Приложение к Решению от 04.05.2008 г № 44/1039 Программа
Инвестиционная программа муп «Тульские городские электрические сети» «Развитие электрических сетей муп „Тульские городские электрические сети“ на территории муниципального образования город тула на 2008 — 2010 годы»
ПАСПОРТ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ
Наименование Программы | "Развитие электрических сетей МУП "Тульские городские электрические сети" на территории муниципального образования город Тула на 2008 - 2010 годы |
Основание для разработки Программы | - Федеральный закон от 30 декабря 2004 года N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса"; - Программа социально-экономического развития города Тулы на 2008 - 2010 годы, утвержденная решением Тульской городской Думы от 13.12.2007 N 38/861 |
Инициатор постановки проблемы | Администрация МО г. Тула |
Координатор Программы | Заместитель главы администрации города Тулы по жизнеобеспечению |
Разработчики Программы | - администрация МО г. Тула; - МУП "Тулгорэлектросети" |
Источники финансирования Программы | Установление платы за подключение к электрическим сетям (плата за подключение) и надбавок к тарифам на услуги по передаче электрической энергии |
Цели Программы | Обеспечение возможности подключения новых потребителей к электрическим сетям и предоставление дополнительной мощности существующим на территории городского округа при условии сохранения надежности электроснабжения потребителей электрической энергии и мощности путем строительства, расширения и модернизации электрических сетей на территории городского округа |
Задачи Программы | - обеспечение недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии в зоне ведения МУП "Тулгорэлектросети"; - обеспечение сбалансированности интересов субъектов электроснабжения и потребителей |
Объемы финансирования Программы | 331378,1 тыс. руб. |
Ожидаемые результаты Программы | - устранение "узких мест" в функционировании распределительного комплекса за счет наличия секционированных РУ-6(10) кВ; - повышение надежности электроснабжения потребителей за счет возможности перевода нагрузок на один трансформатор на период проведения ремонтных и аварийных работ; - снижение потерь при передаче электрической энергии |
Введение
В целях реализации Концепции приоритетного национального проекта "Доступное и комфортное жилье - гражданам России", ее главного организационно-финансового механизма - Федеральной целевой программы "Жилище" на 2002 - 2010 гг., подпрограммы "Модернизация объектов коммунальной инфраструктуры", а также в соответствии с Федеральным законом от 30 декабря 2004 года N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса" и решением Тульской городской Думы от 13.12.2007 N 38/861 "О Программе социально-экономического развития города Тулы на 2008 - 2010 годы" администрация МО г. Тула совместно с МУП "Тулгорэлектросети" разработали инвестиционную программу "Развитие системы электроснабжения МУП "Тулгорэлектросети" в 2008 - 2010 годах" (далее - Инвестиционная программа).
Данная Инвестиционная программа разработана и представлена на утверждение в Тульскую городскую Думу с целью реализации Программы социально-экономического развития города Тулы на 2008 - 2010 годы.
В настоящее время в г. Туле, как и на других территориях Российской Федерации, не урегулированы вопросы компенсации предприятиям коммунального комплекса затрат, понесенных ими при новом строительстве и модернизации объектов коммунальной инфраструктуры.
Для обеспечения потребностей строящихся объектов капитального строительства, достижения баланса интересов потребителей коммунальных услуг и самих предприятий коммунального комплекса, а также для соблюдения доступности услуг и эффективности функционирования предприятия данная Инвестиционная программа предусматривает привлечение денежных средств путем введения механизма платы за подключение объектов капитального строительства к сетям инженерно-технического обеспечения и надбавок к тарифам на услуги по передаче электрической энергии.
Установление платы за подключение к электрическим сетям (плата за подключение) и надбавок к тарифам на услуги по передаче электрической энергии необходимо для реализации Инвестиционной программы, целями которой являются:
- снижение производственных затрат путем повышения экономической эффективности производства товаров (оказания услуг), внедрение современных технологий;
- создание условий, необходимых для привлечения инвестиций в целях развития и модернизации системы электроснабжения;
- полное возмещение затрат МУП "Тулгорэлектросети", связанных с реализацией Инвестиционной программы;
- обеспечение доступности для новых потребителей услуги электроснабжения (возникает при реализации мероприятий Инвестиционной программы и взимания платы за подключение к электрическим сетям).
Инвестиционная программа предусматривает выполнение работ на сумму 331378,1 тыс. рублей. Эти денежные средства могут быть обеспечены за счет средств, поступающих в счет платы за подключение к сетям инженерно-технического обеспечения, и надбавки к тарифу на услугу по передаче электрической энергии.
Кроме того, МУП "Тулгорэлектросети" предлагает в целях наибольшей доступности этой программы для потребителей и снижения рисков инвестирования предусмотреть частичное обеспечение финансовых потребностей за счет средств областного и местного бюджета.
Инвестиционная программа разработана для решения задач, связанных с:
- активизацией процесса развития социальной инфраструктуры города путем повышения качества электроснабжения;
- ростом мощности систем электроснабжения, вызванным ростом числа новых пользователей, новым строительством.
Достижение поставленных задач в условиях развития города и повышения комфортности проживания возможно за счет использования лучших отечественных и зарубежных технологий и оборудования, используемых при строительстве и модернизации объектов хозяйственной деятельности МУП "Тулгорэлектросети".
Описание действующей системы электроснабжения
города Тулы, специфики функционирования и основных
технико-экономических показателей
В обслуживании МУП "Тулгорэлектросети" находятся питающие и распределительные электрические сети напряжением 10-6-0,4кВ, обеспечивающие электроснабжением потребителей города Тулы. На 01.01.2007 в эксплуатации электросетевого хозяйства находятся:
1.Распределительные пункты - 93 шт.
2.Трансформаторные подстанции - 926 шт.
3.Силовые трансформаторы - 1753 шт. с установленной мощностью 657063 кВа.
4.Кабельные линии 6 - 10 кВ - 920,06 км, или 1475 шт.,
в том числе:
кабельные линии 10 - кВ 207,94 км, или 284 шт.
кабельные линии 6 кВ - 712,12 км, или 1191 шт.
кабельные линии 0,4 кв - 838,3 км, или 6813 шт.
воздушные линии 6/10 кВ - 72,08 км
воздушные линии 0,4 кВ - 592,97 км
Передача электроэнергии осуществляется по 223 кабельным и воздушным линиям электропередачи по 176 фидерам через распределительные пункты от следующих подстанций Тульских электрических сетей ОАО "Тулэнерго":
N 17 - "Щегловская", N 21 - "Подземгаз", N 24 - "Рудаково", N 41 - "Перекоп", N 49 - "Криволучье", N 52 - "Медвенка", N 64 - "Кировская", N 65 - "Кремль", N 145 - "Октябрьская", N 149 - "Мясново", N 202 - "Пролетарская", N 218 -"Южная", N 219 - "Центральная", N 243 - "Привокзальная", N 304 - "Глушанки", N 370 - "Тулица", а также N 392 - "Фрунзенская" АК "Туламашзавод", ЦРП цеха 7 АК "Тулачермет", ПС 5 ОАО "КМЗ", ПС 109 ОАО "ТОЗ", ПС 305 ОАО "ТуКЗ".
