципальной собственности, их отопительных установок и наладка гидравлического режима системы в целом, без чего мероприятия по повышению экономичности систем теплоснабжения не дадут ожидаемого эффекта.

3. Создание новых генерирующих мощностей и развитие сетевого хозяйства

Предложения по оптимизации существующих систем теплоснабжения Нижегородской области позволят понять необходимость строительства новых котельных, ликвидации и перевода нагрузок с малоэффективных котельных на близлежащие тепловые сети и котельные, которые имеют присоединенную тепловую нагрузку не более 50 %, или необходимость строительства источников комбинированной выработки.

Внедрение комбинированной выработки тепловой и электрической энергии повышает эффективность топливоиспользования. Внедрение комбинированной выработки достигается путем реконструкции или расширения действующих энергетических объектов с размещением на них газотурбинных установок (ГТУ), а также газопоршневых установок (ГПУ).

В муниципальных образованиях, в которых существует дефицит электрической энергии, возможно рассмотрение предложений по строительству когенерационных установок: ГТУ-ТЭЦ, мини-ТЭС (ГПУ) для устранения энергодефицита.

Средняя годовая экономия топлива одной ГТУ-ТЭЦ по сравнению с котельной при одинаковом количестве выработки тепловой энергии составляет 30 % от годового расхода природного газа.

Когенерационные установки (микро- и мини-ТЭЦ)

К малым ТЭЦ относятся теплоэнергетические установки с единичной электрической мощностью от 0,1 до 15 МВт и тепловой мощностью до 20 Гкал/ч. Малые ТЭЦ могут поставляться комплектно, в том числе в контейнерном исполнении либо создаваться путем реконструкции паровых или водогрейных котельных с дооснащением их электрогенерирующими агрегатами.

В качестве привода электрогенераторов малых ТЭЦ используются дизельные, газопоршневые, двухтопливные поршневые двигатели внутреннего сгорания, газовые турбины, паровые турбины с противодавлением либо конденсационного типа с промежуточным отбором пара и использованием подогретой в конденсаторе воды для технологических нужд.

В качестве теплогенераторов используются котлы - утилизаторы выхлопных газов, теплообменники охлажденной воды, функционирующие в базовом режиме либо только для покрытия пиковых нагрузок.

Основные достоинства малых ТЭЦ:

1. Малые потери при транспортировке тепловой энергии по сравнению с системами централизованного теплоснабжения.

2. Автономность функционирования (независимость от энергосистемы) и возможность продажи в энергосистему излишков вырабатываемой электроэнергии и покрытия дефицита тепловой энергии при расположении малой ТЭЦ в зоне централизованного теплоснабжения.

3. Повышение надежности теплоснабжения:

- перебои с подачей электрической энергии в котельную не приводят к прекращению работы теплоисточника;

- при расположении малой ТЭЦ в зоне централизованного теплоснабжения обеспечивается минимально допустимая подача тепловой энергии в здания потребителей в случае аварий на тепловых сетях.

4. Возможность тепло- и электроснабжения автономных (не связанных с единой электросистемой) объектов: удаленных, труднодоступных, рассредоточенных на большой территории и др.

5. Обеспечение аварийного тепло- и электроснабжения мобильными энергоустановками.

Анализ существующей технологической структуры построения систем централизованного теплоснабжения, схем тепловых сетей, принципиальных схем абонентских вводов и абонентских систем отопления, конструкций применяемого технологического оборудования показывают, что они не в полной мере отвечают современным требованиям, предъявляемым к объектам автоматизированного управления.

В крупных системах теплоснабжения многочисленные абонентские установки присоединяются к магистральным тепловым сетям, как правило, без промежуточных узлов управления. В результате система оказывается недостаточно маневренной, остается негибкой, по сетям приходится пропускать излишнее количество воды, ориентируясь на абонентов с наихудшими условиями.

Реконструкция источников тепловой энергии и систем теплопотребления с целью обеспечения нагрузки на ГВС

Следует также отметить необходимость и важность выполнения реконструкций систем теплоснабжения с целью обеспечения потребителей тепловой энергией на нужды горячего водоснабжения (ГВС). Решение данного вопроса позволит свести к минимуму возможные хищения сетевой воды из отопительных систем и повысить социальную обеспеченность населения.

4. Развитие источников тепловой энергии Нижегородской области
на основе возобновляемых видов топлива

Использование торфа и древесных отходов

В ближайшее время одним из направлений энергосберегающего развития теплоэнергетического комплекса Нижегородской области может стать развитие торфяной промышленности и использование местных видов топлива: торфа, дров и древесных отходов - коры, опилок.

В связи с тем, что в Нижегородской области существуют залежи торфяника, то возможно строительство котельных, работающих на гранулах из торфа и отходов лесного хозяйства (пеллетах).

Котельные на пеллетах работают в автоматическом режиме, продукты сгорания безвредные.

Минимальный комплект оборудования котельной на гранулах включает в себя котел, оборудованный автоматической горелкой и бункером. Мощность котлов может достигать 20 МВт, КПД специализированных котлов на древесных гранулах составляет 85-95 %, что практически соответствует уровню газовых и жидкотопливных котлов.

Сравнительный анализ работы котельных на разных видах топлива

Для проведения сравнительного анализа расхода топлива рассмотрим котельную установленной тепловой мощностью 1,2 Гкал/ч и рассчитаем топливную составляющую затрат на выработку тепловой энергии за отопительный период.

Количество тепловой энергии, отпускаемой в отопительный период (218 дней), составляет 6270 Гкал.

Q уст. = 1,2 Гкал/ч; Q выр. = 6270 Гкал/ отопит. период; n = 218 дней

Показатель	Уголь	Мазут	Дрова	Пеллеты	Природный газ	Торф брикеты
Калорийность топлива (средняя), ккал/кг	3500 - 5000	9500 - 10000	2500 - 3500	4500 - 5000	8000	3700 - 3950
КПД котельной установки, %	60	90	60	92	92	82
Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии кг у.т./Гкал	238	158,7	238	155,3	155,3	174,2
Расход топлива, тонн (тыс.м3)	2984,5	733,194	4178,328	1363,2	852,01	2007,78
Цена топлива, тыс. руб./тонну (1000 м3 газа)	2,5	8,95	0,6	5,0	3,3	2,11
Затраты на топливо за отопительный период, тыс. руб.	7464,3	6563,3	2 508,0	6 816,0	2 811,3	4 236,4
Удельные затраты топлива на 1 Гкал, руб.	1190,5	1046,8	400,0	1 087	448,4	675,7
Расход топлива на 1 Гкал (т/Гкал)	0,48	0,12	0,67	0,22	0,14	0,32

Из представленной таблицы видно, что удельные затраты топлива на выработку 1 Гкал при использовании пеллет из древесных отходов сопоставимы с затратами при использовании мазута и ниже, чем при использовании каменного угля. При этом надо учитывать, что стоимость пеллет привязана к курсу евро (100 евро) и на сегодняшний момент ниже приведенной в расчете; цена мазута сильно колеблется в зависимости от конъюнктуры рынка; содержание мазутного хозяйства является затратным и продукты сгорания содержат значительное количество вредных веществ; прогноз роста цены на природный газ для всех категорий потребителей ожидается в 2011-2015 годах в 2,5 раза и в 2016-2010 годах - в 1,2 раза.

