ПОГОДЖЕНО

Рішення Володимир – Волинської 

міської ради

від__________________№__________

 

М.П.

 

 

 

ЗАТВЕРДЖЕНО

Директор КП "Володимир-

Волинськтеплоенерго"

_____________________/Коба С.А./

 

"           "                                2019 р.

М.П.

 

ІНВЕСТИЦІЙНА  ПРОГРАМА

 

КОМУНАЛЬНОГО ПІДПРИЄМСТВА

"ВОЛОДИМИР –ВОЛИНСЬКТЕПЛОЕНЕРГО"

ВОЛОДИМИР-ВОЛИНСЬКОЇ МІСЬКОЇ РАДИ

на 2019-2020 рр.

 

 

 

 

 

 


 

1. Загальна інформація про ліцензіата

Найменування ліцензіата	Комунальне підприємство "Володимир – Волинськтеплоенерго" Володимир-Волинської міської ради
Рік заснування	1991р.
Форма власності	комунальна
Місце знаходження	44700, Волинська область, м. Володимир – Волинський вул. Сагайдачного,19
Код за ЄДРПОУ	05384488
Прізвище, ім'я, по батькові посадової особи ліцензіата, посада	Директор —  Коба Сергій Анатолійович
Тел., факс, e-mail	тел../факс ( 03342 ) 35907, vvptm@ukr.net
Ліцензія на виробництво теплової енергії (№, дата видачі, строк дії)	Ліцензія Волинської обласної державної адміністрації на виробництво теплової енергії, рішення № 26 від 16.01.2018 р.
Ліцензія на транспортування теплової енергії	Ліцензія Волинської обласної державної адміністрації на транспортування теплової енергії, рішення № 26 від 16.01.2018 р.
Ліцензія на постачання теплової енергії	Ліцензія Волинської обласної державної адміністрації на постачання теплової    енергії, рішення № 26 від 16.01.2018 р.
Ліцензія на виробництво теплової енергії на теплоцентралях, ТЕС, АЕС, когенераційних установках та установках з використанням нетрадиційних або поновлювальних джерел енергії	АЕ № 575898 , 19.03.2015 р., з 19.03.2015 по 18.03.2020 р.
Статутний капітал ліцензіата, тис. грн.	7072,6
Балансова вартість активів, тис. грн.	15333,0
Амортизаційні відрахування за останній звітний період, тис. грн.	934,0
Заборгованість зі сплати податків, зборів (обов'язкових платежів), грн.	Заборгованість відсутня

 

1. Загальна інформація про інвестиційну програму.

 

Заходи інвестиційної програми	1. Реконструкція ділянки теплових мереж по вул. Луцька : - від котельні по вул.Луцька, 103-К до  теплової камери ТК-1 із заміною  труб Ǿ 219 мм на попередньоізольовані труби (ППУ) Ǿ 219 мм – 16  м.п.; - від теплової камери ТК-1 до теплової камери ТК-2 із заміною  труб Ǿ 219 мм на попередньоізольовані труби (ППУ) Ǿ 159 мм – 180  м.п.; - від теплової камери ТК-1 до житлового будинку по вул.Луцькій, 101/2 із заміною  труб Ǿ 159 мм на попередньоізольовані труби (ППУ) Ǿ 159 мм – 80  м.п.; 2. Реконструкція ділянки мереж постачання гарячої водопостачання по  вул. Луцька: - від котельні по вул.Луцька, 103-К до  теплової камери ТК-1 із заміною  труб Ǿ 159 мм на попередньоізольовані труби (ППУ) Ǿ 159 мм – 8  м.п. (подаючий трубопровід), труб Ǿ 133 мм на попередньоізольовані труби (ППУ) Ǿ 133 мм – 8  м.п. (зворотний трубопровід); - від теплової камери ТК-1 до теплової камери ТК-2 із заміною  труб Ǿ 133 мм на попередньоізольовані труби (ППУ) Ǿ 108 мм – 90  м.п. (подаючий трубопровід), труб Ǿ 108 мм на попередньоізольовані труби (ППУ) Ǿ 89 мм – 90  м.п. (зворотний трубопровід); - від теплової камери ТК-1 до житлового будинку по вул.Луцькій, 101/2 із заміною  труб Ǿ 159 мм на попередньоізольовані труби (ППУ) Ǿ 108 мм – 40  м.п. (подаючий трубопровід), труб Ǿ 108 мм на попередньоізольовані труби (ППУ) Ǿ 89 мм – 40  м.п. (зворотний трубопровід)
Цілі інвестиційної програми	-підвищення енергоефективності, надійності та безаварійності теплових мереж; -мінімізація збитків внаслідок зменшення втрат теплової енергії при її транспортуванні до споживачів; -впровадження сучасних енергоощадливих технологій транспортування теплової енергії.
Строк реалізації інвестиційної програми	12 місяців (01.10.2019р. по 30.09.2020р.)
	- 6 -
На якому етапі реалізації заходів, зазначених в інвестиційній програмі, знаходиться ліцензіат	Зведений кошторисний розрахунок на  реконструкцію ділянки теплових мереж по вул. Луцька, 103  в наявності.
Головні етапи реалізації інвестиційної програми	1. Створення робочої групи  на підприємстві, яка буде займатися впровадження заходів по реалізації інвестиційної програми. 2. Закупівля  матеріалів для проведення  робіт по інвестиційній  програмі. 3. Проведення робіт згідно проектної документації. 4. Здача об'єктів інвестиційної програми в експлуатацію.