Ежегодный прирост заявленной мощности, присоединенной к городским электрическим сетям составил: в 2003 году - 11,7 МВт, в 2004 году - 14,8 МВт, в 2005 году - 16,6 МВт, за 2006 год - 17,5 МВт. Ежегодный рост электроэнергии, отпускаемой потребителям различных категорий составляет 4 процента, 75 процентов эл. сетей г. Тулы работают на напряжении 6 кВ, которые введены в эксплуатацию в основном в 50 - 70-е годы, их износ в настоящее время составляет 78,5 процента. В связи с ростом электрических нагрузок за счет ввода в эксплуатацию новых и реконструируемых объектов капитального строительства, а также за счет использования энергоемких электроприемников бытового назначения, пропускная способность питающих и распределительных сетей, особенно на напряжение 6 кВ, значительно уменьшилась, обеспечить электроснабжением потребителей г. Тулы в аварийном режиме работы распределительной сети, а также на время проведения ремонтных работ становится все сложнее, а порой даже невозможно без снижения нагрузки за счет отключения или ограничения эл. мощностей потребителей. Особенно ситуация обостряется в период осенне-зимнего максимума нагрузок. Выход из строя одного питающего кабеля может привести к перерывам в электроснабжении потребителей, в т.ч. и жизненно важных.
Высокая степень изношенности основных фондов, а также низкие темпы ввода энергетических объектов в последние годы привели к образованию большого числа узких мест в электрической сети. Снижение пропускной способности влияет на надежность ранее присоединенных потребителей и приводит к невозможности подключения новых.
На основании вышеизложенного МУП "Тулгорэлектросети" определило перечень мероприятий строительства, модернизации и перевооружения сетей внешнего электроснабжения 6 - 10 кВ г. Тулы.
Цель и задачи Инвестиционной программы - обеспечение естественного роста энергопотребления, повышение надежности электроснабжения потребителей города Тулы.
Динамика прироста заявленных мощностей,
присоединенных к городским электрическим
сетям за 2003 - 2006 годы
Рисунок не приводится.
Объем инвестиций и мероприятия инвестиционной
программы развития сетей внешнего электроснабжения
г. Тулы на напряжение 6 - 10 кВ на 2008 год
| N п/п | Наименование | Ед. изм. | Объем работ | Объем инвестиций (млн. руб.) без НДС |
| 1 | Строительство РП по типу П-РПК-2ТМ1 и двух ВЛ-10 кВ от ПС "Тулица" до проектируемого РП | - | - | |
| 2 | Строительство нового коллектора через ул. Тимирязева для размещения в нем до 40 кабелей 10 кВ от ПС 41 Перекоп | шт. | 1 | 5,0 |
| 3 | Прокладка кабелей 10 кВ с питающих центров ОАО "Тулэнерго" до РП (ТП) МУП "Тулгорэлектросети" взамен кабелей, имеющих износ более 100%, с заменой марки и сечения кабелей 10 6 - 10 кВ | км | 14,03 | 17,9 |
| 4 | Строительство и монтаж новых трансформаторных подстанций и распределительных пунктов взамен морально и физически устаревших с применением современного оборудования | уст. | 19 | 84,4 |
| Итого | 107,3 |
Объем инвестиций и мероприятия инвестиционной
программы развития сетей внешнего электроснабжения
г. Тулы на напряжение 6 - 10 кВ на 2009 год
| N п/п | Наименование | Ед. изм. | Объем работ | Объем инвестиций (млн. руб.) без НДС |
| 1 | Строительство РП по типу П-РПК-2ТМ1 и двух ВЛ-10 кВ от ПС "Тулица" до проектируемого РП | - | - | |
| 2 | Строительство нового коллектора через ул. Тимирязева для размещения в нем до 40 кабелей 10 кВ от ПС 41 Перекоп | |||
| 3 | Прокладка кабелей 10 кВ с питающих центров ОАО "Тулэнерго" до РП (ТП) МУП "Тулгорэлектросети" взамен кабелей, имеющих износ более 100%, с заменой марки и сечения кабелей 10 6 - 10 кВ | км | 52,27 | 66,7 |
| 4 | Строительство и монтаж новых трансформаторных подстанций и распределительных пунктов взамен морально и физически устаревших с применением современного оборудования | уст. | 10 | 42,3 |
| Итого | 109,0 |
Объем инвестиций и мероприятия инвестиционной
программы развития сетей внешнего электроснабжения
г. Тулы на напряжение 6 - 10 кВ на 2010 год
| N п/п | Наименование | Ед. изм. | Объем работ | Объем инвестиций (млн. руб.) без НДС |
| 1 | Строительство РП по типу П-РПК-2ТМ1 и двух ВЛ-10 кВ от ПС "Тулица" до проектируемого РП | 17,7 | ||
| 2 | Строительство нового коллектора через ул. Тимирязева для размещения в нем до 40 кабелей 10 кВ от ПС 41 "Перекоп" | - | - | |
| 3 | Прокладка кабелей 10 кВ с питающих центров ОАО "Тулэнерго" до РП (ТП) МУП "Тулгорэлектросети" взамен кабелей, имеющих износ более 100%, с заменой марки и сечения кабелей 10 6 - 10 кВ | - | - | |
| 4 | Строительство и монтаж новых трансформаторных подстанций и распределительных пунктов взамен морально и физически устаревших с применением современного оборудования | уст. | 23 | 97,3 |
| Итого | 114,9 | |||
| Итого: 2008 - 2010 гг. | 331,378 |
Строительство нового коллектора
от ПС "Перекоп" через ул. Тимирязева
В настоящее время кабели 6 кВ в количестве 32 шт. от ПС 41 "Перекоп" до распределительных пунктов трансформаторных подстанций МУП "Тулгорэлектросети" проложены в коллекторе, построенном в 40-е годы через ул. Тимирязева.
