2. Специальная часть

2. Специальная часть

2.1. Состояние схемы тепловых сетей ОАО "Волжская ТГК" и анализ резерва тепловой мощности теплоисточников: СарГРЭС, СарТЭЦ-1, СарТЭЦ-2, СарТЭЦ-5 в г. Саратове

До 2005 года система теплоснабжения города включала в себя:

- централизованное теплоснабжение от ТЭС ОАО "Саратовэнерго" с транспортом тепла через магистральные тепловые сети "Саратовских тепловых сетей" (филиал ОАО "Саратовэнерго") и распределительные (квартальные) муниципальные тепловые сети;

- централизованное теплоснабжение от более чем двухсот отопительных котельных различной принадлежности с транспортом тепла через локальные тепловые сети, примыкающие к котельным;

- децентрализованное теплоснабжение (подомовое) от домовых котельных или отопительных печей.

С конца 2005 года по соглашению с городской администрацией ОАО "Саратовэнерго" приняло в эксплуатацию 175 отопительных котельных вместе с примыкающими к ним распределительными тепловыми сетями. В настоящее время в собственности ОАО "Волжская ТГК" находится 38 котельных и 154 котельных на правах пользования мощностью 833,63 Гкал/час. Кроме того, в эксплуатацию ОАО "Саратовэнерго" были переданы распределительные (квартальные) сети, примыкающие к магистральным тепловым сетям филиала "Саратовские тепловые сети". С 01.01.06 г. в результате реформирования электроэнергетики электростанции и тепловые сети ОАО "Саратовэнерго" вошли в состав ОАО "Волжская ТГК".

Удельная норма обеспеченности общей площадью жилья на одного человека в г. Саратове - 22 м2. Объем жилищного строительства в последние годы составил около 600 тыс. м2/год, или 0,75 м2/чел. год.

На основании статистических данных и проведенного анализа за отопительный период 2007 г. расчетная тепловая нагрузка от центральных источников (при средней нагрузке на горячее водоснабжение) с горячей водой по всем теплоисточникам составляет 1694,9 Гкал/час:

СарГРЭС - 404 Гкал/час;

ТЭЦ-1 - 125 Гкал/час;

ТЭЦ-2 - 416,2 Гкал/час;

ТЭЦ-5 - 749,7 Гкал/час.

Оценены предельные возможности теплоисточников по отпуску тепла и горячей воды при установленном основном оборудовании (QустГВ). Они составили 2707,5 Гкал/час, в том числе по каждому источнику:

СарГРЭС - 475 Гкал/час;

ТЭЦ-1 - 258 Гкал/час;

ТЭЦ-2 - 747 Гкал/час;

ТЭЦ-5 - 1227,5 Гкал/час.

Сопоставления подключенной тепловой нагрузки и возможностей станций по отпуску тепла и горячей воды представлены в таблице 2.

Табл. 2

Тепловая нагрузка станций

Наименование источника	Расчетная присоединенная тепловая нагрузка (сезон 2007) Qподкл(факт), Гкал/час	Предельная тепловая мощность станции по гор. воде Q_уст(ГВ), Гкал/час	Располагаемая тепловая по гор. воде Q_уст(ГВ), Гкал/час нагрузка (без выполнения доп. мероприятий на ТЭЦ), Гкал/час
СарГРЭС	404	475	435
ТЭЦ-1	125	258	150
ТЭЦ-2	416,2	747	510
ТЭЦ-5	749,7	1227,5	1063
Итого	1694,9	2707,5	2158

Анализ работы теплоисточников выявил разрывы между установленной и располагаемой тепловой мощностью по отпуску тепла с горячей водой. Это в разной степени характерно для всех теплофикационных установок (далее - ТФУ):

- Саратовская ГРЭС. Разрыв мощности станции составляет 40 Гкал/час и обусловлен особенностями гидравлической схемы станции и ограничен Q_max водогрейных котлов (далее - ВК).

- ТЭЦ-1. Разрыв мощности по котельной составляет 108 Гкал/час и обусловлен недостаточностью поверхности нагрева пиковых бойлеров.

- ТЭЦ-2. Разрыв мощности по котельной составляет 237 Гкал/час и обусловлен особенностями гидравлической схемы станции и неработоспособностью водогрейных котлов.

- ТЭЦ-5. Разрыв мощности по станции составляет 164,5 Гкал/час и обусловлен особенностями гидравлической схемы ТФУ и ограничением максимальной нагрузки водяных котлов.

На базе источников тепла сформирована существующая система магистральных и распределительных тепловых сетей, обеспечивающая транспорт тепла к потребителям. Сети в городе выполнены по кольцевой схеме, соединены перемычками.

Анализ работы существующих тепловых сетей от ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ГРЭС показал, что пропускная способность существующих магистральных трубопроводов в тепловых сетях обеспечивает пропуск фактических расходов сетевой воды, потери давления, в основном, не превышают нормативных значений. Удельное сопротивление головного участка 1 магистрали СарТЭЦ-5 значительно превышает нормативное значение.

Характеристика режима работы тепловых сетей.

Тепловые сети от ТЭЦ-1. На конечных участках тепломагистралей (У-290-148 и центральный тепловой пункт (далее - ЦТП) Отрадная располагаемый перепад давления имеет предельно малые величины. В данных районах потребители подключены по "независимой" схеме, так как находятся в зоне высокого давления в обратном трубопроводе.

Тепловые сети от ТЭЦ-2. Основными проблемами на конечных участках являются повышенные значения давления в обратном трубопроводе (5,5 кгс/см) по ул. Азина В.М., ул. Васильковской и предельно малые располагаемые напоры у потребителей, расположенных на отдельных хвостовых участках теплосети.

Тепловые сети от ТЭЦ-5. Запас по пропускной способности тепловых сетей не превышает 2000 т/час и связан с объективной полной загруженностью головного участка 1-й магистрали. Тепловые сети за насосными станциями N 6, N 3 имеют значительные резервы. Имеются ответвления от основных магистралей, пропускная способность которых исчерпана из-за малых перепадов давления в концевых участках.

Тепловые сети от ГРЭС. На большинстве путей и выводов имеют место малые перепады давления в хвостовых участках. При этом потери давления по трассам не превышают расчетных значений. Причиной этого является малый перепад давлений на выводах теплоисточника (равен 5 кгс/см), который не может быть радикально увеличен из-за особенностей ГРЭС. Вывод N 3 перегружен. Подключение новых потребителей к нему вызовет необходимость реконструкции насосных станций N 4, N 5.

Более подробно состояние схемы тепловых сетей ОАО "Волжская ТГК" и анализ резерва тепловой мощности теплоисточников (СарГРЭС, СарТЭЦ-1, СарТЭЦ-2, СарТЭЦ-5) приводится в приложении N 1 к настоящей программе.

2.2. Прогноз прироста подключенных тепловых нагрузок на ТЭЦ и тепловых сетях ОАО "Волжская ТГК" до 2013 г.