 

3. Відомості про інвестиції за інвестиційною програмою.

 

Загальний обсяг інвестицій, тис.грн.	998,5
Власні кошти	998,5
Позичкові кошти	-
Залучені кошти	-
Бюджетні кошти	-
Напрямки використання інвестицій (у % від загального обсягу інвестицій) :
Заходи із зниження питомих витрат, а також втрат ресурсів	100,0
Заходи щодо забезпечення технологічного та/або комерційного обліку ресурсів	0
Заходи щодо впровадження та розвитку інформаційних технологій	0
Заходи щодо модернізації та закупівлі транспортних засобів спеціального та спеціалізованого призначення	0
Заходи щодо підвищення екологічної безпеки та охорони навколишнього середовища	0
Інші заходи	0

 

4. Оцінка економічної ефективності інвестиційної програми.

 

Чиста приведена вартість, тис. грн.	301,1
Внутрішня норма дохідності	20,45%
Дисконтний період окупності	7,21
Індекс прибутковості	1,35

 

Директор КП "Володимир-

Волинськтеплоенерго"               _______________________ /Коба С.А./

        



 

5. Пояснювальна записка

5.1. Інформація  про підприємство

                        Комунальне підприємство «Володимир – Волинськтеплоенерго» Володимир-Волинської міської ради було створено згідно рішення виконавчого комітету Володимир – Волинської міської ради від 14.03.1991 року №125 «Про створення самостійного госпрозрахункового підприємства теплових мереж «Володимир-Волинськтеплокомуненерго» та  рішення виконавчого комітету – Волинської міської ради від 16.08.2007 року №323 «Про доповнення рішення виконавчого комітету від 14.03.91 року №125» шляхом передачі з балансу державного підприємства «Волиньтеплокомуненерго» основних засобів згідно інвентаризаційної відомості на баланс підприємства теплових мереж «Володимир-Волинськтеплокомуненерго». Державна реєстрація (перереєстрація) підприємства була проведена згідно рішення виконавчого комітету Володимир-Волинської міської ради від 17.09.1992 року №280.

         Юридична адреса: 44700, м. Володим.-Волинський, вул. Сагайдачного, 19.

         Код підприємства за Єдиним державним реєстром підприємств та організацій України (ЄДРПОУ) -05384488.

         Форма власності  - комунальна. Майно підприємства передано підприємству на праві повного господарського відання. Організаційно-правова форма за КОПФГ – 150 "Комунальне підприємство".

         Статут підприємства зареєстровано відповідно до рішення Володимир-Волинської міської ради від 24.04.2019 р. № 32/28.

         Підприємство є юридичною особою, має самостійний баланс, розрахунковий та інші рахунки в установах банків та в Державній казначейській службі України, печатку; може виступати від свого імені, укладати договори, набувати майнові та пов’язані з ними немайнові права, нести обов’язки, бути позивачем та відповідачем в усіх судових інстанціях.

         У технологічних процесах на підприємстві наявні 19 виробничих професій. Середньооблікова чисельність працюючих  в опалювальний період 2017-2018 рр. становила 168 чол., облікова чисельність на 01.06.2019р.  – 86 чол.

Основним видом діяльності  підприємства є виробництво, транспортування, постачання теплової енергії для установ та організацій бюджетної сфери  та комерційних споживачів, надання  комунальних послуг – централізованого опалення та гарячого водопостачання для потреб населення міста. За опалювальний період 2018-2019 рр. підприємством вироблено 47979 Гкал теплової енергії.

Послуги з постачання теплової енергії для опалення отримують 137 житлових будинків міста, підігріву води  - 60 житлових будинків міста. Централізованим опаленням в місті користується 6493 абонентів та 146 юридичних осіб. Послугою централізованого гарячого водопостачання користується 7628 мешканців міста, з них 6395 чол. користуються лічильниками гарячої води. Оснащено будинковими лічильниками централізованого опалення 47 житлових будинків (34,3%).

 На балансі підприємства знаходиться 21 котельня (одна котельня передана в оренду), 4 центральних теплових пунктів та 2 індивідуальних теплових пунктів  (бойлерних). Загальна встановлена теплова потужність котелень становить 80,5 МВт. Система централізованого теплопостачання працює по температурному графіку 95/70 ºС. Центральне регулювання відпуску теплової здійснюється в опалювальний період якісним способом по опалювальному графіку температур теплоносія. Системи централізованого опалення споживачів приєднані до теплових мереж за залежною схемою. Теплова енергія на потреби опалення подається протягом опалювального період цілодобово, на потреби гарячого водопостачання – за графіком.  Види палива, який використовуються для виробництва теплової енергії, - природний газ та місцеві види твердого палива.

Всі котельні підприємства працюють локально і не залежно одна від одної на певну групу споживачів. Частка виробництва теплової енергії по котельні знаходиться в межах від 0,3 до 20,5 відсотка. Найбільш потужним джерелом теплової енергії в місті є котельня по вул. Старицького,12 з часткою в загальному обсязі виробництва теплової енергії 20,5 відсотка. Наступними за обсягом виробництва  є котельні по вул.. Ковельській 188  - 12,8 %, котельня по вул. Луцькій 103 - 9,8 %, по вул. Академіка Глушкова 1/219 – 8,0 %, по вул. Сагайдачного,7 – 6,5 %. Решта 16 котелень разом виробляють біля 53  відсотків теплової енергії.