Перечень кабелей 6 кВ,
проложенных от ПС "Перекоп" до распределительных
пунктов, трансформаторных подстанций
МУП "Тулгорэлектросети"
| N п/п | Наименование присоединения на ПС "Перекоп" | Наименование электроустановки, присоединенной к данному фидеру, ее адрес | Макс. нагрузка по летн. дню, кВт | Макс. нагрузка по зимнему дню, кВт |
| 1 | Фидер N 2 А+Б | РП 8 - пр. Ленина, 92 РП 2 - ул. Н. Руднева, 54-а | 2760 | 3360 |
| 2 | Фидер N 7 А+Б | РП 50 - Новомоск. шоссе, 58 ТП 584 - ул. Рязанская, 7 | 1370 | 2810 |
| 3 | Фидер N 13 А+Б | ТП 532 - ул. Тимирязева, 101-а ТП 258 - ул. Перекопская, 8 | 3020 | 3600 |
| 4 | Фидер N 15 А+Б | РП 15 - ул. Буденного, 5 РП 43 - пр. Ленина, 82 | 1320 | 4200 |
| 5 | Фидер N 22 А+Б | РП 1 - ул. М. Тореза, 7 РП 22 - пр. Ленина, 113 | 1320 | 2280 |
| 6 | Фидер N 3 А+Б | РП 51 - ул. Кауля, 13-1 ТТУ-14 | 1350 | 2610 |
| 7 | Фидер N 10 А+Б | РП 10 - ул. Болдина, 94 ТТУ-7 | 0 | 1680 |
| 8 | Фидер N 18 А+Б | ТП 12н - пр. Ленина, УЮ-400/2 РП 59 - ул. Н. Руднева, 26 | 3240 | 1800 |
| 9 | Фидер N 4 А+Б | РП 59 - ул. Н. Руднева, 26 ТТУ-5 | 70 | 2300 |
| 10 | Фидер N 11 А+Б | РП 70 - ул. Рязанская, 38 РП 13 - ул. Некрасова, 7 | 1300 | 2020 |
| 11 | Фидер N 14 А+Б | РП 30 - ул. Фрунзе, 21 РП 14 - ул. Жаворонкова (насосная ВКХ) | 720 | 3000 |
| 12 | Фидер N 20 | РП 58 - пр. Ленина, 31 Главпочтамт | 1370 | 1870 |
| 13 | Фидер N 24 | РП 24 - ул. Демонстрации, 1 | 1620 | 2880 |
| 14 | Фидер N 8 А+Б | РП 8 - пр. Ленина, 95 РП 17 - ул. Демонстрации, 38 | 450 | 1170 |
| 15 | Фидер N 16 А+Б | РП 14 - ул. Жаворонкова (насосная ВКХ) РП 30 - ул. Фрунзе, 21 | 3960 | 2640 |
| 16 | Фидер N 23 А+Б | РП 57 - пр. Ленина, 57 ТТУ-5 | 1870 | 2660 |
| 17 | Фидер N 1 А+Б | ТП 23н - ул. Михеева, 10 РП 1 - ул. М. Тореза, 7 | 810 | 1350 |
| ИТОГО | 26550 | 42230 |
За период его эксплуатации данное сооружение морально и физически устарело, строительные конструкции изношены. Дальнейшая эксплуатация существующих кабелей и монтаж новых становится опасным. Восстановление поврежденных кабелей в данном коллекторе можно производить только при условии отключения всех кабелей, в противном случае работа в коллекторе ставит под угрозу жизнь людей. Вышеуказанные кабели 6 кВ, как видно из таблицы, обеспечивают электроснабжением значительную часть Центрального и часть Советского районов, в которых находятся социально значимые, а также объекты жизнеобеспечения города: котельные и насосные, больница им. Ваныкина, МСЧ N 5 по ул. Тимирязева, 44, госпиталь по ул. Оборонная, МСЧ N по ул. Тимирязева, УЮ-400/2, молокозавод и т.п. Общая максимальная нагрузка всех присоединений МУП "Тулгорэлектросети" на ПС "Перекоп" составляет 42230 кВт. Перевод нагрузок по сети 6 кВ на другие питающие центры, а именно на ПС 218 "Южная" и 219 "Центральная" в полном объеме невозможен, т.к. по данным ОАО "Тулэнерго" на ПС "Южная" отсутствует резерв трансформаторной мощности и ограничена пропускная способность питающих кабелей 6 кВ МУП "Тулгорэлектросети" от ПС 218 и ПС 219. Таким образом, восстановление кабелей 6 кВ в существующем коллекторе влечет за собой отключение потребителей указанных районов и ограничение в отпуске электроэнергии, снижение надежности электроснабжения ответственных электроприемников объектов жизнеобеспечения города.
В настоящее время на ПС 41 110/35/6 кВ "Перекоп" установлены трансформаторы 40,5 и 31,5 МВа. В 2007 - 2008 годы ОАО "Тулэнерго" предусматривает их замену на 63 МВа, в связи с чем появится возможность подключения новых и реконструируемых объектов электроснабжения, что влечет за собой прокладку новых кабелей 6(10) кВ от ПС "Перекоп" и присоединение дополнительных нагрузок на существующие кабели 6 кВ.
В настоящее время развитие эл. сетей 6 кВ данного района, в т.ч. подключение дополнительных нагрузок, ограничено в связи с невозможностью эксплуатации существующих кабелей 6 кВ, проложенных в коллекторе через ул. Тимирязева и отсутствием возможности прокладки новых кабелей 6 кВ.
Строительство нового коллектора через ул. Тимирязева позволит:
1.Вести восстановительные работы на существующих кабелях путем замены части трасс кабельных линий протяженностью 80 - 90 м через новый кабельный коллектор путем врезки в существующий кабель вне коллектора без отключения потребителей и ограничения в энергопотреблении.
2.Выполнить прокладку и ввод в эксплуатацию новых кабельных линий 6 кВ от ПС 14 "Перекоп".
3.Обеспечить безопасность ремонтного персонала при производстве ремонтных, эксплуатационных и монтажных работ.
В 2006 году ОАО "Институт "Тульский Промстройпроект" закончены проектно-изыскательские работы. Стоимость работ по сводной смете в ценах на 2 квартал 2006 года составляет 14815,17 тыс. руб.
Необходимо определить Заказчика, провести в установленном порядке все согласования и произвести начальный этап строительных работ. Прилагаются пояснительные записки, сборник рабочих чертежей, сметная документация: сводный сметный расчет, объектная смета; сборник ведомостей объемов работ. Комплект проектной документации в целом находится в МУП "Тулгорэлектросети" и МУ "УКС г. Тулы".
Техническое перевооружение и реконструкция
кабельных линий электропередачи 6 - 10 кВ
с питающих центров ОАО "Тулэнерго" до РП (ТП)
МУП "Тулгорэлектросети"
По состоянию на 01.01.2007 в хозяйственном ведении МУП "Тулгорэлектросети" числится 920,1 км 6 - 10 кВ, обеспечивающие электроснабжением потребителей г. Тулы. Из них 290 км кабелей имеют 100 процентный износ, в т.ч. 79,5 км кабелей, проложенных от питающих центров ОАО "Тулэнерго" до РП и ТП МУП "Тулгорэлектросети".
Кабели 6 кВ от питающих центров до РП (ТП) МУП "Тулгорэлектросети" проложены в 60 - 70-е годы, на своем протяжении они имеют участки трасс меньшего сечения, большое количество соединительных муфт, что уменьшает пропускную способность всего кабеля и повышает вероятность выхода его из строя.
Согласно Правилам устройств электроустановок раздел 5.8 п. 5.8.4 на период послеаварийного режима перегрузка по току для кабелей типа ААБ, АСБ, СБ допускается 30 процентов, для кабелей типа ААШВ, АВВГ - до 15 процентов. Для кабелей, находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузка по току должна быть снижена на 10 процентов.
Учитывая ежегодный прирост нагрузок по сети 6 кВ за счет естественного прироста потребления, а также принимая во внимание год их ввода в эксплуатацию, целесообразно выполнить прокладку и монтаж кабелей большего сечения и большей механической прочности взамен кабелей с истекшим сроком эксплуатации, в т.ч. с участками трасс меньшего сечения.
Наличие резерва мощности по сети 6 - 10 кВ определяется пропускной способностью данных кабелей в нормальном и послеаварийном режимах. Пропускная способность кабеля зависит от его марки, сечения, времени нахождения его в эксплуатации.
Наибольшее сечение кабеля, применяемое в городских эл. сетях на напряжение 6 - 10 кВ, - 3 x 240 мм2 - кабели с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами в свинцовой или алюминиевой оболочке, имеют длительно-допустимый ток 290 А с учетом прокладки участков трасс в наихудших условиях (в трубах, воздухе).