Прогноз прироста тепловых нагрузок по г. Саратову составлялся до 2013 года. Для выполнения работы использованы следующие исходные данные и материалы:

- фактически сложившийся прирост тепловых нагрузок по каждому теплоисточнику и каждой тепломагистрали отдельно за период с 2002 по 2008 г.;

- данные Федеральной службы государственной статистики по Саратовской области (численность населения, объекты жилищного строительства);

- данные комитета по архитектуре и градостроительству администрации г. Саратова (объем застройки г. Саратова на 2009-2013 гг.);

- Генеральный план города Саратова;

- постановление главы администрации города Саратова от 16.06.2008 N 784.

Фактический прирост подключенной тепловой нагрузки по централизованным источникам г. Саратова по данным ОАО "Волжская ТГК" на основании выданных согласований на подключение тепловых нагрузок за период 2002-2008 гг. составил 74,6 Гкал/час (табл. 3).

Табл. 3

Прирост тепловых нагрузок

Теплоисточник и тепломагистраль	Прирост тепловых нагрузок, Гкал/час							Итого за 2002-2008 гг.
	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Саратовская ГРЭС	3,5	2,5	2,5	3,3	1,9	0,8	1,4	15,9
в том числе по тепломагистралям
1-й тепловывод	0	0	0	0	0,7	0	0,4	1,1
2-й тепловывод	0	0	0	0,3	0	0,8	0	1,1
3-й тепловывод	1,6	2,5	2,3	1,3	0	0	0,1	7,8
4-й тепловывод	1,9	0	0,2	1,7	1,2	0	0,9	5,9
Саратовская ТЭЦ-1	0	0,1	0,7	0	0	0	1,6	2,4
в том числе по тепломагистралям
1-й тепловывод	0	0,1	0	0	0	0	1,6	1,7
2-й тепловывод	0	0	0,7	0	0	0	0	0,7
Саратовская ТЭЦ-2	1,4	3,6	1,1	2	1,4	0,5	4	14
в том числе по тепломагистралям
1-й тепловывод	1,4	1,9	0,8	2	0	0,5	0	6,6
2-й тепловывод	0	1,7	0,3	0	1,4	0	4	7,4
Саратовская ТЭЦ-5	7,3	5,5	4,5	1,7	5,2	7,4	10,7	42,3
в том числе
1-й тепловывод	7,3	5,5	3,6	1,7	1,9	2,5	9,3	31,8
5-й тепловывод	0	0	0,9	0	3,3	4,9	1,4	10,5
Итого по городу	12,2	11,7	8,8	7	8,5	8,7	17,7	74,6

Среднегодовая величина прироста подключенной нагрузки за прошедший период составила 10,7 Гкал/час. При сохранении среднегодового темпа прироста тепловых нагрузок на этом же уровне к 2013 г. нагрузка на централизованные источники теплоснабжения ОАО "Волжская ТГК" повысилась бы на величину порядка 74,6 Гкал/час.

Вместе с тем, на основании утвержденного Генерального плана города Саратова, постановления главы администрации города Саратова от 16.06.2008 N 784, данных по перспективной застройке города, полученных из комитета по архитектуре и градостроительству администрации города Саратова (письмо N 1059/09 от 05.11.08 г. (табл. 4), а также с учетом нагрузки от закрываемых котельных в таблице 6 представлен прирост нагрузки (Q_подкл) по городу Саратову по годам, Гкал/час.

Отмечаем, что перевод котельных на централизованное теплоснабжение осуществляется за счет собственных средств ОАО "Волжская ТГК".

Согласно СНиП 2.04.07-86 "Тепловые сети": тепловые потоки при отсутствии проектов отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий и сооружений определяются:

для жилых районов городов и других населенных пунктов - по формулам:

а) максимальный тепловой поток, Вт, на отопление жилых и общественных зданий

                        Q     = q_0A (1 + k );

                         omax              1

б) максимальный тепловой поток, Вт, на вентиляцию общественных зданий

                          Q      = k  k  q  A;

                           vmax     1  2  0

в) средний тепловой поток, Вт, на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий

                              Q m = q m,

                               h     h

где:

k   - коэффициент,     учитывающий    тепловой    поток  на     отопление

 1    общественных зданий; при отсутствии данных следует принимать равным

      0,25;

k   - коэффициент,  учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных

 2    зданий;  при  отсутствии  данных   следует   принимать  равным: для

      общественных   зданий,   построенных   до   1985 г. - 0,4,    после

      1985 г. - 0,6;

m   - число человек, пользующихся горячим водоснабжением;

q   - укрупнённый   показатель  среднего  теплового  потока  на   горячее

 h    водоснабжение на 1-го человека (Вт);

q   - укрупнённый показатель максимального теплового потока  на отопление

 0    жилых зданий на 1 м2 общей площади жилья (приложение 2), Вт;

А   - общая площадь S жилых зданий, м2.

Для определения тепловой нагрузки на отопление перспективных объектов жилищного назначения используем следующие формулы:

                            q  = 84 Bm/м2;

                             h

                       Q     = q_0 A (1 + k_1) = 84A;

                        omax

                              Q m = q m 334m;

                               h     h

используем коэффициент 2, 4.

Из расчета того, что на 1 человека приходится 22 м2 (письмо N 1098/010 от 18.11.2008 г. комитета по архитектуре и градостроительству)

                              m = A/22 м2

            Сигма Q  = Q     + Q m = 84A + 36,44А = 120,44А

                   ж    omax    h

Известно, что 1 Гкал/ч = 1163000 Вт, таким образом, общая тепловая нагрузка для перспективных объектов жилищного назначения составляет:

     Сигма Q  = 120,44А = 120,44 х 440190/1163000 Вт = 149,16 Гкал/ч

            ж

Для определения тепловой нагрузки на отопление перспективных объектов социального назначения, а также административно-бытовых объектов, торговых помещений используем следующие формулы:

     q  = 84 Вт/м2

      h

     Q     = q A (1 + K  ) = 84A х 1,25 = 105А

      omax    0        1

     Q     = k  k  q  A = 15,75 А

      vmax    1  2  0

     Q m = q  m = 73m - для детских садов (СНиП 2.04.01-85*);

      h     h

     Q  m = q  m = 10m - для школ (СНиП 2.04.01-85*);

      h      h

     Q  m = q  m = 189m - для объектов торговли(СНиП 2.04.01-85*);

      h      h

     Q  m = q  m = 15m - для     объектов        административно-делового

      h      h           назначения (СНиП 2.04.01-85*).

Используем коэффициент - 2,4 для определения максимального теплового потока.

     m = A/22 м2

     Сигма Q       = Q     + Q     + Q m = 105A + 15,75A + 7,96A = 128,71A

            детсад    omax    vmax    h

     - для детских садов;

     Сигма Q     = Q     + Q     + Q m = 105A + 15,75A + 1,09A = 121,84A

            школ    omax    vmax    h

     - для школ

     Сигма Q     = Q     + Q     + Q m = 105A + 15,75A + 20,62A = 141,37A

            торг    omax    vmax    h

     - для объектов торговли

     Сигма Q        = Q     + Q     + Q m = 105A + 15,75A + 1,646A =

            адм-быт    omax    vmax    h

     = 122,39A - для объектов административно-бытовых.