На підприємстві експлуатується 82 котли, 146 насосні установки та 31 водонагрівач. Джерела теплової енергії обладнані  водогрійними  котлами: НІІСТУ-5 -38 шт., Мінськ  - 10 шт.; КВГ-7,56  -  2 шт.; КСВ - 7 шт.;Е-1/9 - 3 шт.;  Рівнотерм-96 -4шт.; VIESSMAN – 5шт.;КАЛВІС-700 – 2шт., Неус-Віхлач – 1 шт., АОВГ-6 шт., Тула-3 - 1 шт., решта типів котлів складає 1-3 од. Рік встановлення котлів відповідає періоду з 1968 р. по 2016 р., 48% котлів експлуатується понад 20 років або 59% понад 15 років. На деяких котельнях встановлені новітні котлоагрегати з коефіцієнтом корисної дії 92-94%, проте значна частина котлів, що знаходиться в експлуатації, фізично зношені та морально застарілі. Термін експлуатації обладнання на окремих котельнях перевищує нормативний ресурс майже в два рази. Для обліку споживання енергоносіїв на всіх об’єктах  КП "Володимир-Волинськтеплоенерго" встановлені відповідні засоби обліку, що дає можливість контролювати використання природного газу, води та електроенергії.  Рівень оснащеності джерел тепла технологічним обліком теплової енергії складає 100 %. На всіх котельнях на газових лічильниках встановлені обчислювачі об"єму газу (коректори).

Газопостачання котелень здійснюється від ГРП середнього тиску. Обладнання газової автоматики, яке використовується на котельнях, працює в режимі автомати безпеки. Електропостачання здійснюється з міської електромережі через трансформаторні підстанції. Джерелом системи технічного водопостачання є міська система питного водопостачання.

КП "Володимир-Волинськтеплоенерго"  експлуатує 19,3 км теплових мереж в двотрубному вимірі, в т.ч. 14,5 км магістральних та розподільчих мереж для опалення та 4,8 км. розподільчих мереж гарячого водопостачання. Транспортування теплової енергії здійснюється по закритій двотрубній системі; від котельні по вул. Старицького до ЦТП та бойлерних тепло передається по суміщеній двотрубній системі, а від них до споживачів подача тепла проводиться окремими системами 4-х трубних тепломереж. Основними напрямками теплових мереж є вул. Ковельська, вул. Луцька, вул. Поліської Січі та Академіка Глушкова, а також район селища цукрового заводу.

    



 

5.2.Обґрунтування необхідності впровадження інвестиційної програми

 

 Із загальної протяжності теплових мереж   - з терміном експлуатації понад 20 років – 11,95 км мереж  (54,9%) , у ветхому стані перебуває 4,47 км (22,6%) теплових мереж. На даний час проведено заміну 39% трубопроводів на попередньоізольовані труби безканальної прокладки.

 



 

Тип прокладання	Загальна довжина в двотрубному вимірі			Ветхі та аварійні		Знаходяться в експлуатації  > 20 років
	км	%		км	%	км	%
Теплові мережі опалення
В каналах	8,67		44,92	3,73	19,33	7,8	40,4
Попередньоізольовані	5,35		27,72
Надземний	0,45		2,3			0,39	2,02
Всього	14,47		74,98	3,73	19,33	8,19	42,42
Теплові мережі гарячої води
В каналах	2,66		13,78	0,64	3,33	2,4	12,43
Попередньоізольовані	2,11		10,93
Надземний	0,06		0,31
Всього	4,83		25,02	0,64	3,33	2,4	12,43
Теплові мережі разом
В каналах	11,33		58,7	4,37	22,64	10,2	52,8
Попередньоізольовані	7,46		38,65
Надземний п/ізол	0,51		2,65			0,39	2,02
Разом	19,3		100	4,37	22,64	10,59	54,82

 

Значна частина існуючих теплових мереж прокладена в непрохідних залізобетонних лоткових каналах в тепловій ізоляції з мінеральної вати з покриттям  руберойдом. В місцях підтоплення лотків ізоляція пошкоджена і частково відсутня на трубопроводах. Відсутня ізоляція запірної (секційної) арматури. Недостатня кількість секційної арматури в теплових камерах, а також відсутність  арматури на деяких ділянках (розгалуженнях), знижує надійність роботи системи теплопостачання в цілому та збільшує затрати при ліквідації аварій, що в кінцевому результаті понижує рівень надання послуг споживачам тепла.   

Більшість теплових мереж (54,9%) мають термін експлуатації більше 20 років; з них одна третина підлягає заміні. Особливо це стосується ділянок теплових мереж, які були прокладені у 70-80-х роках, коли застосовувались трубопроводи з меншою товщиною стінки і будівельних конструкцій з полегшеною гідроізоляцією. Незважаючи на часткову заміну існуючих трубопроводів на сталеві, попередньоізольовані, в оболонці з поліетиленової труби, темпи старіння існуючих теплових мереж значно перевищують темпи їх заміни.