N п/п | Наименование кабеля | Марка и сечение кабеля | Длительно- допустимый ток (А) | Длительно- допустимый ток (А) после реконструкции (перевооружения КЛ) |
1 | ПС 41 "Перекоп" - РП 10 ул. Болдина, 94 | ААБ 3 x 185 | 255 | 293 |
2 | ПС 41 "Перекоп" - РП 70 ул. Рязанская, 38 | ААБ 3 x 120 ААШВ 3 x 120 ААБ 3 x 120 | 195 | 293 |
3 | ПС 149 "Мясново" - РП 11 Одоевское шоссе, 1-в | ААБ 3 x 185 ААБ 3 x 240 ААБ 3 x 185 ААБ 3 x 240 | 255 | 293 |
4 | ПС 149 "Мясново" - РП 36 (ф. 29) Одоевское шоссе, мясокомбинат | ААБ 3 x 240 | 293 | 293 |
5 | ПС 41 "Перекоп" - РП 50 Новомосковское шоссе, 4 км | ААБ 3 x 120 | 195 | 293 |
6 | ПС 149 "Мясново" - РП 41 ул. Серебровская, 26-в | ААБ 3 x 240 ААБ 3 x 240 ААБ 3 x 185 ААБ 3 x 240 ААБ 3 x 185 | 255 | 293 |
Перечень кабельных линий электропередачи 6 - 10 кВ
с питающих центров ОАО "Тулэнерго"
до РП (ТП) МУП "Тулгорэлектросети" кабелей 6 - 10 кВ,
подлежащих техническому перевооружению
и реконструкции на первом этапе в 2008 году
N п/п | Наименование кабеля | Год прокладки | Марка и сечение кабеля | Протя- женность (км) | Затраты (без НДС) на прокладку новых кабелей 6 - 10 кВ марки ААБл 3 x 240 (тыс. руб.) |
1 | ПС 41 "Перекоп" - РП 10 ул. Болдина, 94 | 1958 | ААБ 3 х 185 | 3,4 | 4348,6 |
2 | ПС 41 "Перекоп" - РП 70 ул. Рязанская, 38 | 1970 1972 1972 | ААБ 3 x 120 ААШВ 3 x 120 ААБ 3 x 120 | 1,7 0,3 0,23 | 2174,2 383,7 319,7 |
3 | ПС 149 "Мясново" - РП 11 Одоевское шоссе, 1-в | 1964 1969 1964 1965 | ААБ 3 x 185 ААБ 3 x 240 ААБ 3 x 185 ААБ 3 x 240 | 1,6 0,5 0,3 0,2 | 2046,3 639,5 383,7 255,8 |
4 | ПС 149 "Мясново" - РП 36 (ф. 29) Одоевское шоссе, мясокомбинат | 1963 | ААБ 3 x 240 | 0,6 | 767,4 |
5 | ПС 41 "Перекоп" - РП 50 Новомосковское шоссе, 4 км | 1966 | АСБ 3 x 120 | 2,4 | 3197,3 |
6 | ПС 149 "Мясново" - РП 41 ул. Серебровская, 26-в | 1967 1966 1960 1966 1965 | ААБ 3 x 240 ААБ 3 x 240 ААБ 3 x 185 ААБ 3 x 240 ААБ 3 x 185 | 0,35 0,45 0,2 1,1 0,7 | 447,6 575,5 255,8 1406,8 895,2 |
Суммарная длина кабелей (км) | 14,03 | ||||
Общие затраты (без НДС) на замену кабелей составляют (тыс. руб.) | 17943,36 | ||||
Затраты на прокладку 1 км кабеля марки ААБл 3 x 240 напряжением 6 - 10 кВ:
1278927,7 руб.; НДС 18 процентов - 230206,99 руб.; итого - 1509134,69 руб. (без учета затрат на выполнение проектных работ).
Выполнение данного мероприятия позволит:
1.Увеличить пропускную способность сети 6 - 10 кВ, тем самым повысить надежность электроснабжения потребителей.
2.Ввести в эксплуатацию устройства автоматического ввода резерва, позволяющие обеспечить бесперебойным электроснабжением потребителей в аварийном режиме.
3.Сократить количество автоматических отключений питающих линий, выходящих из строя в связи с их перегрузкой, большим количеством соединительных муфт.
Строительство и техническое перевооружение
распределительных пунктов и трансформаторных подстанций
По состоянию на 01.01.2007 в хозяйственном ведении МУП "Тулгорэлектросети" числится 90 распределительных пунктов (РП) и 791 трансформаторная подстанция (ТП). Износ строительной части ТП и РП составляет 60 процентов, износ установленного в них оборудования составляет 82,7 процента.
В схеме электроснабжения г. Тулы эксплуатируются электроустановки, введенные в эксплуатацию более 50 лет назад. Установленное в них оборудование морально и физически устарело, многие типы оборудования сняты с производства, наличие несекционированных секций шин не позволяет обеспечить потребителей бесперебойным электроснабжением, отсутствует резерв трансформаторной мощности. Имеется также ряд подстанций, встроенных в жилые дома. Подключение дополнительных нагрузок с заменой силовых трансформаторов к таким электроустановкам недопустимо, т.к. реконструкция подстанций, встроенных в жилые дома, запрещена действующими "Правилами устройств электроустановок". В целях повышения качества передаваемой потребителям электроэнергии и надежности электроснабжения необходимо строительство новых подстанций.
Строительство и техническое перевооружение
трансформаторных подстанций МУП "Тулгорэлектросети"
| N п/п | Номер РП, ТП | Год ввода в эксплуатацию | Адрес | Установленная трансформаторная мощность, кВа (существующая) | Проектируемая ТП | Затраты, млн. руб. |
| 1 | ТП-22 | 1936 | Ул. П. Алексеева, 10-а | 100, 180, 200 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с двумя силовыми трансформаторами 250 кВа | 15,1 |
| 2 | ТП-58 | 1948 | Ул. Циолковского, 75-а | 180, 250 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформаторами 250 и 180 кВа | 15,1 |
| 3 | ТП-62 | 1950 | Ул. Чекалина, 12-а | 250, 250 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформаторами 250 и 250 кВа | 15,1 |
| 4 | ТП-256 | 1958 | Красноарм. пр., 6 | 180, 180 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с двумя силовыми трансформаторами 180 кВа | 14,67 |
| 5 | ТП-257 | 1956 | Красноарм. пр., 21 | 180, 180 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с двумя силовыми трансформаторами 180 кВа | 14,67 |
| 6 | ТП-228 | 1958 | Ул. Первомайская/ ул. М. Тореза | 250, 200 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформаторами 250 и 200 кВа | 15,1 |
| 7 | ТП-318 | 1961 | Пр. Ленина, 20 | 250, 250 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с двумя силовыми трансформаторами 250 кВа | 15,1 |
| 8 | ТП-245 | 1958 | Пр. Ленина, 19 | 180, 250 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформаторами 250 и 180 кВа | 15,1 |
| 9 | ТП-246 | 1958 | Ул. Болдина, 149 | 180, 180 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформаторами 180 и 180 кВа | 14,67 |
| 10 | ТП-241 | 1957 | Ул. Октябрьская/ ул. Луначарского | 250, 400 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформаторами 250 и 400 кВа | 15,9 |
| 11 | ТП-259 | 1979 | Ул. Октябрьская, 56 | 200 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с силовым трансформатором 200 кВа | 14,2 |
| 12 | ТП-16 | 1955 | Ул. Советская, 53-б | 250, 320 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформаторами 250 и 320 кВа | 15,4 |
| 13 | ТП 248 | 1968 | Ул. Вересаева, 22-а | 180, 315 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с силовыми трансформаторами 250 и 250 кВа | 15,1 |
| 14 | ТП 196 | 1956 | Ул. Арсенальная, 19-б | 100 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с силовым трансформатором 100 кВа | 13,9 |
| 15 | ТП 198 | 1939 | Ул. Пролетарская, 91-а | 315 | Строительная часть по типу К-42-630М6 с силовым трансформатором 320 кВа | 14,42 |
| Итого | 224,0 |
Распределительные пункты
| N п/п | Номер РП | Год ввода в эксплуатацию | Адрес | Тип ячеек (существующие) | Тип ячеек (проектируемые) |
| 1 | РП-11 | 1937 | Одоевское шоссе, 1-в (Мясново) | КСО-2М с приводом КАМ | КСО-292 с вакуумным выключателем ВБП-10-20-1600 |
| 2 | РП-15 | 1937 | Ул. Буденного, 5-б | КСО-2М с приводом КАМ | КСО-292 с вакуумным выключателем ВБП-10-20-1600 |
| 3 | РП-75 | 1936 | Ул. Шухова, 28-б | Аванкамеры | |
| 4 | РП-77 | 1950 | Театральный пер., 4-а | КСО-2М с приводом ПРБА, ППМ-10 |
Выполнение данного мероприятия позволит:
1.Повысить надежность электроснабжения потребителей на напряжение 6 - 10 кВ за счет наличия секционированных РУ-6(10) кВ.