На сегодняшний день биоэнергетика становится одним из самых популярных направлений в России, особенно в части производства древесно-топливных гранул - пеллет. Возможно строительство на территории Нижегородской области мини-заводов по производству пеллет для обеспечения собственных котельных данным видом топлива и экспорта в другие регионы.

Развитие биоэнергетической отрасли определено Стратегией развития Нижегородской области до 2020 года, утвержденной постановлением Правительства Нижегородской области от 17 апреля 2006 года N 127.

В соответствии с Программой внедрения технологий использования отходов деревообработки в топливно-энергетическом хозяйстве Нижегородской области на 2006-2008 годы, утвержденной постановлением Правительства Нижегородской области от 19 мая 2006 года N 177, расширение объемов использования местных видов топлива и повышение эффективности функционирования предприятий деревоперерабатывающих отраслей за счет использования высокоэффективных методов утилизации древесных отходов является актуальным для 12-ти северных районов, на территории которых сосредоточен 61 % спелых и перестойных лесов Нижегородской области.

Проектирование и строительство ряда объектов биоэнергетической отрасли (биотопливных заводов, мини-ТЭЦ и котельных на древесном топливе), а также реконструкция действующих угольных и мазутных котельных в северных районах Нижегородской области с переводом их на местное древесное топливо предусматривается в концепции областной целевой программы "Энергетическая безопасность Нижегородской области на 2009-2012 годы", утвержденной постановлением Правительства Нижегородской области от 1 ноября 2008 года N 514.

Пеллеты в основном изготавливаются из отходов лесопиления (из древесины) и отходов других перерабатывающих отраслей. Используются материалы: древесные стружки, опилки, кора и торф. Древесина является возобновляемым источником энергии, поскольку выбросы диоксида углерода при сжигании дров выводятся из атмосферы в период вегетации. Замена ископаемых видов топлива древесным топливом, как правило, сокращает объем чистых выбросов CO2 более чем на 90%.

Нижегородская область расположена в зонах южно-таежных, смешанных и широколиственных лесов. Леса занимают 3992,7 тыс. га или 53 % территории области. Лесистость территории в северных районах достигает 80 %, в юго-восточных районах снижается до 1%. Общий запас древесины составляет более 550 млн. м.3 Деревообрабатывающее производство Нижегородской области находится на одном из первых мест среди отраслей промышленности. Во многих районах Нижегородской области присутствуют предприятия, занимающиеся деревообработкой, так, например:

- ООО "Богородсклестоп" в Богородском районе;

- ООО "Лесотарасервис" в Борском районе;

- ООО "Сталекс" в Варнавинском районе;

- ООО "Агросервис" и ОАО "Ветлужский леспромхоз" в Ветлужском районе;

- ЛПК 413 в Володарском районе;

- ОАО "Выксалес", ОАО "Выксунский ЛЗП", ООО "Транзит-Строй-Сервис" в Выксунском районе;

- ООО "Лесопромышленник", ОАО "Ударник" в Краснобаковском районе;

- АО "Доком" в Кстовском районе;

- ОАО "Первомайские лесопромышленники", ЗАО "Сатисская мебельная фабрика", ОАО "Лес" в Первомайском районе;

- Уренский лесхоз в Уренском районе;

- Тонкинский государственный лесхоз, ООО "Лес" в Тонкинском районе;

- ОАО "Пижма", Пижемский лесхоз, Тоншаевский межхозяйственный лесхоз в Тоншаевском районе;

- ООО "Лесозаготовка", ЗАО "Сява-лес", ОАО "Рослес", ЗАО "Тарпол", ОАО "Шахунский ЛПХ", ОАО "Шахунский промкомбинат" в Шахунском районе.

Среди месторождений полезных ископаемых на территории Нижегородской области имеются запасы , однако торфопредприятий в Нижегородской области мало. Одним из них является Альцевское торфопредприятие, расположенное в Тоншаевском районе.

Развитие торфяной отрасли в Нижегородской области предусматривается областной целевой программой "Развитие торфяной отрасли в Нижегородской области на 2009-2011 годы", утвержденной постановлением Правительства Нижегородской области от 5 мая 2008 года N 179 (с изменениями на 10 июня 2009 года).

Таким образом, при проведении реконструкции источников теплоснабжения в вышеперечисленных районах целесообразно производить перевод котлов, работающих на дорогостоящих видах топлива (мазут, уголь и т.д.), на местные возобновляемые виды топлива (древесные отходы и торф).

5. Выводы

Значительный физический износ трубопроводов тепловых сетей и оборудования котельных, морально устаревшая структура построения систем централизованного теплоснабжения выдвигают, наряду с задачей скорейшей замены изношенного оборудования, неотложную задачу оптимизации схемно-технических решений и режимов функционирования этих систем.

На основании выполненного анализа состояния теплоснабжения в муниципальных образованиях предложения по оптимизации схем, технических решений и режимов работы систем централизованного теплоснабжения сводятся к следующему:

- применение при реконструкции систем теплоснабжения энергосберегающих технологий, схемных решений, материалов и оборудования;

- строительство локальных источников тепла, максимально приближенных к системам теплопотребления;

- переоборудование районных, квартальных котельных в мини- и микро-ТЭЦ;

- применение бинарных (паро-газовых) термодинамических циклов для повышения эффективности работы городских ТЭЦ;

- создание АСУ теплоснабжением, включающих автоматизацию процессов производства, транспортировки, распределения и потребления тепловой энергии.

Резкое повышение эффективности котельных может быть достигнуто путем их реконструкции в мини-ТЭЦ, то есть путем дооснащения их электрогенерирующими агрегатами, переводом работы котельных в режим когенерации.

Известно, что эффективность работы когенерационных установок тем выше, чем большее число часов в году электроэнергия вырабатывается на базе теплового потребления. Круглогодичной тепловой нагрузкой в муниципальных образованиях (без учета технологической нагрузки промышленных предприятий) является горячее водоснабжение. В связи с этим расчет мощности когенерационной установки (в системах централизованного теплоснабжения от котельных) на покрытие нагрузки горячего водоснабжения обеспечивает ее круглогодичную работу и, следовательно, наиболее эффективное использование.

Поэтому для реконструкции котельных в мини-ТЭЦ целесообразно, в первую очередь, выбирать наиболее крупные из них с развитой нагрузкой горячего водоснабжения.