                 

 

Адреса котельні	Загальна протяжність теплових  мереж у двотрубному обчисленні (км), у тому числі за діаметрами (м)	Види прокладання теплових  мереж                     (канальна, безканальна, підземна, надземна, тощо)	Ділянки тепломережі, які потребують заміни, ( L, м, Ду, мм)
Луцька, 103к	Д219-80 Д159-262 Д159/108-120 Д133/108-199 Д108-199 Д108/89-112 Д89-58 Д76/40-129 Д57/27-48 1207 м	Канальна	Д219-39 Д 159- 180,5 Д133/108-149 Д108/89-69 Д89-27 Д 76- 89 Д 57-19        Разом  572,5 м

Ділянки теплових мереж КП "Володимир-Волинськтеплоенерго" котельні по вул.Луцькій, 103-К від котельні по вул.Луцька, 103-К до  теплової камери ТК-1 , від теплової камери ТК-1  до теплової камери ТК-2, від теплової камери ТК-1 до житлового будинку по вул Луцькій, 101/2 експлуатуються з 1983 року. Труби прокладені в непрохідних каналах з ізоляцією з використанням мінеральної вати.  Термін експлуатації без проведення капітального ремонту становить 36 років (нормативний термін згідно ГКД 34.20.661-2003 – 15 років), тобто перевищує нормативний у 2,4 рази. Дані ділянки теплових мереж є розподільчими. (Акт технічного обстеження даних ділянок мереж – Додаток     № 1.)

Внаслідок проникнення талих вод, каналізаційних стоків зовнішніх каналізаційних мереж, які знаходяться поряд з тепломагістралями, зазначені ділянки тепломереж підтоплюються, у деяких місцях канали теплових мереж замулені. Експлуатація теплових мереж за таких умов призводить до інтенсивної корозії металу, порушення герметичності теплопроводів. Наслідком такого режиму експлуатації теплових мереж є достатньо високий рівень реальних втрат теплової енергії через ізоляцію.

Результатами проведення шурфовок встановлено, що теплоізоляційне покриття трубопроводів  ділянок теплової мережі від котельні по вул.Луцька, 103-К до  теплової камери ТК-1 , від теплової камери ТК-1  до теплової камери ТК-2, від теплової камери ТК-1 до житлового будинку по вул Луцькій, 101/2 непридатне для подальшої експлуатації внаслідок своєї зношеності та відсутності антикорозійного покриття. Зовнішня поверхня подавальних і зворотніх трубопроводів покрита суцільною корозійною плівкою, під якою виявлено додаткові корозійні виразки глибиною 2–3 мм. У верхній частині товщина стінок труб становить 3 – 4 мм, у нижній частині – 2-3 мм від номінальної товщини 6 мм. У місцях корозійних виразок товщина стінок трубопроводів становить 2-3 мм, що є аварійно небезпечним. Корозійний знос даних ділянок трубопроводів становить 50-60%. Такий незадовільний технічний стан даних ділянок трубопроводів призводить до значних втрат теплової енергії, їх низької надійності, додаткових фінансових та трудових витрат на усунення наслідків аварій. Отож дані ділянки теплотрас не можуть забезпечувати гарантоване безперебійне теплопостачання споживачам та потребують заміни.

- 17-

Заходами інвестиційної програми передбачається заміна труб даних ділянок тепломереж. Найбільшу ефективність і збільшення терміну експлуатації

теплових мереж забезпечує застосування попередньоізольованих в заводських умовах трубопроводів та їх елементів, сучасних теплоізоляційних матеріалів з покращеними характеристиками відповідно до ДСТУ Б В.2.5-31:2007 "Трубопроводи попередньо теплоізольовані спіненим поліуретаном". 

При температурі теплоносія 95 °C в подавальному теплопроводі мереж з поліуретановою ізоляцією, ККД теплової ізоляції становить 99-97%, тобто питомі втрати теплоти через ізоляцію підтримуються на рівні 1-3 %, що значно нижче нормативних втрат з традиційною ізоляцією.

         Заміна зношених трубопроводів із застосуванням попередньо ізольованих труб відповідає сучасним вимогам по терміну безаварійної експлуатації та теплоізоляційним характеристикам.

 

5.3. Вплив результатів реалізації інвестиційної програми

на структуру тарифу

Амортизаційні відрахування у структурі затверджених тарифів (встановлені відповідно до рішення Володимир-Волинського міськвиконкому від 23.11.2018 р. № 351) становлять 416,23 тис.грн. Загальний обсяг інвестицій за інвестиційною програмою – 998,50 тис. грн.

Відповідно до п.23 Порядку формування тарифів на теплову енергію, її виробництво, транспортування та постачання, послуги з централізованого опалення і постачання гарячої води, затвердженого постановою КМУ від 01.06.2011 р. № 869 "Про забезпечення єдиного підходу до формування тарифів на житлово-комунальні послуги", планування складової частини прибутку, що передбачається для здійснення необхідних інвестицій для провадження ліцензованої діяльності, провадиться відповідно до інвестиційної програми ліцензіата. Планований прибуток визначається як сума коштів, що перевищує суму повної планованої собівартості і спрямовується на здійснення необхідних інвестицій, та нарахування податку на прибуток.

Планований прибуток = (Загальний обсяг інвестицій за інвестиційною програмою – Амортизаційні відрахування в структурі тарифів) / (100%   - ставка податку на прибуток)

Планований прибуток = (998,50 – 416,23) / (100% - 18%) = 710,09 тис.грн.   