2.Увеличить присоединенную мощность, тем самым повысить надежность электроснабжения потребителей за счет возможности перевода нагрузок на один трансформатор на период проведения ремонтных и аварийных работ.
3.Уменьшить отказы в работе оборудования.
Перечень кабельных линий электропередачи 6 - 10 кВ
с питающих центров ОАО "Тулэнерго" до РП (ТП)
МУП "Тулгорэлектросети" кабелей 6 - 10 кВ, подлежащих
техническому перевооружению и реконструкции
на 2008 - 2010 годы
| N п/п | Наименование кабеля | Год прокладки | Марка и сечение кабеля | Протяженность (км) |
2008 год
1 | ПС 41 - РП 10 | 1958 | ААБ 3 х 185 | 3,4 |
2 | ПС 41 - РП 70 | 1970 1972 1972 | ААБ 3 x 120 ААШВ 3 x 120 ААБ 3 x 120 | 1,7 0,3 0,23 |
3 | ПС 149 - РП 11 | 1964 1969 1964 1965 | ААБ 3 x 185 ААБ 3 x 240 ААБ 3 x 185 ААБ 3 x 240 | 1,6 0,5 0,3 0,2 |
4 | ПС 149 - РП 36 (ф. 29) | 1963 | ААБ 3 x 240 | 0,6 |
5 | ПС 41 - РП 50 | 1966 | АСБ 3 x 120 | 2,4 |
6 | ПС 149 - РП 41 | 1967 1966 1960 1966 1965 | ААБ 3 x 240 ААБ 3 x 240 ААБ 3 x 185 ААБ 3 x 240 ААБ 3 x 185 | 0,35 0,45 0,2 1,1 0,7 |
2009 год
1 | ПС 17 - РП 53 | 1974 1974 1979 1979 | ААШВ 3 x 120 ААШВ 3 x 120 ААШВ 3 x 120 ААБ 3 x 185 | 0,95 0,14 0,85 0,200 |
2 | ПС 17 - РП 65 | 1975 | ААШВ 3 x 185 | 0,8 |
3 | ПС 17 - РП 75 (ПС 17 - ТП 90) | 1936 | СБ 3 x 150 | 0,7 |
4 | ПС 17 - РП 75 (ТП 90 - РП 75) | 1936 | СБ 3 x 150 | 1,7 |
5 | ПС 17 - ТП 179 | 1936 | СБ 3 x 150 | 1,3 |
6 | ПС 21 - РП 63 | 1955 | СБ 3 x 150 | 2,5 |
7 | ПС 21 - ТП 770 | 1957 | АВВГ 3 x 95 | 0,4 |
8 | ПС 21 - ТП 772 | 1957 | АВВГ 3 x 95 | 0,7 |
Всего | 10,24 |
2010 год
| 1 | ПС 41 - РП 57 | 1969 | ААБ 3 x 240 | 1,02 |
| 2 | ПС 41 - РП 8 (ф. 2-А) | 1955 | АСБ 3 x 120 | 1,6 |
| 3 | ПС 41 - РП 8 (ф. 8-А) | 1955 | АСБ 3 x 120 | 1,6 |
| 4 | ПС 41 - РП 10 | 1958 | ААБ 3 x 185 | 3,4 |
| 5 | ПС 41 - РП 15 | 1955 | СБ 3 x 150 | 1,5 |
| 6 | ПС 41 - РП 17 | 1955 | СБ 3 x 185 | 3,1 |
| 7 | ПС 41 - РП 51 | 1968 | ААБ 3 x 240 | 2,4 |
| 8 | ПС 41 - РП 58 | 1969 | ААБ 3 x 185 | 2,0 |
| Всего | 16,62 |
РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ
Развитие инженерной инфраструктуры для создания возможности подключения дополнительной электрической мощности и улучшение качества передаваемой электроэнергии в рамках реализации Инвестиционной программы обеспечиваются исходя из соблюдения условия безубыточности: сумма затрат на выполнение мероприятий Инвестиционной программы равна сумме доходов от оказания услуг по подключению к сетям инженерно-технического обеспечения, а также надбавки к тарифу на услуги по передаче электроэнергии (полное возмещение затрат на реализацию Инвестиционной программы). Соответственно срок возврата инвестиций совпадает со сроком реализации Инвестиционной программы. Проведение экономических расчетов в данном случае нецелесообразно.
Расчет показателей экономической эффективности первого этапа Инвестиционной программы (2008 г.) прилагается ниже.
Оценка и технико-экономическое обоснование
финансовых потребностей I этапа инвестиционной
программы развития сетей внешнего электроснабжения
г. Тулы на напряжение 6 - 10 кВ
МУП "ТГЭС" на 2008 г.
Наименование показателя | Ед. изм. | Период | Отношение 4 гр./ 3 гр. | |
Текущий (утв.) | Планируемый | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Утвержденный тариф ВН СН2 НН | руб./ кВт.ч | 0,02937 0,27287 0,55314 | 0,0232 0,31653 0,64160 | 78,99 116,0 115,9 |
Полезный отпуск | тыс. кВт.ч | 893820 | 963175 | 107,8 |
Расходы | тыс. руб. | 155920,7 | 155475,1 | 99,7 |
Материалы | тыс. руб. | 2698,0 | 2886,9 | 107,0 |
Электроэнергия | тыс. руб. | 1265,4 | 1280,5 | 101,2 |
Амортизация | тыс. руб. | 30596,9 | 31333,4 | 102,4 |
Затраты на ремонт и техническое обслуживание основных средств | тыс. руб. | 14806,0 | 18793,1 | 126,9 |
Оплата труда | тыс. руб. | 59687,1 | 65628,6 | 110,0 |
Отчисления на социальные нужды | тыс. руб. | 15697,7 | 17260,3 | 110,0 |
Водоснабжение и водоотведение, теплоснабжение | тыс. руб. | 925,6 | 947,0 | 102,3 |
Налоги и страховые платежи, включаемые в себестоимость | тыс. руб. | 1597,3 | 1826,2 | 114,3 |
Прочие затраты | тыс. руб. | 28646,7 | 15519,1 | 54,2 |
Инвестиции (лизинговые платежи) при недостаточности для их оплаты начисленных амортизационных отчислений | тыс. руб. | - | - | |
Прибыль | тыс. руб. | 40261,5 | 138173,9 | 343,2 |
Налоги и обязательные платежи из прибыли | тыс. руб. | 9476,1 | 26890,3 | 283,7 |
Инвестиции, осуществляемые за счет прибыли | тыс. руб. | 27850 | 107378,1 | 385,5 |
Расходы на социальные нужды, осуществляемые за счет прибыли | тыс. руб. | 2935,4 | 3905,5 | 133,0 |
Итого финансовые потребности | 196182,2 | 293649,0 | 149,7 | |
ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ I ЭТАПА
ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ НА 2008 ГОД
развития сетей внешнего электроснабжения
г. Тулы на напряжение 6 - 10 кВ МУП "ТГЭС"
Экономическая эффективность представленной инвестиционной программы рассчитывается в соответствии с Методикой расчета по оценке экономической эффективности инвестиций, утвержденной МУП "ТГЭС" от 01.10.2006. Эффективность инвестиционного проекта - это категория, отражающая его соответствие целям и интересам предприятия.