Общая тепловая нагрузка перспективных объектов социального назначения, а также административно-бытовых объектов, торговых помещений составляет:

     Сигма Q    = 128,71А = 128,71 х 59220 / 1163000 Вт = 6,55 Гкал/ч

            д/с

     Сигма Q      = 121,84А = 121,84 х 51040 / 1163000 Вт = 5,36 Гкал/ч

            школы

     Сигма Q     = 141,37А = 141,37 х 250730 / 1163000 Вт = 30,47 Гкал/ч

            торг

     Сигма Q    = 122,39А = 122,39 х 107460 / 1163000 Вт = 11,30 Гкал/ч

            а/д

Результаты расчетов представлены в таблице 5.

Табл. 4

Застройка г. Саратова 2009-2013 гг., тыс. м2

Объекты строительства	Период строительства					Всего
	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.
Жилищное строительство	238,00	248,63	311,31	354,25	288,00	1440,19
Объекты социального назначения, в т.ч.	10,17	21,83	21,83	28,22	28,22	110,27
детские сады	10,17	9,07	9,07	15,46	15,46	59,22
школы	0,00	12,76	12,76	12,76	12,76	51,04
Объекты торговли и адм.-делового назначения, в т.ч.	92,50	78,92	78,92	55,55	52,30	358,19
объекты торговли	64,75	55,24	55,24	38,89	36,61	250,73
адм.-деловые	27,75	23,68	23,68	16,665	15,69	107,46
Итого	340,67	349,38	412,05	438,02	368,52	1908,64

Табл. 5

Общий прирост тепловой нагрузки по г. Саратову 2009-2013 гг., Гкал/ч

Объекты строительства	Прирост тепловой нагрузки, Гкал/ч					Всего
	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.
Жилищное строительство	24,65	25,75	32,24	36,69	29,83	149,16
Объекты социального назначения, в т.ч.	1,13	2,34	2,34	3,05	3,05	11,91
детские сады	1,13	1,00	1,00	1,71	1,71	6,55
школы	0,00	1,34	1,34	1,34	1,34	5,36
Объекты торговли и адм.-делового назначения, в т.ч.	10,79	9,2	9,2	6,48	6,1	41,77
объекты торговли	7,87	6,71	6,71	4,73	4,45	30,47
адм.-деловые	2,92	2,49	2,49	1,75	1,65	11,30
Итого	36,57	37,29	43,78	46,22	38,98	202,84

Табл. 6

Прирост нагрузки по городу Саратову

Теплоисточник	Прогнозируемый прирост нагрузки, ГГкГкал/час*					Итого
	2009	2010	2011	2012	2013
Саратовская ГРЭС	5,85/5,4	6,38/5	9,7/-	8,0/-	5,1/-	35,03/10,4
Саратовская ТЭЦ-1	1,2/2,4	3,61/-	9,43/-	7,88/-	4,4/-	26,52/2,4
Саратовская ТЭЦ-2	2,3/1,5	2,71/-	2,46/-	3,4/-	4,9/-	15,77/1,5
Саратовская ТЭЦ-5	27,22/10	24,59/8	22,19/20	26,94/32	24,58/-	125,52/70
Всего, Гкал/час	36,57/19,3	37,29/13	43,78/20	46,22/32	38,98/-	202,84/84,3

Примечание: в графах "Прирост" в числителе дан прирост нагрузки от новых потребителей, в знаменателе - прирост нагрузки от существующих потребителей закрываемых котельных.

Следует отметить, что одним из направлений развития теплоснабжения г. Саратова является перевод тепловых нагрузок потребителей муниципальных котельных на централизованные теплоисточники по г. Саратову, что отражено в разделе "Теплоснабжение" Генерального плана города Саратова, утвержденного 28.02.2008.

Предпосылками реализации данного проекта являются:

технические причины реализации проекта:

- большой физический износ оборудования котельных.

Экономические причины реализации проекта:

- переключение на сети ТЭЦ суммарной нагрузки котельных;

- снижение стоимости Гкал/ч;

- повышение срока службы трубопровода теплосети за счет применения новых технологий;

- снижение затрат на эксплуатацию за счет применения шаровой арматуры;

- снижение тепловых потерь за счет применения пенополиуретановой изоляции (далее - ППУ изоляция).

Социальные причины реализации проекта:

- повышение надёжности теплоснабжения потребителей и, как следствие, доверия к поставщику тепловой энергии.

Экологические причины реализации проекта:

- снижение уровня загрязненности окружающей среды в черте города.

2.3. Методика и выбор схемных решений, технических мероприятий в тепловых сетях и на энергоисточниках ОАО "Волжская ТГК" в г. Саратове

Разработка схемы теплоснабжения предполагает такие изменения инфраструктуры теплоснабжения как строительство новых теплоисточников, ввод нового теплогенерирующего оборудования на существующих источниках, строительство новых тепловых магистралей. Это требует как больших капиталовложений, так и продолжительного времени для реализации принятых решений.

Инвестиционная программа предполагает увеличение тепловой нагрузки за счет использования имеющихся резервов теплоисточника при минимальных затратах на реконструкцию и техперевооружение, что требует разработки новых методологических подходов, в основу которых должен быть положен принцип ликвидации технических ограничений в общем технологическом цикле теплоисточника и в тепловых сетях.

В процессе разработки программы определена (см. приложение N 1 к настоящей программе) установленная (предельная) тепловая мощность теплоисточников по отпуску тепла с горячей водой Q_уст(ГВ), исходя из возможностей имеющегося основного оборудования, генерирующего тепловую энергию (энергетические и водогрейные котлы). Также из анализа работы ТФУ теплоисточников были определены их располагаемые тепловые мощности (Q_расп). Разность между Q_уст(ГВ) и Q_расп составляют разрывы тепловой мощности.

Перспективная нагрузка, присоединяемая к теплоисточнику до 2013 г. (Q_2013), сопоставлялась с Q_уст(ГВ) и Q_расп. В случае если Q_2013 < Q_расп, мероприятия по увеличению тепловой мощности станции не предусматриваются. Если Q_расп < Q_2013 < Q_уст(ГВ), разрабатываются мероприятия по сокращению разрывов мощности. В основном эти мероприятия предусматривают увеличение возможностей ТФУ по гидравлике. В случае если Q_2013 < Q_расп, рассматривается режим работы станции при максимально возможном зимнем режиме. При обеспечении максимальной температуры подаваемой сетевой воды 110°С (работа по температурному графику 130/70 со срезкой) считается возможным подключение к теплоисточнику дополнительной нагрузки. Мероприятия при этом нацелены на обеспечение работы ТФУ с требуемым гидравлическим режимом по давлению и расходу сетевой воды.

В приложении N 1 к настоящей программе были выявлены "узкие места" тепловых сетей с неудовлетворительным или предельным гидравлическим режимом. Для прогнозирования прироста тепловой нагрузки теплоисточника был применен метод многофакторного анализа. После этого был выполнен расчет гидравлического режима тепловых сетей с дополнительными присоединенными нагрузками. С учётом длительности срока службы тепловых сетей расчеты выполнялись на всю перспективную нагрузку до 2013 года. При этом количество "узких мест" в тепловых сетях увеличилось.