Устойчивая и эффективная работа системы централизованного теплоснабжения от ТЭЦ и котельных, преобразованных в мини-ТЭЦ, с пиковыми, работающими в автоматическом режиме теплоисточниками и автоматизированными тепловыми пунктами невозможна без автоматизированной системы управления теплоснабжением. Поэтому создание АСУ является обязательным условием при реконструкции системы теплоснабжения

IV. Инвестиционные предложения

1. Прогноз потребности теплоэнергетических комплексов
муниципальных образований в инвестиционных ресурсах

Для проведения реконструкции и модернизации теплоэнергетических комплексов муниципальных образований в период 2009 - 2013 годов необходимо привлечение инвестиционных ресурсов в объеме порядка 24495,45 млн. рублей:

Муниципальные образования	Необходимый объем инвестиционных ресурсов, млн. руб.
г. Арзамас	1 586,66
Арзамасский район	880,01
Балахнинский район	2 201,28
Борский район	2 075,77
Богородский район	1 198,78
Вачский район	544,06
Варнавинский район	725,97
Ветлужский район	201,03
Володарский район	1 205,78
Воротынский район	316,20
Выксунский район	1 712,06
Городецкий район	2 676,56
Краснобаковский район	619,98
Кстовский район	996,60
Кулебакский район	542,11
Лысковский район	637,82
Навашинский район	234,54
Павловский район	241,69
Первомайский район	139,04
Перевозский район	305,35
Починковский район	274,14
Семеновский район	1 433,99
Сергачский район	357,26
Тоншаевский район	289,06
Тонкинский район	372,74
Уренский район	472,49
Чкаловский район	475,09
Шахунский район	1 467,18
Шарангский район	312,21
Итого	24 495,45

Общий экономический эффект от выполнения всех неотложных работ по реконструкции и модернизации составит порядка 300,0 тыс. Гкал/год или 350,0 млн. рублей, в том числе:

- по результатам реконструкции тепловых сетей экономический эффект может составить 158,4 тыс. Гкал или 184,0 млн. рублей;

- по результатам модернизации и реконструкции котельных - 139,8 тыс. Гкал или 162,0 млн. рублей;

- в результате внедрения ЧРП в котельных экономический эффект может составить 1080 тыс. кВт*ч или 3,0 млн. рублей.

N п/п	Наименование муниципального образования	Годовой экономический эффект
		Тепловые сети, тыс. Гкал	Котельные, тыс. Гкал	ЧРП в котельных, тыс. кВт*ч
1	г. Арзамас	10,4	20,0	156
2	Арзамасский район	7,2	0,6	0
3	Балахнинский район	18,5	2,7	12
4	Богородский район	8,1	7,5	48
5	Борский район	13,4	15,5	24
6	Варнавинский район	4,5	1,6	60
7	Вачский район	2,8	2,8	36
8	Ветлужский район	0,6	1,5	36
9	Володарский район	7,8	12,0	24
10	Воротынский район	1,8	1,7	36
11	Выксунский район	14,1	6,2	48
12	Городецкий район	17,6	23,3	48
13	Краснобаковский район	3,5	2,2	60
14	Кстовский район	5,4	8,7	36
15	Кулебакский район	2,8	8,4	48
16	Лысковский район	4,4	1,9	36
17	Навашинский район	0,9	2,9	24
18	Павловский район	0,9	2,2	12
19	Первомайский район	1,0	0,5	12
20	Перевозский район	2,0	2,4	36
21	Починковский район	1,3	1,6	12
22	Семеновский район	9,8	4,6	36
23	Сергачский район	3,5	0	0
24	Тонкинский район	1,4	2,1	24
25	Тоншаевский район	1,6	0,9	24
26	Уренский район	1,9	0,9	48
27	Чкаловский район	1,8	0,2	24
28	Шарангский район	1,2	0,5	36
29	Шахунский район	8,2	4,4	84
	Итого	158,4	139,8	1 080

2. Оценка источников и достаточности инвестиционных ресурсов
для целей реализации инвестиционных предложений

Тарифная политика Нижегородской области, прогноз выручки и собственные средства теплоснабжающих организаций

Существенными причинами роста тарифов на тепловую энергию являются:

1. Высокая изношенность теплоэнергетических активов и, как следствие, рост затрат на производство и передачу тепловой энергии.

2. Более 30 % котельных с низкой установленной тепловой мощностью, менее 1 Гкал/ч., что влечет значительное увеличение эксплуатационных расходов и отрицательное значение показателя рентабельности.

3. Ежегодное непропорциональное увеличение стоимости энергоресурсов против роста тарифа для потребителей тепловой энергии, следствием чего является сокращение или неполучение прибыли, необходимой для проведения работ по реконструкции и модернизации теплоэнергетических активов.

На 2009 год установлен предельный индекс изменения установленных тарифов в Нижегородской области на уровне 23,6 %. Котельные, обеспечивающие теплоснабжение в муниципальных образованиях, работают на разных видах топлива. Анализ роста тарифов на 2009 год проведен по муниципальным образованиям, которые объединены в 3 группы в зависимости от используемых видов топлива.

1 группа: муниципальные образования, котельные которых преимущественно используют в качестве топлива природный газ:

N п/п	Наименование муниципального образования	Тариф на 2008 год, руб./Гкал	Тариф на 2009 год, руб./Гкал	Рост тарифа, %
1.	г. Арзамас*	747,0-767,98	931,32	21,3-24,7
2.	Богородский район	747,78-856,72	1027,04-1067,15	24,6-37,3
3.	Борский район	771,12-812,87	905,63-932,27	14,7-18,0
	двуставочный тариф
	ставка за тепловую энергию, руб./Гкал	435,28-460,88	501,26	8,8-15,2
	ставка за мощность, тыс. руб. в месяц/Гкал/час	100,21-106,1	124,81	17,6-24,6
4.	Вачский район	744,45-968,33	916,02-1221,06	23,1-26,1
5.	Володарский район	585,04-700,43	740,36-794,4	13,4-26,5
6.	Воротынский район	1009,37-1131,39	1181,06-1342,25	17,0-18,6
7.	Выксунский район	634,35-1398,39	763,19-1532,13	9,6-20,3
8.	Городецкий район	704,8-2218,3	841,9-2946,94	19,5-32,8
9.	Кстовский район	775,3-812,8	940,44	15,7-21,3
10.	Кулебакский район	695,48-1640,84	830,86-1878,42	14,5-19,5
11.	Лысковский район	689,75-1054,51	843,8-1228,42	16,4-22,3
12.	Навашинский район	513,64-667,54	722,97-817,34	22,4-40,8
13.	Павловский район	1176,44-1209,43	1744,67	44,3-48,3
14.	Первомайский район	653,33-4296,58	734,62-4114,72	-4,2**-12,4
15.	Перевозский район	831,5-854,81	998,75	16,8-20,1
16.	Починковский район	713,93-938,53	862,11-1096,57	16,8-20,8
17.	Семеновский район	787,01-830,8	1007,6-1165,07	28,0-40,2
18.	Сергачский район	1052,23-1114,07	1264,78	13,5-20,2
19.	Чкаловский район	718,02-862,24	867,16-1025,85	20,0

* по г. Арзамасу тариф на тепловую энергию от котельной N 21 "Водопрь" в 2008 году составлял 4203,14 руб./Гкал, в 2009 году составляет 4634,54 руб./Гкал

** снижение роста тарифа для иных потребителей относительно 2008 года.

2 группа: муниципальные образования, котельные которых преимущественно используют в качестве топлива уголь:

N п/п	Наименование муниципального образования	Тариф на 2008 год, руб./Гкал	Тариф на 2009 год, руб./Гкал	Рост тарифа, %
1.	Арзамасский район	972,0-1792,15	1217,77-2089,7	16,6-25,2
2.	Ветлужский район	1647,19-1693,37	2071,97	22,3-25,8
3.	Краснобаковский район	1067,24-2108,5	1219,66-2965,04	14,3-40,6
4.	Тонкинский район	1287,9-1324,0	1773,14	33,9-37,7
5.	Уренский район	1345,59-1562,17	1882,28-2039,02	30,5-39,9
6.	Шарангский район	1686,1-1733,47	2370	36,7,40,6
7.	Шахунский район	1012-1373,79	1335,26-1854,95	31,9-35,0