                                                                                         

Категорія споживачів	Вид тарифу	Одиниця вимірю-вання	Чинний тариф, грн..	Тариф з новою інвестиційною складовою, грн.	Віхилення
					грн.	%
Населення	Тариф на послугу з централізованого опалення	Гкал	1886,69	1887,14	+0,45	0,17%
	Тариф на послугу з централізованого опалення	м2	42,96	42,97	+0,01	0,17%
	Тариф на послугу з централізованого  постачання гарячої води	м3	121,50	121,53	+0,03	0,16%
Бюджетні організації	Тариф на теплову енергію	Гкал	1866,97	1872,57	+5,60	2,21%
	Тариф на послугу з централізованого постачання гарячої води	м3	121,50	121,83	+0,33	2,03%
Комерційні .споживачі	Тариф на теплову енергію	Гкал	1876,07	1882,09	+6,02	2,37%

Вплив передбачених інвестпрограмою заходів на структуру тарифу наведено у таблиці 4.

         -

	Структура тарифу з урахуванням інвестиційної складової
															тис.грн.
			Тариф на теплову енергію				Централізоване опалення			Централізоване ПГВ			Централізоване ПГВ
			середньжважений	населення	бюджет	інші	населення			населення			бюджет
								абовідділ			абовідділ			абовідділ
1.	Виробнича собівартість		90081,39	64806,39	23158,31	2116,70	54350,06	525,58	54875,64	10456,33	917,07	11373,40	377,82	33,75	411,57
1.1.	Прямі витрати, всього		69913,52	50370,78	17904,47	1638,27	42243,59	3,93	42247,52	8127,18	816,71	8943,89	292,10	30,06	322,16
1.1.1.	Паливо		65164,30	46971,42	16667,28	1525,61	39392,71		39392,71	7578,70		7578,70	271,92		271,92
1.1.2.	Електроенергія		4009,10	2869,60	1044,39	95,11	2406,60	1,53	2408,12	463,00	0,29	463,30	17,04	0,01	17,05
1.1.5.	Вода технологічних потреб		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00		0,00	0,00	815,95	815,95	0,00	30,03	30,03
	Вода для ГВП		237,42	169,94	61,85	5,63	142,52	0,24	142,76	27,42	0,05	27,47	1,01	0,00	1,01
1.1.6.	Матеріали, запасні частини		502,70	359,82	130,96	11,93	301,76	2,16	303,92	58,06	0,42	58,47	2,14	0,02	2,15
1.2.	Прямі витрати на з/пл		14470,19	10357,36	3769,56	343,27	8686,23	237,89	8924,13	1671,13	45,77	1716,90	61,50	1,68	63,18
1.3.	Інші прямі витрати в т.ч.		3962,72	2836,41	1032,31	94,01	2378,76	255,24	2634,00	457,65	49,10	506,75	16,84	1,81	18,65
1.3.1.	відрахування на соц заходи		3183,44	2278,62	829,30	75,52	1910,97	52,34	1963,31	367,65	10,07	377,72	13,53	0,37	13,90
1.3.2.	амортизаційні відрахування		387,68	277,49	100,99	9,20	232,72	0,26	232,98	44,77	0,05	44,82	1,65	0,00	1,65
1.3.3.	Інші прямі витрати		391,60	280,30	102,01	9,29	235,07	202,64	437,71	45,23	38,99	84,21	1,66	1,43	3,10
1.4.	Загальновиробничі витрати в т.ч.		1734,96	1241,84	451,97	41,16	1041,47	28,52	1069,99	200,37	5,49	205,85	7,37	0,20	7,58
1.4.1.	витрати на оплату праці		995,97	712,89	259,46	23,63	597,87	19,98	617,84	115,02	3,15	118,17	4,23	0,12	4,35
1.4.2.	відрахування на соц заходи		219,11	156,84	57,08	5,20	131,53	3,60	135,13	25,31	0,69	26,00	0,93	0,03	0,96
1.4.3.	інші витрати		519,87	372,11	135,43	12,33	312,07	4,94	317,02	60,04	1,64	61,68	2,21	0,06	2,27
2.	Адміністративні  витрати в т.ч.		4674,51	3345,88	1217,73	110,89	2806,03	76,85	2882,88	539,85	14,79	554,63	19,87	0,54	20,41
2.1.	витрати на оплату праці		3249,07	2325,60	846,40	77,08	1950,37	53,42	2003,79	375,23	10,28	385,51	13,81	0,38	14,19
2.2.	відрахування на соц заходи		714,80	511,63	186,21	16,96	429,08	11,75	440,83	82,55	2,26	84,81	3,04	0,08	3,12
2.3.	інші витрати		710,63	508,65	185,12	16,86	426,58	11,68	438,27	82,07	2,25	84,32	3,02	0,08	3,10
3.	Повна собівартість		94755,90	68152,27	24376,04	2227,59	57156,09	602,43	57758,53	10996,18	931,85	11928,03	397,68	34,29	431,98
4.	Розрахунковий прибуток, в т.ч.		710,09	118,65	538,68	52,76	99,50	0,00	99,50	19,14	0,00	19,14	8,79	0,00	8,79
4.1.	виробничі інвестиції		582,27	97,29	441,72	43,26	81,59	0,00	81,59	15,70	0,00	15,70	7,21	0,00	7,21
4.2.	податок на прибуток		127,82	21,36	96,96	9,50	17,91	0,00	17,91	3,45	0,00	3,45	1,58	0,00	1,58
4.3.	інше використання прибутку		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
5.	Вартість теплової енергії за відповідним тарифом		95465,98	68270,92	24914,72	2480,34	57255,60		57858,03	11015,32		11947,17	406,47		440,77
6.	Обсяг реалізації теплової енергії Гкал		61289,08	43869,04	15966,12	1453,92	36790,90		36790,90	7078,15		117969,00			4341,33
7.	Рівень рентабельності			0,17%	2,21%	2,37%			0,17%			0,16%			2,03%
8.	Тариф на теплову енергію		1557,63	1556,24	1560,47	1568,41	1226,76		1572,62	1229,09		101,27			101,53
9.	Тариф на теплову енергію з ПДВ			1867,49	1872,57	1882,09			1887,14			121,53			121,83