При разработке организационно-технических мероприятий по реконструкции оборудования и трубопроводов тепловых сетей использовались следующие принципы:

- минимизация затрат на реконструкцию;

- возможность увеличения перепада давления на выводах теплоисточников;

- увеличение диаметров трубопроводов на участках сетей, примыкающих к узкому месту;

- монтаж перемычек между магистралями с целью использования резервных возможностей соседних магистралей;

- увеличение диаметров головных участков магистралей.

Прокладка новых ответвлений от магистралей предусматривается только для предполагаемого строительства компактных районов новой застройки.

После определения перечня необходимых мероприятий по тепловым сетям, минимизированных по затратам, были выполнены необходимые гидравлические расчеты и построены пьезометрические графики тепловых сетей с учетом перспективных нагрузок (приложение N 2 к настоящей программе).

Более подробно методика и выбор схемных решений, технических мероприятий в тепловых сетях и на энергоисточниках ОАО "Волжская ТГК" в г. Саратове, а также предложения по техническим и организационным мероприятиям рассмотрены в приложении N 2 к настоящей программе.

2.4. Предложения по техническим и организационным мероприятиям

Для достижения целей ИПР требуется изменение режима работ теплоисточников за счет выполнения на них ряда технических и организационных мероприятий:

Саратовская ГРЭС.

Перспективные нагрузки СарГРЭС составляют:

                         2013

                        Q     = 432,11 Гкал/час.

                         расч

При Q_уст(ГВ) = 475 Гкал/час и Q_расп = 435 Гкал/час, т.е. пропускная способность сетей ТЭЦ близка к предельной. Необходимо выполнение технических мероприятий по использованию потенциальных резервов. В результате анализа работы ТФУ (приложение N 1 к настоящей программе) был выявлен ряд "узких мест" ТФУ, в том числе:

- недостаток поверхности нагрева бойлеров;

- наличие сетевых насосов с различными характеристиками;

- наличие "узких мест" в системе трубопроводов ТФУ.

Для увеличения располагаемой тепловой мощности СарГРЭС предлагается выполнить техперевооружение ТФУ в объеме:

- замена 4-х сетевых насосов типа СЭ-800-100 на СЭ-1250-140-8, что позволит повысить располагаемый перепад давлений на коллекторах ГРЭС;

- установка дополнительно еще одного основного бойлера БО-10 типа БО-350 тепловой производительностью 32,5 Гкал/час. Это мероприятие реализует запас тепловой мощности по пару Р = 1,2 - 2,5 ата турбин и энергокотлов;

- замена участка напорного коллектора СН между задвижками Т-177 и Т-177а диаметра 426 x 7 с увеличением диаметра до 820 x 9. Данное мероприятие позволит снизить внутристанционные потери напора, а также увеличить надежность работы ТФУ из-за расширения возможности распределения нагрузок между сетевыми насосами первой и второй бойлерных;

- замена сетевых трубопроводов (магистрали бойлеров 1, 2, 9 и 3, 4) с увеличением их диаметров с диаметра 475 x 8 до диаметра 630 x 8. Данное мероприятие позволит снизить внутристанционные потери напора, а также более равномерно распределить расходы сетевой воды между группами бойлеров, оптимизировать их тепловую нагрузку;

- замена участка сетевого трубопровода помимо тепловых водогрейных котлов с увеличением диаметра до диаметра 820 x 9 позволит снизить внутристанционные потери напора в режиме с отключенным по воде ПВК.

Саратовская ТЭЦ-1

Перспективная расчетная нагрузка ТЭЦ-1 составит:

                           2013

                          Q     = 140,94 Гкал/час

                           расч

При этом Q_уст(ГВС) = 258 Гкал/час и Q_расп = 150 Гкал/час, т.е. пропускная способность сетей ТЭЦ близка к предельной. Необходимо выполнение технических мероприятий по использованию потенциальных резервов. Анализ работы сетей от СарГРЭС показал (приложение N 1 к настоящей программе), что магистраль N 3 от СарГРЭС перегружена и при дальнейшем нагружении потребуется реконструкция НС-4,5. При оценке перспективы работы тепловых сетей было признано целесообразным перебросить часть нагрузки (~23 Гкал/час) с СарГРЭС на СарТЭЦ-1.

В приложении N 1 к настоящей программе изложены "узкие места" ТФУ в том числе:

- недостаток поверхности нагрева пиковых бойлеров;

- пониженная надежность из-за наличия одного общего вывода теплосети по территории ТЭЦ.

Для увеличения располагаемой мощности СарТЭЦ-1 и повышения надежности теплоснабжения потребителей предлагается выполнить техперевооружение ТФУ, в том числе:

- установить дополнительный пиковый бойлер ПСВ-315-14-23 на месте демонтированного подогревателя высокого давления (ПВД);

- выполнить разделение тепловыводов станции, предлагается монтаж перемычек от выходного коллектора пиковых бойлеров до магистрали "Улеши", минуя пиковые водогрейные котлы;

- выполнить секционирование внутристанционной схемы ТФУ.

Саратовская ТЭЦ-2

Перспективная расчетная нагрузка СарТЭЦ-2 составит:

                            2013

                           Q     = 428,97 Гкал/час

                            расч

При этом Q_уст(ГВС) = 747 Гкал/час и Q_расп = 510 Гкал/час, т.е. пропускная способность сетей ТЭЦ близка к предельной. Необходимо выполнение технических мероприятий по использованию потенциальных резервов. Одним из возможных решений по увеличению пропускной способности сетей может быть увеличение давления р1 на выводах станции. Для возможности реализации этого решения необходима ликвидация "узкого места" в схеме ТФУ, а именно ограничения по давлению в трубной системе бойлеров I ступени нагрева Бу-2, Бу-3.

Для повышения надежности и качества теплоснабжения потребителей предлагается выполнить техперевооружение ТФУ, в том числе:

- заменить существующие четыре бойлера I ступени нагрева БУ-2,3 на четыре бойлера типа ПСВ-315-14-23 с давлением в трубной системе 23 кгс/см2;

- заменить конденсатные насосы заменяемых бойлеров на соответствующие новые.

Саратовская ТЭЦ-5

С учетом прекращения теплоснабжения совхоза "Весна" перспективная нагрузка СарТЭЦ-5 составит:

                         2013

                        Q     = 892,38 Гкал/час

                         расч

При этом Q_уст(ГВС) = 1227 Гкал/час и Q_расп = 1063 Гкал/час.

По этим данным возможности ТЭЦ обеспечивают присоединение перспективных нагрузок. В то же время анализ работы ТФУ (приложение N 1 к настоящей программе) выявил ряд "узких" мест, влияющих на надежность теплоснабжения, в том числе:

- недостаточный резерв по сетевым насосам водогрейной котельной;

- ограничение максимальной нагрузки водогрейных котлов ПТВМ-180 из-за заноса конвективной части котлов;

- невозможность плавного изменения расхода воды через ПСГ энергоблоков и через водогрейную котельную;

- возможность перехода сетевых насосов энергоблоков в кавитационный режим;

- пониженная надежность работы баков-аккумуляторов из-за низкой ремонтопригодности насосной и недостаточного резерва по насосам.