3 группа: муниципальные образования, в которых нет преимущественного использования в котельных одного из видов топлива:

N п/п	Наименование муниципального образования	Тариф на 2008 год, руб./Гкал	Тариф на 2009 год, руб./Гкал	Рост тарифа, %
1.	Балахнинский район	833,41-1481,33	1024,68-1798,73	21,0-22,0
2.	Тоншаевский район	1422,0-1728,8	1829,02-1899,44	9,9-28,6

С учетом индексации и в зависимости от используемых топливных ресурсов тарифы на тепловую энергию для теплоснабжающих организаций в 2009 году составят 725,97-7696,35 руб./Гкал., в том числе:

Наименование вида топлива, используемого при работе котельных	Тариф на тепловую энергию на 2009 год, руб./Гкал	Рост тарифа на тепловую энергию к 2008 году, %
природный газ	725,97-4114,72	7,8-41,3
уголь	817,95-7696,35	22,0
мазут	763,19-4420,32	17,1-20,3
печное бытовое топливо	867,16-7103,98	20,8-26,5

По представленной информации прогноз выручки теплоснабжающих организаций составит в 2009 году 3722,8 млн. рублей. В условиях сложившейся на конец 2008 года экономической ситуации ожидается сокращение рабочих мест и рост уровня безработицы. Снижение платежеспособности населения за товары и услуги организаций коммунального комплекса приведет к росту дебиторской задолженности организаций, что, в свою очередь, повлечет за собой рост кредиторской задолженности по покупаемым энергоресурсам, необходимым для производства.

Источники финансирования

Предусматриваются следующие источники финансирования модернизации и реконструкции теплоэнергетического комплекса:

- федеральный бюджет: средства Фонда содействия реформированию жилищно-коммунального хозяйства, получаемые в установленном порядке на модернизацию и реконструкцию инженерных коммуникаций при проведении капитального ремонта многоквартирных домов и строительство новых теплоэнергетических мощностей и сетей в рамках региональных адресных программ переселения граждан из аварийного жилищного фонда;

- областной бюджет Нижегородской области и бюджеты муниципальных образований: в виде ежегодно предусматриваемых в установленном порядке средств на строительство и реконструкцию объектов капитального строительства в рамках областной целевой программы "Развитие социальной и инженерной инфраструктуры как основы повышения качества жизни населения Нижегородской области";

- средства финансовых структур, участвующих в реализации различных программ в сфере жилищно-коммунального хозяйства: ОАО Банк ВТБ (на модернизацию и реконструкцию систем водоснабжения, теплоснабжения, электроснабжения, водоотведения); ЕБРР (на модернизацию водоснабжения, теплоснабжения, водоотведения, системы сбора, вывоза, утилизации отходов); всемирный банк ВБ (на инвестиции в сфере жилищного строительства и коммунальной инфраструктуры);

- средства прочих финансовых институтов: банки, паевые и инвестиционные фонды, портфельные и профильные инвесторы (долгосрочное кредитование от 5 до 15 лет, займы, участие в уставном капитале - покупка долей акций, долговых ценных бумаг);

- собственные средства теплоснабжающих организаций.

Введение двухставочного тарифа

В целях сбалансированности коммерческих интересов поставщиков и потребителей энергоресурсов, создания предпосылок для повышения эффективности конечного потребления тепловой энергии, повышения финансовой устойчивости и экономической эффективности энергоснабжающих организаций целесообразно рассмотреть вопрос о введении системы двухставочных тарифов. Как показал анализ представленных документов, в Нижегородской области система двуставочного тарифа введена в Борском районе.

Расчет одноставочных тарифов осуществляется методом экономически обоснованных расходов: рассчитывается необходимая валовая выручка суммированием всех издержек, необходимых для снабжения тепловой энергией потребителей, и делится на планируемый отпуск тепловой энергии потребителям.

Данная система тарифообразования позволяет решать текущие задачи системы централизованного теплоснабжения, в то же время ей присущ ряд серьезных недостатков, которые, в конечном итоге, приводят к дополнительным издержкам и не позволяют системам теплоснабжения эффективно функционировать и развиваться.

Основной недостаток указанной системы - зависимость результатов деятельности теплоснабжающих организаций от объема отпуска тепловой энергии потребителям, а, следовательно, от температуры наружного воздуха.

Последние несколько лет среднемесячная температура наружного воздуха в отопительные периоды значительно превышает нормативные температуры.

Данная ситуация приводит к значительному сокращению объемов потребления тепловой энергии и, следовательно, к недополучению доходов энергоснабжающими организациями, которое не было компенсировано снижением расходов на приобретаемые ресурсы, поскольку постоянные расходы на заработную плату, ремонт, амортизацию оборудования и другое не зависят от объемов полезного отпуска тепловой энергии.

Кроме того, к числу недостатков существующей системы тарифообразования также относятся:

- ярко выраженная "сезонность". Максимальные платежи от потребителей поступают в холодное время года, в то время, как наибольшая потребность в средствах у теплоснабжающих организаций наступает в летнее время (период ремонтных работ);

- в летний (межотопительный) период население, не получая услугу отопления, оплачивает указанную услугу теплоснабжающей организации по расчетной средневзвешенной величине;

- отсутствие стимулов к проведению мероприятий по энергосбережению как у энергоснабжающих организаций, так и у потребителей тепловой энергии.

Применение двухставочного тарифа предполагает разделение оплаты услуг теплоснабжения на две обоснованные ставки:

- ставка за тепловую мощность, которая рассчитывается исходя из условно-постоянных затрат (заработная плата, амортизация, расходы на ремонт, аренду и др.) и обеспечивает расходы на содержание теплоэнергетического оборудования и готовность к выдаче потребителю в любой момент времени тепловой энергии (мощности) в объемах, заявленных потребителем и установленных договором энергоснабжения. Платежи потребителя не зависят от объема поставленной тепловой энергии;

- ставка за тепловую энергию, которая определяется исходя из условно-переменных затрат энергоснабжающей организации (газ, покупная тепловая энергия, электрическая энергия, вода). Платежи потребителя формируются согласно показаниям приборов учета за фактически потребленную тепловую энергию.

Сумма затрат по указанным ставкам формирует совокупный платеж потребителя.

Применение двухставочного тарифа дает наилучший результат с точки зрения согласованности интересов потребителей, ресурсоснабжающих организаций и региона. А именно:

- осуществление расчетов с потребителями за фактически оказанные услуги;

- повышение экономической заинтересованности потребителей и энергоснабжающих организаций в проведении энергосберегающих мероприятий;

- оптимизация энергетических балансов и высвобождение дополнительных мощностей;

- становятся "прозрачными" причины роста тарифов на тепловую энергию, превышающего уровень инфляции. Ставка на энергию растет в соответствии с ростом цен на топливо. Ставка за мощность растет, в основном, в соответствии с уровнем инфляции;

- снижение фактического отпуска тепловой энергии ("теплая зима") не приводит к возникновению выпадающих доходов теплоснабжающей организации;

- снижение объема кредитных средств, связанных с отклонениями между графиком платежей потребителей и графиком расходов организаций в течение финансового года, необходимых на содержание системы теплоснабжения, в том числе для проведения ремонтных работ.