Для оценки эффективности инвестиционного проекта МУП "ТГЭС" использует основные показатели, определяемые на основе денежных потоков:
1.Чистый доход (чистый денежный поток).
2.Чистый дисконтированный доход.
3.Внутренняя норма рентабельности (внутренняя норма доходности).
4.Индекс рентабельности инвестиций.
5.Срок окупаемости.
6.Коэффициент эффективности инвестиций (учетная норма прибыли).
7.Улучшение показателей качества предоставляемых услуг потребителям.
Чистым доходом (ЧД) называется накопленный эффект (сальдо денежного потока) за весь расчетный период.
В соответствии с Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов, утвержденными Министерством экономического развития РФ, Министерством финансов РФ N ВК 477 от 21.06.1999, сальдо суммированного денежного потока (Сдп) формируется из операционных, инвестиционных и финансовых потоков:
Сдп = Соп. + С ин. + Сф
где:
Соп. - сальдо денежного потока от операционной деятельности;
Син. - сальдо денежного потока от инвестиционной деятельности;
Сф - сальдо денежного потока от финансовой деятельности.
Сальдо по инвестиционной деятельности является отрицательным, так как показывает отток денежных средств по вложенным инвестициям.
Обобщающим результатом деятельности предприятия за весь период реализации проекта служит чистый дисконтированный доход (ЧДД). Чистый дисконтированный доход - это сальдо дисконтированных денежных доходов и расходов за весь срок реализации инвестиционного проекта. Он рассчитывается суммированием по периодам дисконтированных величин чистого денежного потока (ЧДП).
Метод расчета чистого дисконтированного дохода основан на сопоставлении величины исходных инвестиций с общей суммой дисконтированных чистых денежных поступлений, генерируемых ею в течение прогнозируемого срока.
ЧДД = SUMЧДПm х Еm,
mгде Еm - коэффициент дисконтирования, а сумма распространяется на все шаги в расчетном периоде;
ЧДПm - эффект (сальдо) денежного потока на m-ом шаге.
Коэффициент дисконтирования (Е) для m периода, рассчитывается по формуле:
1
Е = ------------
(1 + i)mгде i - процент, ставка (норма) дисконта в десятичном виде;
m - период, в котором происходит приток и отток средств.
Для экономической оценки инвестиционной программы норма дисконта должна быть на уровне банковской ставки рефинансирования, учитывая в себе инфляцию и степень риска. Представленный инвестиционный проект имеет низкий уровень риска, так как направлен на повышение надежности электроснабжения и роста энергопотребления за счет модернизации и перевооружения сетей МУП "ТГЭС". При низком уровне риска норма дисконта составит 0,10 (или 10 процентов).
Рассчитаем коэффициент дисконтирования:
1
Е = --------------
1
(1 + 0,10)
Е = 0,91Коэффициент дисконтирования составил 9,1 процента.
Тогда чистый дисконтированный доход составит:
ЧДД = (492,5 млн. руб. - 376,7 млн. руб. - 6,1 млн. руб. -
- 1,2 млн. руб. - 107,3 млн. руб.) x 0,91
ЧДД = 1092 тыс. руб.Положительное значение ЧДД (при заданной норме дисконта) свидетельствует об эффективности инвестиционного проекта (ЧДД > 0).
Наибольшую значимость коэффициент дисконтирования приобретает при оценке эффективности инвестиционного проекта в периоде анализа m лет. Тогда коэффициент дисконтирования будет показывать во сколько раз при заданной ставке i каждая денежная единица, получаемая в периоде m (1 год, 2 года...), менее ценна, чем денежная единица на исходный момент (m = 0).
Разность между чистым доходом (ЧД) и чистым дисконтированным доходом (ЧДД) называют дисконтом проекта.
1200 тыс. руб. - 1092 тыс. руб. = 108 тыс. руб.
Последовательно увеличивая ставку дисконтирования при положительном значении ЧДД или уменьшая при отрицательном, можно подобрать ставку i, при которой ЧДД равен 0. Это и есть внутренняя норма рентабельности проекта (ВНР). Недостаток определенной так ВНР заключается в том, что уравнение ЧДД(Е) = 0 необязательно имеет один положительный корень, оно может вообще не иметь корней. Для этого определим следующим образом:
ВНР - это положительное число Е' такое, что ЧДД:
- при норме дисконта Е = Е'обращается в 0;
- при всех Е > Е' - отрицателен;
- при всех 0 < Е < Е' - положителен.
Индексом рентабельности (доходности) инвестиций (ИРИ) называют отношение суммы чистого дохода от операционной деятельности за весь срок реализации проекта к сумме инвестиционных вложений на реализацию данного инвестиционного проекта.
Расчет производится по формуле:
Т
SUM Дчm
m = 1
ИРИ = ------------
Т
SUM Кm
m = 1где Дчm - чистый доход на шаге m реализации инвестиционного проекта;
Кm - капитальные вложения на шаге m реализации инвестиционного проекта;
Т - общий полезный срок реализации (использования) инвестиционного проекта.
108,5 р.
ИРИ = ----------
107,3 р.
ИРИ = 1,01 руб.Расчет показывает, что индекс доходности инвестиций выше единицы, это свидетельствует о рентабельности инвестиционного проекта. Это значит, что на каждый рубль вложенных в проект средств предприятие получит 1,01 руб.
Срок окупаемости инвестиций - это количество лет, в течение которых чистый доход от продаж возмещает дисконтированные инвестиции, то есть это первый период, в котором значение дисконтированного чистого денежного потока, рассчитанного нарастающим итогом, становится неотрицательным.
Срок окупаемости рассчитывается по формуле:
И
Т = ---------
Согде:
И - инвестиции;
Со - среднегодовое сальдо суммарного денежного потока.
Среднегодовое сальдо суммарного денежного потока МУП "ТГЭС" в период внедрения инвестиционного проекта составит:
492,5 млн. руб. - 376,7 млн. руб. - 6,1 млн. руб. - 1,2 млн. руб. = 108,5 млн. руб.
Рассчитаем срок окупаемости инвестиций:
107,3 млн. руб.
Т = ---------------
108,5 млн. руб.
Т = 0,99Произведенный расчет показал, что инвестиции, вложенные в проект в I квартале 2008 года, окупятся в IV квартале 2008 г., то есть срок окупаемости составляет 1 год.
Для исчисления нормы прибыли на капитал наиболее целесообразно использовать показатель среднего чистого дохода за один шаг реализации инвестиционного проекта и показатель первоначальных инвестиционных вложений на реализацию инвестиционного проекта. Показатель нормы прибыли на капитал характеризует рентабельность инвестиционного капитала, то есть получаемую величину чистого дохода на 1 шаг на 1 рубль вложенных средств.