Для обеспечения надежной работы ТФУ СарТЭЦ-5 предлагается выполнить следующие мероприятия:

- заменить один сетевой насос СЭ-2500-180 на водогрейной котельной на насос типа СЭ-5000-180;

- выполнить модернизацию водогрейного котла ПТВМ-180 ст. N 2 в части изменения конструкции конвективной части;

- выполнить монтаж регулируемого привода сетевых насосов ЭБ NN 1, 2, 3, 4 и пикового водогрейного котла (далее - ПВК), т.е. установить гидромуфты на одном из двух насосов каждого энергоблока и одном насосе СЭ-2500-180 насосной водогрейной котельной для реализации плавного регулирования расхода групп насосов;

- переключить подогреватель сетевой горизонтальный (далее - ПСГ) энергоблоков на двухходовую схему с сохранением максимального расхода воды через ПСГ q_max = 4500 т/час; данное мероприятие выполнить за счет собственных средств;

- выполнить техперевооружение насосной станции баков-аккумуляторов с расширением здания насосной, установкой третьего насоса и установкой необходимых для ремонта грузоподъемных механизмов.

Кроме реализации вышеуказанных мероприятий на энергоисточниках, требуется также проведение ряда работ на тепловых сетях.

Более подробно предложения по техническим и организационным мероприятиям на энергоисточниках и на тепловых сетях ОАО "Волжская ТГК" в г. Саратове, а также обоснование их достаточности и оптимальности приведены в приложении N 52 к настоящей программе.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду приложение N 2 к настоящей программе

2.5. Перечень, сроки, последовательность выполнения мероприятий на тепловых сетях и на энергоисточниках ОАО "Волжская ТГК". Стоимость Инвестиционной программы до 2013 г.

В рамках исполнения положений Федерального закона от 30.12.2004 N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса" предлагается принять период тарифного регулирования на 5 лет с 2009 по 2013.

Предложения ОАО "Волжская ТГК" по формированию величин тарифов на присоединение к тепловым сетям и надбавки к тарифу в рамках инвестиционной программы ОАО "Волжская ТГК" по развитию системы теплоснабжения г. Саратова разработаны на основе данных "Инвестиционной программы ОАО "Волжская ТГК" по развитию системы теплоснабжения г. Саратова на период 2007-2012 гг.", разработанной ОАО "Инженерный центр энергетики Поволжья" для нужд ОАО "Волжская ТГК" в 2007 году.

В ИПР представлены мероприятия периода 2009-2013 гг., необходимые для покрытия перспективных тепловых нагрузок города в указанный период.

Табл. 7

Прирост нагрузки и затраты на выполнение ИПР на период 2009-2013 гг.

N	Показатели ИПР	Годы					Всего
		2009	2010	2011	2012	2013
1	Суммарный прирост тепловой нагрузки, Гкал/ч	36,57	37,29	43,78	46,22	38,98	202,84
2	Затраты, млн руб. (в ценах 2007 г. без НДС)	163,15	143,71	56,5	57,63	54,73	475,72

Достижение целей ИПР осуществляется за счет реализации мероприятий на тепловых сетях и на энергоисточниках ОАО "Волжская ТГК" в г. Саратове.

В таблице 8 (8.1-8.5) приводятся перечень, сроки и последовательность, ожидаемая стоимость, ежегодные затраты выполнения указанных мероприятий на тепловых сетях и на энергоисточниках. В графе "Примечание" таблиц 8.1-8.5 - указан прирост мощности, получаемый в результате реализации соответствующего мероприятия.

На период 2009-2013 гг. в таблицах 8.6-8.7 отражены ежегодный предполагаемый прирост нагрузки на период действия данной Инвестиционной программы развития и потребности в источниках финансирования.

Табл. 8

Таблица 8.1

Мероприятия 2009 г.

N п.п.	Наименование мероприятия	Ожидаемая стоимость, млн руб. без НДС*	Затраты по 2009 г., млн руб. без НДС**	Планируемые источники финансирования по годам, млн руб. без НДС						Примечание (предполагаемый прирост нагрузки при реализации мероприятия)
				2009 г.
				Амортизация	Прибыль	Плата за подключ.	Надбавка к тарифу на тепло	Заемные средства	Проч.
	Магистральные тепловые сети г. Саратова	384,38	180,22	38,39	0,00	141,83	0,00	0,00	0,00
1	Техническое перевооружение тепломагистрали по ул. Пугачёвской от ТК 510а до ТК 5405 2Ду 600 мм, L = 1100 п.м	167,13	100,00	32,39		67,61				10,55 Гкал/ч
2	Строительство перемычки между ТМ N 1 и ТМ N 5 от ТЭЦ-5, Ду = 500 мм, L = 700 п.м	27,45	27,45	1,00		26,45				3 Гкал/ч
3	Техническое перевооружение тепломагистрали 10 от ТЭЦ-2 по ул. им. Азина В.М. на участке от ТК 1017 до ТК 1020 на Ду = 400 мм L = 226 п.м	7,09	7,09			7,09				13 Гкал/ч
4	Техническое перевооружение теплотрассы по ул. Производственной от ТК-512 до УТ-512/17 на Ду = 400 мм, L = 780 п.м	26,75	17,14			17,14
5	Техническое перевооружение участка ТМ-2 по ул. им. Лермонтова М.Ю. от ТК-225 до ТК-230/3 на Ду = 400 мм, L = 880 п.м	30,23	1,00	1,00
6	Строительство перемычки ТМ-2 ТЭЦ-1 от ТК-241 до ТК-344/1 (СарГРЭС) 2Ду = 400 мм, ул. Дегтярная, L = 780 п.м	12,20	4,00	4,00
7	Техническое перевооружение насосной станции N 8 (САЗ)	23,54	23,54			23,54				10,02 Гкал/ч
	Саратовская ГРЭС	46,17	4,69	0,00	0,00	4,69	0,00	0,00	0,00
8	Техническое перевооружение ТФУ СарГРЭС с заменой сетевых насосов	46,17	4,69			4,69
	Саратовская ТЭЦ-5	112,81	1,08	0,51	0,00	0,57	0,00	0,00	0,00
9	Замена сетевого насоса СЭ-2500-180 на водогрейной котельной на тип СЭ-5000-180	12,92	0,51	0,51
10	Модернизация водогрейного котла ПТВМ-180 ст. N 3	28,39	0,57			0,57
	Итого:		185,99	38,90	0,00	147,09	0,00	0,00	0,00
	из них:
	Амортизация		38,90	38,90
	Прибыль		0,00		0,00
	Плата за подключение		147,09			147,09
	Надбавка к тарифу на тепло		0,00				0,00
	Заёмные средства		0,00					0,00
	Прочие		0,00						0,00

Примечание:

*- реализация мероприятия включает в себя: 1) разработку проекта; 2) получение необходимых разрешительных документов; 3) выполнение строительно-монтажных работ и т.д.

**- Стоимость мероприятия в прогнозных ценах (текущих ценах лет строительства) без НДС в соответствии с индексами, утверждёнными МЭРТ до 2010 г.

Таблица 8.2

Мероприятия периода 2010 г.