Применение двухставочного тарифа в динамике приведет к повышению качества услуг и снижению затрат потребителей.

Для введения двухставочного тарифа необходимо проведение следующих мероприятий:

1. Методологических:

Разработка и внедрение:

- порядка изменения (пересмотра) тепловых нагрузок (мощности) в договорах энергоснабжения, заключенных между теплоснабжающими организациями и потребителями тепловой энергии (мощности);

- методики расчета начислений за потребленную тепловую энергию (мощность) с потребителями - юридическими и физическими лицами с применением двухставочного тарифа.

2. Организационных:

- пересмотр договоров энергоснабжения с потребителями;

- стопроцентное введение приборного учета;

- проведение информационно-разъяснительной компании для потребителей по введению двухставочного тарифа;

- проведение энергоаудита жилищного фонда с завышенной договорной нагрузкой.

3. Технических:

- проведение комплекса энергосберегающих работ, в том числе капитального ремонта жилищного фонда, снижения потерь в сетях.

Коммерческие кредиты и способы их обеспечения

Источниками формирования инвестиционных ресурсов, кроме собственного капитала, могут выступать долгосрочные кредиты. В сложившейся экономической ситуации привлечение заемных средств возможно на следующих условиях:

- привлечение средств не выше 20 % годовых;

- срок погашения кредита не более 5-7 лет;

- способ обеспечения исполнения кредитных обязательств - залог, поручительство, государственная гарантия.

Государственная поддержка

Концепцией предполагается использование государственной поддержки инвесторов, реализующих приоритетный инвестиционный проект Нижегородской области. Основания и порядок признания инвестиционного проекта приоритетным определены Законом Нижегородской области от 31 декабря 2004 года N 180-З "О государственной поддержке инвестиционной деятельности на территории Нижегородской области". Порядок и условия предоставления инвестиционным проектам статуса приоритетного установлены постановлением Правительства Нижегородской области от 26 февраля 2006 года N 56 "О порядке и условиях предоставления инвестиционным проектам статуса приоритетных, заключения инвестиционных соглашений и контроля за ходом их реализации".

В рамках разработанной Концепции предполагается государственная поддержка отдельных реализуемых проектов по реконструкции и модернизации теплоэнергетического комплекса Нижегородской области для конкретного строящегося, реконструируемого или модернизируемого объекта теплоэнергетического комплекса муниципального района или городского округа, получившего статус приоритетного в установленном порядке.

Государственная поддержка в части тарифного регулирования позволяет включить в инвестиционные программы теплоснабжающих организаций проекты строительства и реконструкции теплоэнергетических объектов, при этом соответствующее тарифное регулирование должно обеспечиваться на всех трех уровнях регулирования: федеральном, уровне субъекта Российской Федерации и на местном уровне.

Определение дефицита инвестиционных ресурсов

Приведенные ранее показатели финансово-экономического состояния теплоэнергетического комплекса характеризуют инвестиционный климат муниципальных образований как недостаточно благоприятный.

Необходимый объем инвестиционных ресурсов в разы превышает выручку теплоснабжающих организаций, а срок их окупаемости по отдельным муниципальным образованиям достигает более 15-20 лет, что соответствует нормативным срокам службы реконструируемого оборудования.

При необходимом привлечении инвестиционных ресурсов для выполнения работ по реконструкции и модернизации теплоэнергетического комплекса в объеме порядка 24495,45 млн. руб. возможный размер привлечения инвестиционных ресурсов, при котором наблюдается положительный баланс денежных средств для погашения задолженностей, составит 1450,0 млн. руб. Дефицит инвестиционных ресурсов составляет 94,1 %.

N п/п	Муниципальные образования	Необходимый объем средств, млн. руб.	Возможный объем средств, млн. руб.	Дефицит инвестиционных ресурсов, %
1	г. Арзамас	1 586,66	96,5	93,9
2	Арзамасский район	880,01	62,5	92,9
3	Балахнинский район	2 201,28	44,5	98,0
4	Борский район	2 075,77	117,8	94,3
5	Богородский район	1 198,78	66,0	94,5
6	Вачский район	544,06	52,7	90,3
7	Варнавинский район	725,97	39,7	94,5
8	Володарский район	1 205,78	79,0	93,5
9	Воротынский район	316,2	44,8	85,8
10	Ветлужский район	201,03	12,5	93,8
11	Выксунский район	1 712,06	87,3	94,9
12	Городецкий район	2 676,56	140,5	94,8
13	Краснобаковский район	619,98	51,4	91,7
14	Кстовский район	996,6	64,5	93,5
15	Кулебакский район	542,11	52,1	90,1
16	Лысковский район	637,82	52,1	91,8
17	Навашинский район	234,54	49,6	78,9
18	Павловский район	241,69	35,7	85,2
19	Первомайский район	139,04	17,2	87,6
20	Перевозский район	305,35	18,4	94,0
21	Починковский район	274,14	16,0	94,2
22	Семеновский район	1 433,99	58,0	96,0
23	Сергачский район	357,26	20,7	94,2
24	Тоншаевский район	289,06	16,7	94,2
25	Тонкинский район	372,74	17,7	95,3
26	Уренский район	472,49	30,6	93,5
27	Чкаловский район	475,09	16,7	96,5
28	Шахунский район	1 467,18	69,1	95,3
29	Шарангский район	312,21	20,3	93,5
	Итого	24 495,45	1 450,6	94,1

Перечень работ по реконструкции исходя из возможного объема средств 1450,6 млн. рублей:

N п/п	Наименование муниципального образования	Реконструкция тепловых сетей, км	Реконструкция котельных, шт.
1	г. Арзамас	8	0
2	Арзамасский район	3	1
3	Балахнинский район	3,5	1
4	Борский район	5,25	2
5	Богородский район	5	0
6	Вачский район	3	0
7	Варнавинский район	1,5	1
8	Володарский район	4	1
9	Воротынский район	1,2	1
10	Ветлужский район	1	0
11	Выксунский район	9	0
12	Городецкий район	6	2
13	Краснобаковский район	2	1
14	Кстовский район	1	2
15	Кулебакский район	2	1
16	Лысковский район	2	1
17	Навашинский район	1,6	1
18	Павловский район	2	0
19	Первомайский район	1,6	0
20	Перевозский район	1,6	0
21	Починковский район	1,1	0
22	Семеновский район	3	1
23	Сергачский район	1,8	0
24	Тоншаевский район	1,5	0
25	Тонкинский район	1,5	0
26	Уренский район	2,5	0
27	Чкаловский район	1,5	0
28	Шахунский район	4	1
29	Шарангский район	1,75	0

Наибольший экономический эффект от возможного вложения средств в объеме 1,45 млрд. рублей для проведения основных работ по реконструкции и модернизации будет состоять в следующем:

- экономия электроэнергии от внедрения ЧРП в котельных может достигать 15 % (до 370,0 тыс. кВт) в год или порядка 1,0 млн. рублей;

- реконструкция котельных с переводом их с печного на местные виды топлива позволит достичь экономии порядка 81,7 млн. рублей в год;

- снижение потерь тепловой энергии в тепловых сетях за счет использования новых технологий при проведении реконструкции (СПЭ и ППУ-изоляция) за период реализации инвестиционных предложений (2009 - 2013 годы) может составить 6,0 тыс. Гкал или порядка 12,0 млн. рублей.