 

 

 

 


 

№ з/п	Найменування та характеристика об»єктів теплопостачання	Одиниця виміру	Показник
			загальний	з них аварійні
1. Виробництво теплової енергії
1	Джерело теплової енергії
1.1	Загальна кількість котельних, з них	шт.	20	0
	потужність до 3 Гкал/год	шт.	11	0
	потужність від  3 до 20 Гкал/год	шт.	9	0
	потужність від 20 до 100 Гкал/год	шт.	0	0
	потужність 100 Гкал/год	шт.	0	0
	дахових	шт.	0	0
1.2	Загальна установлена потужність котелень, з них:	Гкал/год	68,567	0
	потужність до 3 Гкал/год	Гкал/год	18,117	0
	потужність від  3 до 20 Гкал/год	Гкал/год	50,45	0
	потужність від 20 до 100 Гкал/год	Гкал/год	0	0
	потужність 100 Гкал/год	Гкал/год	0	0
	дахових	Гкал/год	0	0
1.3	Середнє навантаження котелень:
	у неопалювальний період	Гкал/год	2,32	0
	у зимовий період	Гкал/год	12,21	0
1.4	Річний обсяг відпуску теплової енергії	Гкал	46836	0
2	Котли та хвостові поверхні нагріву
2.1	Загальна кцількість котлів	шт	81	0
2.1.1	за видом теплоносія, з них:	шт	81	0
	водогрійних з КПД менше 86%	шт	20	0
	водогрійних з КПД більше 86%	шт	61	0
	парових з КПД менше 89%	шт	0	0
	парових з КПД більше 89%	шт	0	0
2.1.2	за видом палива, з них:
	на газоподібному паливі	шт	76	0
	на твердому паливі	шт	5	0
	на рідкому паливі	шт	0	0
2.2	Використання установлених виробничих потужностей котлів:
	у неопалюючий період	%	0	0
	у зимовий період	%	100	0
2.3	Загальна кількість економайзерів	шт	3	0
	-20-		20	0
3	Газоповітряний тракт, димові труби,очистка димових газів
3.1	Загальна кількість тягодуттєвиї установок, з них:	шт	15	0
	димососів	шт	9	0
	дуттєвих вентиляторів(установлених окремо)	шт	6	0
3.2	Загальна установлена потужність тягодуттєвих установок	кВт	91,17	0
3.3	Загальна кількість золошлакоутворювачів	шт	1	0
3.4	Загальна кількість димових труб, з них:		27	0
	сталевих	шт	22	0
	цегляних та/або залізобетонних	шт	5	0
4	Допоміжне обладнанн
4.1	загальна кількість деараторних установок	шт	0	0
4.2	загальна кількість водопідігрівальних установок	шт	20	0
4.3	загальна кількість  баків збору конденсату	шт	0	0
4.4	загальна кількість  насосів з них:	шт	116	0
	живильних	шт	1	0
	мережних	шт	49	0
	підживлювальних	шт	21	0
	конденсаційних	шт	0	0
	рециркуляційних	шт	14	0
	Насосів гарячого водопостачання (ГВП)	шт	18	0
	циркуляційних(ГВП)	шт	14	0
4.5	Загальна  установлена потужність  насосів	кВт	1140,4	0
5	Водопідготовка і водно — хімічний режим
5.1	Загальна кількість  водопідготовчих установок	шт	17	0
5.2	Загальна кількість  насосів  у складі водопідготовчих установок	шт	3	0
5.3	Загальна установлена потужність насосів	шт	5,9	0
6	Електропостачання та електротехнічні пристрої
6.1	Загальна кількість лічильників обліку електричної енергії:	шт	36	0
	прямого включення	шт	31	0
	трансформаторного включення	шт	5	0
6.2	Загальна кількість  точок обліку електричної енергії об”єднаних у ЛУЗОД (АСКОЕ)	шт	0	0
6.3	Загальна кількість  трансформаторних підстанцій 10 (6)/0,4 кВт:	шт	0	0
	потужність до 630 вКА	шт	0	0
	потужність понад  630 кВА	шт	0	0
6.4	Використання установлених виробничих потужностей електротехнічного обладнання:
	у неопалювальний період	%	4	0
	у зимовий період	%	96	0
7	Автоматизація
7.1	Загальна кількість автоматизованих  котелень, у тому числі	шт	4	0
	з повною  автоматизацією (без постійного обслуговувального персоналу)	шт	0	0
	з частковою автоматизацією	шт	4	0
	- 21-		4	0
7.2	Загальна кількість систем автоматичного регулювання параметрів робочого  процесу	шт	4	0
8	Прилади обліку теплової енергії
8.1	Загальна кількість  приладів обліку теплової енергії	шт	20	0
	на джерелах  теплопостачання	шт	20	0
	комерційного (у споживача)	шт	0	0
8.2	Забезпеченість приладами обліку на джерелах теплопостачання	%	100	0