N п.п.	Наименование мероприятия	Ожидаемая стоимость, млн руб. без НДС*	Затраты 2010, млн руб. без НДС**	Планируемые источники финансирования по годам, млн руб. без НДС						Примечание (предполагаемый прирост нагрузки при реализации мероприятия)
				2010 г.
				Амортизация	Прибыль	Плата за подключ.	Надбавка к тарифу на тепло	Заемные средства	Проч.
	Магистральные тепловые сети г. Саратова	384,38	85,55	58,20	0,00	27,35	0,00	0,00	0,00
1	Техническое перевооружение т.м. по ул. Пугачёвской от ТК 510а до ТК 5405 2Ду 600 мм, L = 1100 п.м	167,13	50,00	50,00						2 Гкал/ч
2	Техническое перевооружение теплотрассы по ул. Производственной от ТК-512 до УТ-512/17 на Ду = 400 мм, L = 780 п.м	26,75	9,61			9,61				4,09 Гкал/ч
3	Строительство теплотрассы по ул. им. Азина В.М. на участке от ТК-1018 до ТК-124/7 (ул. Васильковская) 2Ду = 325 мм, L = 150 п.м	4,34	4,34			4,34				2 Гкал/ч
4	Техническое перевооружение участка ТМ-2 по ул. им. Лермонтова М.Ю. от ТК-225 до ТК-230/3 на Ду = 400 мм, L = 880 п.м	30,23	12,17			12,17				2,59 Гкал/ч
5	Строительство перемычки ТМ-2 ТЭЦ-1 от ТК-241 до ТК-344/1 (СарГРЭС) 2Ду = 400 мм, ул. Дегтярная, L = 780 п.м	12,20	8,20	8,20						6,29 Гкал/ч
6	Перевод потребителей по ул. Б. Садовая от У-236 на независимую схему	12,23	1,22			1,22
	Саратовская ГРЭС	46,17	41,48	0,00	0,00	41,48	0,00	0,00	0,00
7	Техническое перевооружение ТФУ СарГРЭС с заменой сетевых насосов	46,17	41,48			41,48				7,32 Гкал/ч
	Саратовская ТЭЦ-1	17,49	4,00	0,00	0,00	4,00	0,00	0,00	0,00
8	Техническое перевооружение ТФУ СарТЭЦ-1 со строительством новой БУ	17,49	4,00			4,00
	Саратовская ТЭЦ-5	112,81	44,31	26,07	0,00	18,24	0,00	0,00	0,00
9	Замена сетевого насоса СЭ-2500-180 на водогрейной котельной на тип СЭ-5000-180	12,92	12,41			12,41				6 Гкал/ч
10	Техническое перевооружение насосной станции баков-аккумуляторов	15,25	1,07	1,07
11	Монтаж регулируемого привода сетевых насосов ЭБ NN 1, 2, 3, 4 и ПВК	56,24	3,00			3,00
12	Модернизация водогрейного котла ПТВМ-180 ст. N 3	28,39	27,82	25,00		2,82				7 Гкал/ч
	Итого:	0,00	175,33	84,27	0,00	91,06	0,00	0,00	0,00
	из них:		0,00
	Амортизация		84,27	84,27
	Прибыль		0,00		0,00
	Плата за подключение		91,06			91,06
	Надбавка к тарифу на тепло		0,00				0,00
	Заёмные средства		0,00					0,00
	Прочие		0,00						0,00

Примечание:

*- реализация мероприятия включает в себя: 1) разработку проекта; 2) получение необходимых разрешительных документов.

**- Стоимость мероприятия в прогнозных ценах (текущих ценах лет строительства) без НДС в соответствии с индексами, утверждёнными МЭРТ до 2010 г., и "Сценарными условиями развития электроэнергетики на 2008-2011 гг. с перспективой до 2015 г.", утверждёнными ОАО РАО "ЕЭС России".

Таблица 8.3

Мероприятия периода 2011 г.

N п.п.	Наименование мероприятия	Ожидаемая стоимость, млн руб. без НДС*	Затраты 2011, млн руб. без НДС**	Планируемые источники финансирования по годам, млн руб. без НДС						Примечание (предполагаемый прирост нагрузки при реализации мероприятия)
				2011 г.
				Амортизация	Прибыль	Плата за подключ.	Надбавка к тарифу на тепло	Заемные средства	Проч.
	Магистральные тепловые сети г. Саратова	384,38	45,20	17,13	0,00	28,07	0,00	0,00	0,00
1	Техническое перевооружение т.м. по ул. Пугачёвской от ТК 510а до ТК 5405 2Ду 600 мм, L = 1100 п.м	167,13	17,13	17,13						15 Гкал/ч
2	Техническое перевооружение участка ТМ-2 по ул. им. Лермонтова М.Ю. от ТК-225 до ТК-230/3 на Ду = 400 мм, L = 880 п.м	30,23	17,06			17,06				18,6 Гкал/ч
3	Перевод потребителей по ул. Б. Садовой от У-236 на независимую схему	12,23	11,01			11,01				5 Гкал/ч
	Саратовская ТЭЦ-1	17,49	13,49	0,00	0,00	13,49	0,00	0,00	0,00
4	Техническое перевооружение ТФУ СарТЭЦ-1 со строительством новой БУ	17,49	13,49			13,49				3 Гкал/ч
	Саратовская ТЭЦ-5	112,81	14,18	0,00	0,00	14,18	0,00	0,00	0,00
5	Техническое перевооружение насосной станции баков-аккумуляторов	15,25	14,18			14,18				2,18 Гкал/ч
	Итого:	0,00	72,88	17,13	0,00	55,75	0,00	0,00	0,00
	из них:		0,00
	Амортизация		17,13	17,13
	Прибыль		0,00		0,00
	Плата за подключение		55,75			55,75
	Надбавка к тарифу на тепло		0,00				0,00
	Заёмные средства		0,00					0,00
	Прочие		0,00						0,00

Примечание:

*- реализация мероприятия включает в себя: 1) разработку проекта; 2) получение необходимых разрешительных документов.

**- Стоимость мероприятия в прогнозных ценах (текущих ценах лет строительства) без НДС в соответствии с индексами, утверждёнными МЭРТ до 2010 г., и "Сценарными условиями развития электроэнергетики на 2008-2011 гг. с перспективой до 2015 г.", утверждёнными ОАО РАО "ЕЭС России".

Таблица 8.4

Мероприятия периода 2012 г.