Для выполнения неотложных работ по замене основных производственных фондов необходимо привлечение заемных средств в размере порядка 6123,9 млн. руб. Возможный объем привлечения инвестиционных ресурсов, при котором наблюдается положительный баланс денежных средств для погашения задолженностей, составит 1450,0 млн. руб. Дефицит инвестиционных ресурсов составляет 76,3 %.

N п/п	Наименование муниципального образования	Необходимый объем средств для выполнения неотложных работ, млн. руб.	Возможный объем средств, млн. руб.	Дефицит инвестиционных ресурсов, %
1	г. Арзамас	396,7	96,5	75,7
2	Арзамасский район	220,0	62,5	71,6
3	Балахнинский район	550,3	44,5	91,9
4	Борский район	518,9	117,8	77,3
5	Богородский район	299,7	66,0	78,0
6	Варнавинский район	181,5	39,7	78,1
7	Вачский район	136,0	52,7	61,3
8	Ветлужский район	50,3	12,5	75,1
9	Воротынский район	79,1	44,8	43,4
10	Володарский район	301,5	79,0	73,8
11	Выксунский район	428,0	87,3	79,6
12	Городецкий район	669,1	140,5	79,0
13	Кстовский район	249,2	64,5	74,1
14	Краснобаковский район	155,0	51,4	66,8
15	Кулебакский район	135,5	52,1	61,5
16	Лысковский район	159,5	52,1	67,3
17	Навашинский район	58,6	49,6	15,3
18	Павловский район	60,4	35,7	40,1
19	Перевозский район	76,3	18,4	75,9
20	Первомайский район	34,8	17,2	50,6
21	Починковский район	68,5	16,0	76,6
22	Сергачский район	89,3	20,7	76,8
23	Семеновский район	358,5	58,0	83,8
24	Тонкинский район	93,2	17,7	81,0
25	Тоншаевский район	72,3	16,7	76,9
26	Уренский район	118,1	30,6	74,1
27	Чкаловский район	118,8	16,7	85,9
28	Шахунский район	366,8	69,1	81,2
29	Шарангский район	78,1	20,3	74,0
	Итого	6123,9	1 450,6	76,3

Необходимый и возможный объем средств для выполнения неотложных работ с разбивкой по годам:

млн. руб.

N п/п	Необходимый и возможный объем средств по муниципальным образованиям	Годы					Итого
		2009	2010	2011	2012	2013
1	г. Арзамас
	Возможный объем средств	0,0	4,1	11,2	36,2	45,0	96,5
	Необходимый объем средств	0,0	12,7	34,8	112,7	140,0	300,2
2	Арзамасский район
	Возможный объем средств	2,3	12,1	11,279	11,13	25,73	62,5
	Необходимый объем средств	5,7	30,5	28,4	28,0	64,8	157,5
3	Балахнинский район
	Возможный объем средств	0,6	7,0	5,5	10,9	20,5	44,5
	Необходимый объем средств	6,8	79,5	62,7	123,6	233,1	505,8
4	Богородский район
	Возможный объем средств	2,1	6,2	8,5	17,3	31,8	66,0
	Необходимый объем средств	7,4	21,9	30,2	61,5	112,6	233,7
5	Борский район
	Возможный объем средств	1,1	8,6	13,0	37,4	57,7	117,8
	Необходимый объем средств	3,7	29,3	44,2	127,3	196,5	401,1
6	Варнавинский район
	Возможный объем средств	2,1	8,3	5,1	12,8	11,4	39,7
	Необходимый объем средств	7,5	29,6	18,3	45,6	40,8	141,8
7	Вачский район
	Возможный объем средств	1,0	3,0	14,2	11,3	23,2	52,7
	Необходимый объем средств	1,6	4,7	22,4	17,8	36,7	83,3
8	Ветлужский район
	Возможный объем средств	0,7	1,2	2,9	4,7	3,0	12,5
	Необходимый объем средств	2,1	3,6	8,8	14,3	9,0	37,8
9	Воротынский район
	Возможный объем средств	0,5	8,0	10,1	11,8	14,4	44,8
	Необходимый объем средств	0,4	6,1	7,7	9,1	11,0	34,3
10	Володарский район
	Возможный объем средств	0,7	31,2	40,6	6,5	0,0	79,0
	Необходимый объем средств	2,0	87,8	114,3	18,4	0,0	222,5
11	Выксунский район
	Возможный объем средств	0,0	0,0	0,4	36,2	50,6	87,3
	Необходимый объем средств	0,0	0,0	1,7	141,5	197,5	340,7
12	Городецкий район
	Возможный объем средств	1,3	11,5	27,1	32,1	68,5	140,5
	Необходимый объем средств	4,9	43,3	102,0	120,7	257,7	528,6
13	Кстовский район
	Возможный объем средств	0,0	0,0	32,3	32,3	0,0	64,5
	Необходимый объем средств	0,0	0,0	92,3	92,4	0,0	184,7
14	Краснобаковский район
	Возможный объем средств	0,7	7,0	9,3	17,5	17,0	51,4
	Необходимый объем средств	1,4	14,1	18,6	35,3	34,2	103,6
15	Кулебакский район
	Возможный объем средств	1,2	8,1	8,7	16,2	17,8	52,1
	Необходимый объем средств	1,9	13,0	13,9	26,1	28,5	83,4
16	Лысковский район
	Возможный объем средств	0,0	2,1	10,4	22,6	17,3	52,1
	Необходимый объем средств	0,0	3,4	21,5	46,7	35,8	107,4
17	Навашинский район
	Возможный объем средств	0,6	6,5	7,0	13,8	21,7	49,6
	Необходимый объем средств	0,1	1,2	1,3	2,5	3,9	9,0
18	Павловский район
	Возможный объем средств	0,6	6,3	6,6	15,3	6,9	35,7
	Необходимый объем средств	0,4	4,4	4,6	10,6	4,8	24,7
19	Перевозский район
	Возможный объем средств	0,7	1,0	2,9	7,9	5,9	18,4
	Необходимый объем средств	2,2	3,1	9,2	25,0	18,4	57,9
20	Первомайский район
	Возможный объем средств	0,8	1,5	3,1	6,4	5,4	17,2
	Необходимый объем средств	0,8	1,5	3,2	6,6	5,5	17,6
21	Починковский район
	Возможный объем средств	0,0	0,0	0,0	2,5	13,4	16,0
	Необходимый объем средств	0,0	0,0	0,0	8,3	44,2	52,5
22	Сергачский район
	Возможный объем средств	1,2	8,7	6,5	4,3	0,0	20,7
	Необходимый объем средств	4,1	28,8	21,5	14,1	0,0	68,6
23	Семеновский район
	Возможный объем средств	0,0	0,0	0,0	8,6	49,4	58,0
	Необходимый объем средств	0,0	0,0	0,0	44,6	255,7	300,3
24	Тонкинский район
	Возможный объем средств	0,8	2,1	2,4	6,0	6,4	17,7
	Необходимый объем средств	3,4	9,0	10,3	25,5	27,3	75,5
25	Тоншаевский район
	Возможный объем средств	0,5	5,8	3,1	7,3	0,0	16,7
	Необходимый объем средств	1,8	19,3	10,3	24,2	0,0	55,6
26	Уренский район
	Возможный объем средств	0,0	5,0	3,8	13,2	8,5	30,6
	Необходимый объем средств	0,0	14,3	10,9	37,8	24,4	87,5
27	Чкаловский район
	Возможный объем средств	0,5	3,0	5,6	6,4	1,1	16,7
	Необходимый объем средств	3,2	18,3	34,5	39,4	6,7	102,1
28	Шарангский район
	Возможный объем средств	0,0	6,6	3,3	4,9	5,5	20,3
	Необходимый объем средств	0,0	18,8	9,4	13,8	15,8	57,8
29	Шахунский район
	Возможный объем средств	0,0	0,0	0,0	16,3	52,8	69,1
	Необходимый объем средств	0,0	0,0	0,0	70,3	227,4	297,7
	ИТОГО
	Возможный объем средств	20,0	164,9	255,0	429,9	581,0	1450,6
	Необходимый объем средств	61,5	498,4	737,2	1343,7	2032,4	4673,2