8.3	Забезпеченість приладами комерційного обліку	%	0	0
8.4	Загальна кількість  приладів комерційного  обліку, що необхідно встановити до 100% оснащеності, у тому числі:	шт	0	0
	на джерелах теплопостачання	шт	0	0
	комерційного обліку	шт	0	0
9	Транспортні засоби
9.1	Загальна кількість спеціальних та спеціалізованих транспортних засобів у  тому числі:	шт	4	0
	спецтехніки	шт	1	0
	вантажних автомобілів	шт	3	0
	легкових автомобілів	шт	0	0
10	Будівлі та споруди виробничого призначення
	Загальна кількість	шт	19	0
	ІІ. Транспортування та постачання теплової енергії
11	Магістральні теплові мережі
11.1	Протяжність магістральних теплових мереж, у тому числі:	км	1,928	0
	підземних канальних	км	1,398	0
	підземних безканальних	км	0,140	0
	надземних	км	0,390	0
11.2	Загальна кількість  теплових камер	шт	27	0
12	Місцеві (розподільчі) мережі
12.1	Протяжність  місцевих (розподільчих) теплових мереж, у тому числі:	км	12,55	0
	підземних	км	12,49	0
	надземних	км	0,06	0
12.2	Загальна кількість теплових камер	шт	118	0
13	Мережі  гарячого  водопостачання
13.1	Протяжність  мереж ГВП з них :	км	4,829	0
	підземних	км	4,769	0
	надземних	км	0,060	0
14	Центральні теплові пункти (ЦТП)
	Загальна кількість  ЦТП	шт	4	0
15	Індивідуальні теплові пункти (ІТП)
	Загальна кількість ІТП	шт	2	0
16	Обладнання ЦТП та ІТП
16.1	Загальна кількість водопідігрівальних установок	шт	11	0
16.2	Загальна кількість баків- акумуляторів гарячої води	шт	0	0
	- 22-		23	15
16.3	Загальна кількість  насосів , з них:	шт	0	0
	підживлювальних	шт	12	0
	насосів ГВП	шт	11	0
	циркуляційних (ГВП)	шт	122,5	0
16.4	Загальна установлена потужність насосів	кВт
17	Електропостачання та системи управління		6	0
17.1	Загальна кількість лічильників обліку електричної енергії	шт	3	0
17.2	Загальна кількість системи автоматизації та контролю у  тому числі:	шт	3	0
	систем автоматичного погодного регулювання подачі  теплоносія	шт	0	0
18	Прилади обліку теплової енергії і  лічильник ГВП
18.1	Загальна кількість  приладів  обліку тепл енергії на ЦТП	шт	0	0
18.2	Загальна кількість лічильників ГВП з них:	шт	0	0
	на ЦТП	шт	0	0
	у споживачів (у будинках)	шт	0	0
18.3	Забезпеченість  приладів обліку теплової енергії на ЦТП	%	0	0
18.4	Забезпеченість  лічильниками ГВП, з них:	%	0	0
	на ЦТП		0	0
	у споживачів (у будинках)	%	0	0
18.5	Загальна кількість приладів обліку теплової енергії на ЦТП, що  необхідно встановити до 100% оснащеності	шт	9	0
18.6	Загальна кількість лічильників ГВП, що необхідно встановити до 100% оснащеності у тому числі:	шт	132	0
	на ЦТП	шт	8	0
	у споживачів (у будинках)	шт	124	0
19	Транспортні засоби
19.1	Загальна кількість  спеціальних та спеціалізованих транспортних засобів з них:	шт	5	0
	спецтехніки	шт	2	0
	вантажних автомобілів	шт	3	0
	легкових автомобілів	шт	0	0
20	Будівлі та споруди виробничого призначення
	Загальна кількість	шт	5	0
21	Опалювальна площа	тис кв м	431,447	0
22	Забезпечення гарячою водою	тис жител.	7,953	0
23	Приєднане навантаження за категоріями:
	населення	Гкал/год	23,27	0
	бюджетні установи	Гкал/год	8,95	0
	інші	Гкал/год	0,85	0
24	Фактичні річні втрати теплової енергі	тис Гкал	4,009	0
		%	7,4	0

 








6. Опис заходів інвестиційної програми

 

6.1. Техніко-економічне обгрунтування інвестиційної програми

 

















 

Відповідно до Концепції реалізації державної політики у сфері теплопостачання , схваленої розпорядженням Кабінету Міністрів України від 18.08.2017 р. № 269-р, передбачається підвищення технологічного рівня систем теплопостачання, зменшення питомих витрат паливно-енергетичних ресурсів на одиницю відпущеної теплової енергії шляхом реконструкції та модернізації теплових мереж.