Т
SUM Дчm/Т
m = 1
Нпк = ---------------;
т
SUM Кm
m = 0где Нпк - показатель нормы прибыли на вложенный капитал, %;
Дч - чистый доход на шаге m реализации инвестиционного проекта, руб.;
Т - общий полезный срок реализации (использования) инвестиционного проекта, годы;
Кm - капиталовложения на шаге m реализации инвестиционного проекта, руб.
Метод расчета нормы прибыли на капитал нельзя использовать самостоятельно, в отрыве от других методов. Принятие решения может быть ошибочно, так как данный метод не дает объективной оценки эффективности инвестиционного проекта до конца.
Реализация инвестиционной программы по строительству, модернизации и перевооружению сетей внешнего электроснабжения 6 - 10 кВ г. Тулы повлияет на улучшение показателей качества предоставляемых услуг потребителям за счет повышения надежности электроснабжения.
ЧИСТЫЕ ДОХОДЫ (ПОТОКИ) МУП "ТУЛГОРЭЛЕКТРОСЕТИ"
ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ I ЭТАПА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА
по развитию сетей внешнего электроснабжения
г. Тулы на напряжение 6 - 10 кВ
на 2008 год
| N п/п | Наименование показателей | 2008 год, млн. руб. | I квартал | II квартал | III квартал | IV квартал |
| ОПЕРАЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ | ||||||
| 1 | Выручка от передачи электроэнергии по сетям | 513,2 | 140,86 | 112,4 | 104,1 | 155,9 |
| 2 | Затраты предприятия всего: | 373,8 | 110,8 | 66,2 | 81,3 | 115,5 |
| - покупка электроэнергии на покрытие потерь | 218,4 | 69,8 | 27,2 | 41,3 | 80,1 | |
| - на содержание предприятия | 155,4 | 41,0 | 39,0 | 40,0 | 35,4 | |
| 3 | Сальдо прочих операций | 4,0 | 1,5 | 0,8 | 0,6 | 1,1 |
| 4 | Налог на прибыль | 26,9 | 1,2 | 3,5 | 9,9 | 12,4 |
| Сальдо по операционной деятельности | +108,5 | +27,36 | +41,9 | +12,3 | +26,9 | |
| ИНВЕСТИЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ | ||||||
| 1 | Затраты на инвестиционную программу | 107,3 | 5,0 | 12,5 | 39,3 | 50,5 |
| 2 | Прирост оборотных средств | - | - | - | - | - |
| Сальдо по инвестиционной деятельности | -107,3 | -5,0 | -12,5 | -39,3 | -50,5 | |
| ФИНАНСОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ | ||||||
| 1 | Собственный капитал | - | - | - | - | - |
| 2 | Другие источники финансирования | - | - | - | - | - |
| 3 | Поступления заемных средств | - | - | - | - | - |
| 4 | Погашение задолженности по заемным средствам | - | - | - | - | - |
| 5 | Выплата процентов по заемным средствам | - | - | - | - | - |
| 6 | Другие расходы | - | - | - | - | - |
| Сальдо по финансовой деятельности | - | - | - | - | - | |
| ОСТАТОК ДЕНЕЖНЫХ СРЕДСТВ | ||||||
| ОДС - положительный, профицит | +1,2 | +22,4 | +51,8 | +24,8 | +1,2 | |
| ОДС - отрицательный, дефицит | ||||||
| СВОБОДНЫЙ ОДС НА КОНЕЦ ПЕРИОДА | 1,2 | 22,4 | 51,8 | 24,8 | 1,2 |
Положительное значение (сальдо) денежных потоков показывает, что инвестиционный проект окупится в IV квартале 2008 г. и свидетельствует о его эффективности.
ЧИСТЫЕ ДОХОДЫ (ПОТОКИ) МУП "ТУЛГОРЭЛЕКТРОСЕТИ"
при реализации I этапа инвестиционного проекта
по строительству нового коллектора через улицу
Тимирязева для размещения в нем
40 кабелей 10 кВ от ПС 41 "Перекоп" на 2008 год
| N п/п | Наименование показателей | 2008 год, млн. руб. | I квартал | II квартал | III квартал | IV квартал |
| ОПЕРАЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ | ||||||
| 1 | Выручка от передачи электроэнергии по сетям | 513,2 | 140,86 | 112,4 | 104,1 | 155,9 |
| 2 | Затраты предприятия всего: | 373,8 | 110,8 | 66,2 | 81,3 | 115,5 |
| - покупка электроэнергии на покрытие потерь | 218,4 | 69,8 | 27,2 | 41,3 | 80,1 | |
| - на содержание предприятия | 155,4 | 41,0 | 39,0 | 40,0 | 35,4 | |
| 3 | Сальдо прочих операций | 4,0 | 1,5 | 0,8 | 0,6 | 1,1 |
| 4 | Налог на прибыль | 26,9 | 1,2 | 3,5 | 9,9 | 12,4 |
| Сальдо по операционной деятельности | +108,5 | +27,36 | +41,9 | +12,3 | +26,9 | |
| ИНВЕСТИЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ | ||||||
| 1 | Затраты на инвестиционную программу | 5,0 | 5,0 | - | - | - |
| 2 | Прирост оборотных средств | - | - | - | - | - |
| Сальдо по инвестиционной деятельности | -5,0 | -5,0 | - | - | - | |
| ФИНАНСОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ | ||||||
| 1 | Собственный капитал | - | - | - | - | - |
| 2 | Другие источники финансирования | - | - | - | - | - |
| 3 | Поступления заемных средств | - | - | - | - | - |
| 4 | Погашение задолженности по заемным средствам | - | - | - | - | - |
| 5 | Выплата процентов по заемным средствам | - | - | - | - | - |
| 6 | Другие расходы | - | - | - | - | - |
| Сальдо по финансовой деятельности | - | - | - | - | - | |
| ОСТАТОК ДЕНЕЖНЫХ СРЕДСТВ | ||||||
| ОДС - положительный, профицит | +103,5 | +22,4 | +64,3 | +76,6 | +103,5 | |
| ОДС - отрицательный, дефицит | ||||||
| СВОБОДНЫЙ ОДС НА КОНЕЦ ПЕРИОДА | 103,5 | 22,4 | 64,3 | 76,6 | 103,5 |
Положительное значение (сальдо) денежных потоков показывает, что инвестиционный проект по строительству нового коллектора через улицу Тимирязева окупится в I квартале 2008 г.