Оценка тарифных последствий создания единой теплоснабжающей компании для потребителей и проведения работ по реконструкции и модернизации энергообъектов теплоснабжающих организаций

Создание единой теплоснабжающей компании на основе консолидации теплоэнергетических активов и проведение работ по реконструкции и модернизации энергообъектов теплоснабжающих организаций позволит снизить затраты на производство и передачу тепловой энергии, в том числе за счет:

- снижения тепловых потерь;

- снижения удельных расходов топлива на выработку 1 Гкал тепловой энергии;

- автоматизации технологического процесса.

Снижение затрат на производство и передачу тепловой энергии позволит снизить ежегодный темп роста тарифов на тепловую энергию для потребителей (в т.ч. для населения).

Согласно Прогнозу социально-экономического развития Российской Федерации на плановый период 2010-2012 гг. предельный максимальный уровень роста тарифов на тепловую энергию для потребителей составит в 2010 году 110 %, в 2011 году - 112-114 %, в 2012 году - 109-111 %. В расчетах темп роста тарифа на тепловую энергию в 2013 году принят на уровне 2012 года.

Создание единой теплоэнергетической компании на основе консолидации теплоэнергетических активов, а также выполнение работ по реконструкции и модернизации в объеме 1450,6 млн. рублей позволит замедлить темп роста тарифа и сохранять данную тенденцию.

В соответствии с используемым видом топлива тарифы на тепловую энергию в муниципальных образованиях за период 2009 - 2013 гг. составят:

1 группа. Расчетный средний тариф на тепловую энергию в муниципальных образованиях, котельные которых преимущественно используют в качестве топлива природный газ:

N п/п	Наименование муниципального образования	Тариф на тепловую энергию, руб./Гкал
		2009	2010	2011	2012	2013
1	г. Арзамас	931,30	1024,43	1157,61	1273,37	1400,70
2	Воротынский район	1751,74	1926,91	2177,41	2395,15	2634,66
3	Сергачский район	1264,78	1391,26	1572,12	1729,33	1902,27
4	Первомайский район	2430,05	2673,05	3020,55	3322,61	3654,87
5	Починковский район	979,34	1077,27	1217,32	1339,05	1472,96
6	Лысковский район	2071,21	2278,33	2574,51	2831,97	3115,16
7	Павловский район	1276,89	1404,58	1587,17	1745,89	1920,48
8	Богородский район	1015,31	1116,84	1262,03	1388,23	1527,06
9	Навашинский район	770,16	847,17	957,30	1053,03	1158,34
10	Выксунский район	1160,18	1276,19	1442,10	1586,31	1744,94
11	Кулебакский район	1835,47	2019,02	2281,49	2509,64	2760,60
12	Вачский район	1683,97	1852,36	2093,17	2302,49	2532,73
13	Борский район	918,95	1010,85	1142,25	1256,48	1382,13
14	Володарский район	1180,83	1298,91	1467,77	1614,54	1776,00
15	Кстовский район	940,44	1034,48	1168,97	1285,86	1414,45
16	Семеновский район	1845,61	2030,17	2294,10	2523,51	2775,86
17	Чкаловский район	1083,43	1191,78	1346,71	1481,38	1629,51
18	Городецкий район	1918,81	2110,69	2385,08	2623,58	2885,94
19	Перевозский район	998,75	1098,63	1241,45	1365,59	1502,15
	Средний тариф	1468,89	1615,78	1825,83	2008,41	2209,25
	Средний тариф с учетом проведения реконструкции и модернизации	1468,89	1615,78	1793,51	1990,80	2189,88

2 группа. Муниципальные образования, котельные которых преимущественно используют в качестве топлива уголь:

N п/п	Наименование муниципального образования	Тариф на тепловую энергию, руб./Гкал
		2009	2010	2011	2012	2013
1	Арзамасский район	1613,74	1775,11	2005,87	2206,46	2427,11
2	Ветлужский район	2071,97	2279,17	2575,46	2833,00	3116,31
3	Краснобаковский район	2004,03	2204,44	2491,01	2740,11	3014,12
4	Тонкинский район	1773,14	1950,45	2204,01	2424,41	2666,86
5	Уренский район	1941,68	2135,84	2413,50	2654,85	2920,34
6	Шарангский район	2370,00	2607,00	2945,91	3240,50	3564,55
7	Шахунский район	1577,02	1734,72	1960,23	2156,26	2371,88
	средний тариф	1907,37	2098,11	2370,86	2607,95	2868,74
	тариф с учетом проведения реконструкции и модернизации	1907,37	2098,11	2328,90	2585,08	2843,59

3 группа. Муниципальные образования, в которых нет преимущественного использования в котельных одного из видов топлива:

N п/п	Наименование муниципального образования	Тариф на тепловую энергию, руб./Гкал
		2009	2010	2011	2012	2013
1	Тоншаевский район	1864,23	2050,65	2317,24	2548,96	2803,86
2	Балахнинский район	1344,41	1478,85	1671,10	1838,21	2022,03
	средний тариф	1604,32	1764,75	1994,17	2193,59	2412,95
	тариф с учетом проведения реконструкции и модернизации	1604,32	1764,75	1958,87	2174,35	2391,79

Ежегодный уровень роста тарифа на тепловую энергию влияет на объем возможных финансовых вложений. Сохранение предельного максимального уровня роста тарифа на тепловую энергию для потребителей на 2010-2013 годы и получение экономического эффекта от создания единой теплоэнергетической компании, а также внедрение инновационных энергосберегающих мероприятий позволит привлечь больший объем финансовых вложений и выполнить дополнительные объемы работ по реконструкции и модернизации теплоэнергетического комплекса Нижегородской области.

3. Реформирование теплоэнергетического комплекса с целью создания
условий для привлечения инвестиционных ресурсов

В настоящее время в Нижегородской области управление теплоэнергетическими активами осуществляется, в подавляющем большинстве, муниципальными унитарными предприятиями. При этом унитарные предприятия не ориентированы (и не мотивированы) на осуществление деятельности с целью получения прибыли. На предприятиях действует административная система управления, не использующая рыночные механизмы. Более того, привлечение долгосрочных инвестиционных ресурсов в муниципальные предприятия, особенно в сложившейся на мировых финансовых рынках ситуации, является маловероятным.