N п.п.	Наименование мероприятия	Ожидаемая стоимость, млн руб. без НДС*	Затраты 2012, млн руб. без НДС**	Планируемые источники финансирования по годам, млн руб. без НДС						Примечание (предполагаемый прирост нагрузки при реализации мероприятия)
				2012 г.
				Амортизация	Прибыль	Плата за подключ.	Надбавка к тарифу на тепло	Заемные средства	Проч.
	Магистральные тепловые сети г. Саратова	384,38	20,02	0,00	0,00	20,02	0,00	0,00	0,00
1	Техническое перевооружение по ул. им. Мичурина И.А. от ТК-404 до ТК-611 на 2Ду = 600 мм, L = 500 п.м	32,23	13,20			13,20
2	Техническое перевооружение Н.С. N 1 ТЭЦ-5 с установкой 3-х насосов на прямом трубопроводе ТМ-3	41,17	6,82			6,82
	Саратовская ТЭЦ-2	30,54	5,12	5,12	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
3	Техническое перевооружение ТФУ СарТЭЦ-2 с заменой основных бойлеров и сетевых насосов	30,54	5,12	5,12						46,22 Гкал/ч
	Саратовская ТЭЦ-5	112,81	53,24	53,24	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
4	Монтаж регулируемого привода сетевых насосов ЭБ NN 1, 2, 3, 4 и ПВК	56,24	53,24	53,24
	Итого:	0,00	78,38	58,36	0,00	20,02	0,00	0,00	0,00
	из них:
	Амортизация		58,36	58,36
	Прибыль		0,00		0,00
	Плата за подключение		20,02			20,02
	Надбавка к тарифу на тепло		0,00				0,00
	Заёмные средства		0,00					0,00
	Прочие		0,00						0,00

Примечание:

*- реализация мероприятия включает в себя: 1) разработку проекта; 2) получение необходимых разрешительных документов.

**- Стоимость мероприятия в прогнозных ценах (текущих ценах лет строительства) без НДС в соответствии с индексами, утверждёнными МЭРТ до 2010 г., и "Сценарными условиями развития электроэнергетики на 2008-2011 гг. с перспективой до 2015 г.", утверждёнными ОАО РАО "ЕЭС России".

Таблица 8.5

Мероприятия периода 2013 г.

N п.п.	Наименование мероприятия	Ожидаемая стоимость, млн руб. без НДС*	Затраты 2013, млн руб. без НДС**	Планируемые источники финансирования по годам, млн руб. без НДС						Примечание (предполагаемый прирост нагрузки при реализации мероприятия)
				2013 г.
				Амортизация	Прибыль	Плата за подключ.	Надбавка к тарифу на тепло	Заемные средства	Проч.
	Магистральные тепловые сети г. Саратова	384,38	53,39	0,00	0,00	53,39	0,00	0,00	0,00
1	Техническое перевооружение по ул. им. Мичурина И.А. от ТК-404 до ТК-611 на 2Ду = 600 мм, L = 500 п.м	32,23	19,04			19,04				18 Гкал/ч
2	Техническое перевооружение Н.С. N 1 ТЭЦ-5 с установкой 3 насосов на прямом трубопроводе ТМ-3	41,17	34,35			34,35				12 Гкал/ч
	Саратовская ТЭЦ-2	30,54	25,42	0,00	0,00	25,42	0,00	0,00	0,00
3	Техническое перевооружение ТФУ СарТЭЦ-2 с заменой основных бойлеров и сетевых насосов	30,54	25,42			25,42				8,98 Гкал/ч
	Итого:	0,00	78,81	0,00	0,00	78,81	0,00	0,00	0,00
	из них:
	Амортизация		0,00	0,00
	Прибыль		0,00		0,00
	Плата за подключение		78,81			78,81
	Надбавка к тарифу на тепло		0,00				0,00
	Заёмные средства		0,00					0,00
	Прочие		0,00						0,00

Примечание:

*- реализация мероприятия включает в себя: 1) разработку проекта; 2) получение необходимых разрешительных документов.

**- Стоимость мероприятия в прогнозных ценах (текущих ценах лет строительства) без НДС в соответствии с индексами, утверждёнными МЭРТ до 2010 г., и "Сценарными условиями развития электроэнергетики на 2008-2011 гг. с перспективой до 2015 г.", утверждёнными ОАО РАО "ЕЭС России".

Таблица 8.6

Общая стоимость инвестиционной программы ОАО "Волжская ТГК" по развитию системы теплоснабжения г. Саратова на период 2009-2013 гг. в прогнозных ценах без НДС

N п.п.	Источники финансирования мероприятий ИПР	Всего за 2009-2013 гг., млн руб. без НДС	Планируемое финансирование по годам, млн руб. без НДС (прогнозные цены)					Примечание
			2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.
	Итого:	591,39	185,99	175,33	72,88	78,38	78,81
	из них:
1	Амортизация	198,66	38,90	84,27	17,13	58,36	0,00	Финансирование предусмотрено производственной программой
2	Прибыль	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
3	Заёмные средства	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	Финансирование предусмотрено производственной программой
4	Прочие	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
5	Плата за подключение	392,73	147,09	91,06	55,75	20,02	78,81	Финансирование предусмотрено ИПР
6	Надбавка к тарифу на тепло	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	Прирост тепловой нагрузки, Гкал/ч	202,84	36,57	37,29	43,78	46,22	38,98

Таблица 8.7

Общая стоимость инвестиционной программы ОАО "Волжская ТГК" по развитию системы теплоснабжения г. Саратова на период 2009-2013 гг. в прогнозных ценах без НДС с учётом налога на прибыль (20%) и процентов по кредиту на мероприятия ИПР

N п.п.	Источники финансирования мероприятий ИПР	Всего за 2009-2013 гг., млн руб. без НДС	Планируемое финансирование по годам, мл. руб. без НДС (прогнозные цены) с учётом налога на прибыль (20%)					Примечание
			2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.
	итого:	759,98	245,36	226,30	106,42	83,39	98,51
	из них:
1	Амортизация	198,66	38,90	84,27	17,13	58,36	0,00	Финансирование предусмотрено производственной программой
2	Прибыль	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
3	Заёмные средства	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	Финансирование предусмотрено производственной программой
4	Прочие	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
5	Плата за подключение	561,32	206,46	142,03	89,29	25,03	98,51	с учётом налога на прибыль (20%)

Примечание:

стоимость инвестиционной программы ОАО "Волжская ТГК" по развитию системы теплоснабжения г. Саратова на период 2009-2013 гг., принятая в расчёт тарифа на присоединение к тепловым сетям и надбавки к тарифу, составляет 561,32 млн руб. без НДС в прогнозных ценах (с учётом налога на прибыль и процентов по кредиту на мероприятия ИПР).

В соответствии с индексами-дефляторами, утверждёнными Министерством экономического развития и торговли РФ (далее - МЭРТ) до 2011 гг., (табл. 9) и "Сценарными условиями развития электроэнергетики на 2008-2011 гг. с перспективой до 2015 г.", утверждёнными ОАО РАО "ЕЭС России".

Табл. 9

Индексы-дефляторы
2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.
1,07	1,068	1,065	1,061	1,057	1,053

Ожидаемые капитальные затраты на реализацию ИПР ОАО "Волжская ТГК" в прогнозных ценах (текущие цены лет строительства) на период 2009-2013 гг. составят:

Табл. 10

Прогноз капитальных затрат на реализацию ИПР на период 2009-2013 гг.