ЧИСТЫЕ ДОХОДЫ (ПОТОКИ) МУП "ТУЛГОРЭЛЕКТРОСЕТИ"
при реализации I этапа инвестиционного проекта
по прокладке кабелей 10 кВ с питающих центров
ОАО "Тулэнерго" до РП (ТП)
МУП "Тулгорэлектросети" на 2008 год
| N п/п | Наименование показателей | 2008 год, млн. руб. | I квартал | II квартал | III квартал | IV квартал |
| ОПЕРАЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ | ||||||
| 1 | Выручка от передачи электроэнергии по сетям | 513,2 | 140,86 | 112,4 | 104,1 | 155,9 |
| 2 | Затраты предприятия всего: | 373,8 | 110,8 | 66,2 | 81,3 | 115,5 |
| - покупка электроэнергии на покрытие потерь | 218,4 | 69,8 | 27,2 | 41,3 | 80,1 | |
| - на содержание предприятия | 155,4 | 41,0 | 39,0 | 40,0 | 35,4 | |
| 3 | Сальдо прочих операций | 4,0 | 1,5 | 0,8 | 0,6 | 1,1 |
| 4 | Налог на прибыль | 26,9 | 1,2 | 3,5 | 9,9 | 12,4 |
| Сальдо по операционной деятельности | +108,5 | +27,36 | +41,9 | +12,3 | +26,9 | |
| ИНВЕСТИЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ | ||||||
| 1 | Затраты на инвестиционную программу | 17,9 | 12,5 | 5,4 | ||
| 2 | Прирост оборотных средств | - | - | - | - | |
| Сальдо по инвестиционной деятельности | -17,9 | -12,5 | -5,4 | |||
| ФИНАНСОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ | ||||||
| 1 | Собственный капитал | - | - | - | - | - |
| 2 | Другие источники финансирования | - | - | - | - | - |
| 3 | Поступления заемных средств | - | - | - | - | - |
| 4 | Погашение задолженности по заемным средствам | - | - | - | - | - |
| 5 | Выплата процентов по заемным средствам | - | - | - | - | - |
| 6 | Другие расходы | - | - | - | - | - |
| Сальдо по финансовой деятельности | - | - | - | - | - | |
| ОСТАТОК ДЕНЕЖНЫХ СРЕДСТВ | ||||||
| ОДС - положительный, профицит | +90,6 | +27,36 | +56,8 | +63,7 | +90,6 | |
| ОДС - отрицательный, дефицит | ||||||
| СВОБОДНЫЙ ОДС НА КОНЕЦ ПЕРИОДА | 90,6 | 27,36 | 56,8 | 63,7 | 90,6 |
Положительное значение (сальдо) денежных потоков показывает, что инвестиционный проект по прокладке кабелей 10 кВ с питающих центров ОАО "Тулэнерго" до РП (ТП) МУП "Тулгорэлектросети" окупится в III квартале 2008 г.
ЧИСТЫЕ ДОХОДЫ (ПОТОКИ) МУП "ТУЛГОРЭЛЕКТРОСЕТИ"
при реализации I этапа инвестиционного проекта
по строительству и монтажу новых трансформаторных
подстанций и распределительных пунктов на 2008 год
| N п/п | Наименование показателей | 2008 год, млн. руб. | I квартал | II квартал | III квартал | IV квартал |
| ОПЕРАЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ | ||||||
| 1 | Выручка от передачи электроэнергии по сетям | 513,2 | 140,86 | 112,4 | 104,1 | 155,9 |
| 2 | Затраты предприятия всего: | 373,8 | 110,8 | 66,2 | 81,3 | 115,5 |
| - покупка электроэнергии на покрытие потерь | 218,4 | 69,8 | 27,2 | 41,3 | 80,1 | |
| - на содержание предприятия | 155,4 | 41,0 | 39,0 | 40,0 | 35,4 | |
| 3 | Сальдо прочих операций | 4,0 | 1,5 | 0,8 | 0,6 | 1,1 |
| 4 | Налог на прибыль | 26,9 | 1,2 | 3,5 | 9,9 | 12,4 |
| Сальдо по операционной деятельности | +108,5 | +27,36 | +41,9 | +12,3 | +26,9 | |
| ИНВЕСТИЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ | ||||||
| 1 | Затраты на инвестиционную программу | 84,4 | 33,9 | 50,5 | ||
| 2 | Прирост оборотных средств | - | - | - | - | |
| Сальдо по инвестиционной деятельности | -84,4 | -33,9 | -50,5 | |||
| ФИНАНСОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ | ||||||
| 1 | Собственный капитал | - | - | - | - | - |
| 2 | Другие источники финансирования | - | - | - | - | - |
| 3 | Поступления заемных средств | - | - | - | - | - |
| 4 | Погашение задолженности по заемным средствам | - | - | - | - | - |
| 5 | Выплата процентов по заемным средствам | - | - | - | - | - |
| 6 | Другие расходы | - | - | - | - | - |
| Сальдо по финансовой деятельности | - | - | - | - | - | |
| ОСТАТОК ДЕНЕЖНЫХ СРЕДСТВ | ||||||
| ОДС - положительный, профицит | +24,1 | +27,36 | +69,26 | +47,7 | +24,1 | |
| ОДС - отрицательный, дефицит | ||||||
| СВОБОДНЫЙ ОДС НА КОНЕЦ ПЕРИОДА | 24,1 | 27,36 | 69,26 | 47,7 | 24,1 |
Положительное значение (сальдо) денежных потоков показывает, что инвестиционный проект по строительству и монтажу новых трансформаторных подстанций и распределительных пунктов окупится в IV квартале 2008 г.
КОНТРОЛЬНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ
Федеральным законом от 30 декабря 2004 года N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса" предусматривается мониторинг выполнения Инвестиционной программы со стороны органов местного самоуправления - периодический сбор и анализ информации о выполнении Инвестиционной программы организаций коммунального комплекса, а также информации о развитии систем коммунальной инфраструктуры.
В целях обеспечения контроля со стороны органов местного самоуправления за ходом выполнения Инвестиционной программы выделены следующие ключевые показатели реализации Инвестиционной программы:
1) перечень построенных и введенных в эксплуатацию объектов в результате выполнения мероприятий Инвестиционной программы;
2) созданный резерв для присоединения дополнительных мощностей;
3) присоединенная электрическая мощность;
4) фактические затраты на выполнение мероприятий Инвестиционной программы;
5) объем полученных денежных средств от оказания услуг по подключению к системе коммунальной инфраструктуры.
Предоставление информации по указанным ключевым показателям должно осуществляться в установленном порядке по отдельному согласованию сторон.
ВОЗМОЖНЫЕ РИСКИ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ
ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ
При реализации Инвестиционной программы возможны следующие риски:
1.Невыполнение контрольных показателей Инвестиционной программы.
Данный риск является ключевым риском при реализации всей Инвестиционной программы и включает в себя превышение стоимости мероприятий Инвестиционной программы.
Возможные причины:
- изменения законодательства Российской Федерации;
- инфляция, превышающая уровень, учитываемый при расчетах Инвестиционной программы;
- иные изменения, влияющие на стоимость реализации мероприятий Инвестиционной программы.
2.Нехватка финансовых средств для реализации мероприятий Инвестиционной программы.
Возможные причины:
- временные разрывы между периодом поступления денежных средств по договорам на подключение и сроками финансирования строительства объектов (превышающие запланированные);
- невыполнение обязательств застройщиков по условиям платежей по договорам на подключение;
- неточность прогнозирования стоимости Инвестиционной программы или объема присоединяемой мощности.
3.Несвоевременность реализации мероприятий по строительству (модернизации) объектов в рамках Инвестиционной программы.
Возможные причины:
- несвоевременное выполнение работ со стороны подрядных организаций (проектная организация, строительно-монтажные организации, торгово-закупочные компании).
ОЦЕНКА РИСКОВ
| N риска | Значимость риска (0 - 1) | Степень вероятности возникновения риска (0 - 100%) | Общая оценка |
| 1 | 0,9 | 50% | 0,45 |
| 2 | 0,8 | 50% | 0,40 |
| 3 | 0,2 | 10% | 0,02 |
На основании проведенной экспертной оценки самым главным риском является риск "превышение стоимости Инвестиционной программы".
Для минимизации последствий в случае наступления вышеперечисленных рисков необходимо предусмотреть введение механизма корректировки Инвестиционной программы путем заключения договора между администрацией МО г. Тула и МУП "Тулгорэлектросети" по развитию системы электроснабжения города Тулы.
Мероприятиями, позволяющими снизить данные риски, могут быть:
- привлечение заемных средств;
- частичное обеспечение финансовых потребностей за счет средств бюджетов всех уровней;
- использование собственных средств.