Первостепенной задачей является реформирование теплоэнергетических комплексов, в первую очередь, с целью повышения эффективности их управления, и, во вторую, с целью формирования их инвестиционной привлекательности.

Создание эффективной системы управления теплоэнергетическими активами возможно в результате их консолидации путем приватизации муниципальных теплоэнергетических активов посредством преобразования существующих муниципальных предприятий в открытые акционерные общества (либо создание территориальных акционерных обществ посредством внесения в уставный капитал муниципальных теплоэнергетических активов) и, в дальнейшем, создание на базе территориальных теплоэнергетических акционерных обществ объединенного открытого акционерного общества - Теплоснабжающей Компании Нижегородской области.

Создание Теплоснабжающей Компании Нижегородской области ставит перед собой следующие цели:

осуществление функций управляющей компании в период реформирования теплоэнергетического комплекса;

аренда или концессия теплоэнергетических активов на конкурсной основе;

консолидация теплоэнергетических активов Нижегородской области для создания эффективной системы управления и привлечения инвестиционных ресурсов.

Создание Теплоснабжающей Компании Нижегородской области предлагается осуществить в четыре этапа.

Этап 1 - регистрация Теплоснабжающей Компании Нижегородской области в форме открытого акционерного общества (ориентировочно 2,5 месяца до начала финансово-хозяйственной деятельности).

На данном этапе предусматривается регистрация Теплоснабжающей Компании Нижегородской области в форме открытого акционерного общества с минимальным размером уставного капитала (100 тыс. рублей).

Созданная Теплоснабжающая Компания Нижегородской области на этапе реформирования на конкурсной основе может принимать в аренду муниципальные теплоэнергетические активы, а также выполнять функции корпоративного центра, осуществляющего сопровождение процедур акционирования муниципальных теплоэнергетических предприятий Нижегородской области.

Этап 2 - приватизация теплоэнергетических активов муниципальных образований.

Данный этап возможно осуществить двумя способами приватизации, предусмотренными действующим законодательством:

Этап 2.1 - реорганизация муниципальных унитарных предприятий в форме преобразования в акционерные общества (ориентировочно 7,5 месяца).

Указанный способ приватизации рекомендуется в тех муниципальных образованиях, в которых теплоэнергетическое имущество находится в хозяйственном ведении муниципальных унитарных предприятий (в данном случае необходимо отметить, что у кредиторов муниципальных унитарных предприятий возникает право требования досрочного погашения кредиторской задолженности, в том числе и текущей).

Этап 2.2 - создание акционерных обществ в муниципальных образованиях Нижегородской области путем внесения в уставный капитал теплоэнергетических активов, находящихся в казне муниципальных образований (ориентировочно 7 месяцев).

Приватизация путем создания открытого акционерного общества на базе муниципальных теплоэнергетических активов рекомендуется для муниципальных образований в случае, если такое имущество находится в казне муниципального образования и не передано в хозяйственное ведение муниципального унитарного предприятия.

Этап 3 - консолидация теплоэнергетических активов на базе Теплоснабжающей Компании Нижегородской области (ориентировочно 10 месяцев).

На данном этапе предлагается осуществить реорганизацию в форме присоединения образованных на втором этапе открытых акционерных обществ (далее - открытые акционерных общества) к Теплоснабжающей Компании Нижегородской области.

В результате такой реорганизации уставной капитал Теплоснабжающей Компании Нижегородской области будет распределен между муниципальными образованиями, Нижегородской областью и стратегическими инвесторами в соответствии с коэффициентами конвертации, определяемыми на основании оценочной стоимости акций всех участвующих в реорганизации открытых акционерных обществ.

В результате реорганизации в форме присоединения открытых акционерных обществ к Теплоснабжающей Компании Нижегородской области достигается цель создания в Нижегородской области капитализированной единой теплоснабжающей компании, способной в дальнейшем осуществлять эффективное управление теплоэнергетическим комплексом Нижегородской области и, используя рыночные механизмы, привлекать инвестиционные средства.

Систему управления теплоэнергетическими активами, технологическими и производственными процессами предлагается осуществить через создание в рамках Теплоснабжающей Компании Нижегородской области филиальной структуры. При этом деятельность филиалов Теплоснабжающей Компании Нижегородской области будет осуществляться в пределах границ соответствующих муниципальных районов и городских округов Нижегородской области. В отдельных случаях возможно создание филиала, осуществляющего свою деятельность в пределах нескольких муниципальных районов.

Филиальная сеть Теплоснабжающей Компании Нижегородской области позволит устанавливать (в случае принятия соответствующего решения региональной службой по тарифам Нижегородской области) в соответствии с пунктом 29.5 методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденных приказом Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 года N 20-э/2, дифференцированные по муниципальным образованиям тарифы на тепловую энергию.

Этап 4 - увеличение уставного капитала Теплоснабжающей Компании Нижегородской области путем проведения дополнительной эмиссии с целью привлечения инвестиционных средств (ориентировочно 4,5 месяца).

Данный этап предусматривает привлечение инвестиционных средств путем размещения дополнительного выпуска акций Теплоснабжающей Компании Нижегородской области посредством открытой либо закрытой подписки либо путем размещения доходных ценных бумаг (облигаций).

В целях оптимального привлечения стратегических долевых инвестиций необходимо проведение тщательного эмиссионного планирования и разработки документации, регламентирующей участие инвесторов в капитале Теплоснабжающей Компании Нижегородской области при условии сохранения за Нижегородской областью, либо Нижегородской областью и муниципальными образованиями права контроля над финансово-хозяйственной деятельностью Теплоснабжающей Компании Нижегородской области. С этой целью непосредственно перед проведением дополнительного выпуска акций целесообразно тщательно сформулировать элементы эмиссионного планирования, такие как:

а) привлекаемый объем инвестиций;

б) структура эмиссии (открытая, закрытая подписка);

в) независимая оценка эмиссионной цены (цены размещения) дополнительно выпускаемых обыкновенных акций;

г) определение объемов дополнительной эмиссии (с учетом эмиссионной цены и избранного способа обеспечения контроля над финансово-хозяйственной деятельностью организации со стороны Нижегородской области и муниципальных образований).

4. Выводы

В настоящее время теплоэнергетическое оборудование и системы теплоснабжения обследованных муниципальных образований Нижегородской имеют физический износ по официальной информации 60-70 %, фактический износ выше, что приводит к снижению надежности при эксплуатации энергообъектов.

Необходимо принятие кардинальных решений по реконструкции и модернизации источников тепловой энергии и тепловых сетей в ближайшее время, так как текущие затраты на ремонтно-восстановительные работы затраты могут превысить плановые объемы по реконструкции объектов теплоснабжения.

Консолидация теплоэнергетических активов путем их акционирования и создания на их основе Теплоснабжающей Компании Нижегородской области позволит создать эффективную систему управления теплоэнергетическими активами.

Требуется завершить государственную регистрацию прав муниципальных образований на объекты теплоэнергетического комплекса.

Образование теплоснабжающей компании в виде открытого акционерного общества позволит осуществлять эмиссионное планирование в целях привлечения инвестиций посредством инструментов фондового рынка (акции, облигации) для целей финансирования инвестиционной и производственных программ теплоэнергетического комплекса Нижегородской области.