Показатель	Годы					Всего
	2009	2010	2011	2012	2013
Накопительный индекс	1,14	1,22	1,29	1,36	1,44
Капитальные затраты в прогнозных ценах, млн руб. (без НДС)	185,99	175,33	72,88	78,38	78,81	591,39

Ввиду наличия проекта плана капитального строительства ОАО "Волжская ТГК" на 2009-2013 гг. и с целью гарантированного начала работ в обозначенные сроки в ИПР дополнительно предусмотрены затраты из амортизации (в прогнозных ценах) (см. табл. 8.6):

по 2009 г. - в сумме 38,90 млн руб. (без НДС);

по 2010 г. - в сумме 84,27 млн руб. (без НДС);

по 2011 г. - в сумме 17,13 млн руб. (без НДС);

по 2012 г. - в сумме 58,36 млн руб. (без НДС).

В этой связи данные затраты из амортизации исключены из расчёта тарифа на присоединение к тепловым сетям и надбавки к тарифу на теплоэнергию с сохранением "энергетического эффекта" - возможности прироста тепловых нагрузок.

С учетом вышеизложенного ожидаемые капитальные затраты на реализацию ИПР составят:

Табл. 11

Капитальные затраты на реализацию ИПР

Показатель	Годы					Всего 2009-2013 гг.
	2009	2010	2011	2012	2013
Суммарный прирост тепловой нагрузки, Гкал/ч	36,57	37,29	43,78	46,22	38,98	202,84
Капитальные затраты в прогнозных ценах, млн руб. (без НДС)	185,99	175,33	72,88	78,38	78,81	591,39
Капитальные затраты в прогнозных ценах за вычетом амортизации, за вычетом прибыли (0 руб.) и за вычетом прочих источников (0 руб.), млн руб. (без НДС)	147,09	91,06	55,75	20,02	78,81	392,73

Таким образом, величина капитальных затрат, необходимых для выполнения мероприятий ИПР ОАО "Волжская ТГК" на период 2009-2013 гг., составляет 591,39 млн руб. (без НДС). При этом в расчёт тарифа на присоединение к тепловым сетям и надбавки к тарифу на теплоэнергию принята стоимость в объёме:

                           З = 392,73 млн руб.

В соответствии с действующим законодательством ОАО "Волжская ТГК" отчислит 20% от поступивших средств в качестве налога на прибыль.

С учётом этого необходимые для реализации ИПР ОАО "Волжская ТГК" ожидаемые финансовые ресурсы составят (табл. 8.7):

     СигмаФ     = З / (1-0,2) = 392,73 / 0,8 = 491,0 млн руб.  (в прогнозных

           ожид                                                      ценах).

Конкретное решение о процентном распределении финансовых ресурсов между составляющими принимают представительные органы муниципального образования.

Вместе с этим, при реализации ИПР ОАО "Волжская ТГК" основной поток капитальных затрат (более 80%) приходится на 2009-2010 гг. В результате чего при ожидаемой величине тарифа на подключение (2,77 млн руб./Гкал/ч) возникнет потребность в кредитных ресурсах, обусловленная небалансом инвестиционных затрат и выручкой Общества (табл. 12).

Табл. 12

Инвестиционные затраты и выручка Общества

Показатель	Годы					Всего за 2009-2013 гг.
	2009	2010	2011	2012	2013
Капитальные затраты в прогнозных ценах, млн руб. (с учётом налога на прибыль 20%)	183,86	113,83	69,69	25,03	98,51	491,0
Выручка от тарифа на подключение, млн руб.	88,5	90,3	106,0	111,9	94,3	491,0
Выручка от надбавки к тарифу на тепло, млн руб.	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Небаланс с потребностью в инвестициях, млн руб.	-95,4	-23,6	36,3	86,8	-4,2	0,0
Небаланс с потребностью нарастающим итогом, млн. руб.	-95,4	-118,9	-82,7	4,2	0,0	-292,8
Кредит, млн руб.	-95,4	-118,9	-82,7	0,0	0,0	297
Платежи % по кредиту, млн руб.	22,58	28,15	19,59	0,0	0,0	70,32

С целью сохранения безубыточности Общества дополнительная потребность по обслуживанию кредитных ресурсов за период 2009-2013 гг. составит 70,32 млн руб.

С учётом этого общая потребность в финансовых ресурсах на реализацию ИПР ОАО "Волжская ТГК" на 2009-2013 гг. составит:

   СигмаФ = СигмаФ      + Ф  = 491,0 + 70,32 = 561,32 млн руб.(без НДС)

                  ожид.    к

     (см. табл. 8.7),

где:

СигмаФ - общая   потребность   в   финансовых  ресурсах   на   реализацию

         ИПР ОАО "Волжская ТГК" на 2009-2013 гг.

Ф      - дополнительная потребность в инвестициях (кредитные ресурсы)  за

  к      период 2009-2013 гг., млн руб.

Общая стоимость ИПР ОАО "Волжская ТГК" периода регулирования 2009-2013 гг. с учётом налога на прибыль на плату за подключение (20%) и погашения процентов по кредиту составляет 759,98 млн руб. (без НДС) в прогнозных ценах без НДС.

Источниками финансирования ИПР являются:

1. Амортизация - 198,66 млн руб. (без НДС);

2. Прибыль от основной деятельности Общества - 0 млн руб.;

3. Заёмные средства - 0 млн руб.;

4. Прочие источники - 0 млн руб.;

5. Плата за подключение - 561,32 млн руб. (без НДС);

6. Надбавка к тарифу на тепло - 0 млн руб.;

7. Бюджетные средства - 0 млн руб.

Исходя из критерия доступности и учитывая высокую социальную значимость существующих тарифов на теплоэнергию для потребителей, в соответствии с Федеральным законом N 210-ФЗ процентное распределение составляющих величины необходимых финансовых ресурсов ИПР предлагается принять следующее:

                       Сигма Ф     = 100% = 100% + 0%,

                              ожид

где:

100% - доля финансовых ресурсов, получаемых за счёт тарифа на подключение

       новых потребителей;

0%   - доля финансовых ресурсов, получаемых за счёт надбавки к тарифу  на

       теплоэнергию.

Таким образом, учитывая выше принятое процентное распределение финансовых ресурсов между составляющими, величина финансовых ресурсов ИПР ОАО "Волжская ТГК", направленная на формирование тарифа на подключение, составит:

                Ф       = СигмаФ = 561,32 млн руб. (без НДС)

                 тариф

К утверждению предлагаются следующие величины тарифа на подключение и надбавки к тарифу на теплоэнергию ОАО "Волжская ТГК":

                       Т = Ф      / сигма дельтаQ,

                            тариф

где: Т         - предлагаемая    к    утверждению    величина  тарифа  на

                 подключение к  тепловым  сетям  ОАО  "Волжская  ТГК"  на

                 период     регулирования   с   01.04.2009 по 31.12.2013,

                 млн руб./Гкал/ч.

Сигма дельтаQ  - прирост тепловой нагрузки по  годам  реализации  ИПР ОАО

                 "Волжская ТГК".

Предлагаемая величина тарифа на подключение - 2,77 млн руб.

Учитывая средний темп роста цен на жильё, сложившийся за последние 2-3 года, и сохранение величины тарифа на подключение к тепловым сетям и энергоисточникам ОАО "Волжская ТГК" на весь период регулирования (2009-2013 гг.), будет наблюдаться тенденция уменьшения доли платы за подключение в составе общей стоимости 1 м2 жилья на указанный период.