 

Мета інвестиційної програми:

-    підвищення надійності та енергоефективності системи теплопостачання;

-    задоволення потреб споживачів у якісному безперебійному отриманні послуг підприємства;

-    мінімізація збитків внаслідок впровадження сучасних енергоощадливих технологій транспортування теплової енергії.

Очікувані результати від виконання інвестиційної програми:

• зменшення втрат теплової енергії при її транспортуванні до споживачів та витрат підживлювальної води;

- 24-

• підвищення рівня надійності та безаварійності теплових мереж, збільшення довговічності мереж (терміну експлуатації) за рахунок істотного збільшення корозійної стійкості труб;


• заощадження (зменшення питомих витрат та обсягів споживання) паливно-енергетичних ресурсів, та, як наслідок, зменшення фінансових витрат підприємства за рахунок економії палива;


• покращення фінансових результатів діяльності підприємства внаслідок скорочення обсягів ремонтних робіт та поточних експлуатаційних витрат.

Загальний обсяг інвестицій за інвестиційною програмою: 998,50 тис.грн

          Джерела фінансування інвестиційної програми:

• амортизаційні відрахування - 416,23 тис. грн.;


• виробничі інвестиції з планованого прибутку  (кошти,  які передбачаються у тарифах на послуги підприємства для виконання інвестиційної програми) – 582,27 тис.грн.

Діаметри та довжина теплової мережі в однорубному прокладанні  до реконструкції:

Підземне прокладання  (непрохідний канал)         Ǿ 219    -     196    м.п.   

Підземне прокладання  (непрохідний канал)         Ǿ 159      -    136    м.п. 

Підземне прокладання  (непрохідний канал)         Ǿ 133      -     90    м.п. 

Підземне прокладання  (непрохідний канал)         Ǿ 108      -     130    м.п. 

                  Діаметри та довжина теплової мережі в однотрубному прокладанні після реконструкції:

Підземне прокладання     (безканальна прокладка)    Ǿ 219/315   -      16   м.п.   

Підземне прокладання     (безканальна прокладка)    Ǿ 159/250   -    268   м.п.   

Підземне прокладання     (безканальна прокладка)    Ǿ 133/225   -       8   м.п.   

Підземне прокладання     (безканальна прокладка)    Ǿ 108/200   -    130   м.п.   

Підземне прокладання     (безканальна прокладка)    Ǿ 89/160    -     130   м.п.   

 

95 °C  - температура в подавальному трубопроводі

70 °C - температура в зворотному трубопроводі

Розрахункова  температура:

t1  =  54,1 °C  - температура в подавальному трубопроводі теплових мереж в опалювальний період згідно температурного графіка (Додаток № 2/1);

t2.   =  42,8 °C -   температура в зворотному трубопроводі теплових мереж в опалювальний період згідно температурного графіка (Додаток № 2/1);

t3 =  55,0 °C  - температура в подавальному трубопроводі  мереж гарячого водопостачання;

t4 =  40,0 °C  - температура в зворотному трубопроводі  мереж гарячого водопостачання

tгр. = 4,2°C  середня температура грунту у м. Володимир-Волинський в опалювальний період на глибині прокладання (1,2 м) ділянки трубопроводу (Розрахунок середньої температури грунту  - Додаток № 2/2).

1. Втрати теплої енергії до реконструкції:

Розрахунок тепловтрат проведено згідно  ДБН В.2.5-39:2008 "Теплові мережі", СНиП 2.04.14 "Теплова ізоляція устаткування і трубопроводів".

 

- 25-

Річні втрати в теплових мережах:                                                  

            Q річ. = 0.86 x Q факт. х L x n х 10^-6   ,  Гкал, де

           0,86 – перевідний коефіцієнт ("Вт" в "кал"),

          Q факт -  втрати одного метра тепломережі в годину, Вт/м*год.

    n - період роботи теплової мережі в опалювальний період (n = 4248 годин, 177 днів);   період роботи  мережі гарячого водопостачання в опалювальний період (згідно затверджених міськвиконкомом графіків подачі гарячої води – щотижня четвер, п!ятниця  - з  06³⁰ год. до 23³⁰ год.,   субота, неділя - з 17⁰⁰ год. до 23³⁰ год. – 47 годин, n = 1188 годин)

          L – протяжність трубопроводу, м,

Q факт. = (tфакт. - tкан.) /(1/(2π λт)*ln(dзов/ dвнут) + 1/(α π dзов)),

λт -  коефіцієнт теплопровідності (λт  = 45 Вт/м²*К для металевих труб);

 α  - коефіцієнт тепловіддачі (згідно додатку 9 СНиП 2.04.14  для трубопроводів у каналах α = 8 Вт/м²*°C );

dзов, dвнут,  dіз. –  зовнішній та внутрішній діаметр труби, труби в ізоляції, м

tкан.   – температура повітря в каналі, °C

tкан.  = (tпод./Rпод + tзвор./Rзвор +  tгр../Rкан.гр.) / (1/Rпод + 1/Rзвор + 1/Rкан.гр.)

Rпод., Rзвор., Rкан.гр. – термічний опір подавального, зворотного трубопроводів,      Rпод., звор. =(1/ π α dіз) + 1/(2π λіз)*ln(dіз/ dзов) /,  м*К/Вт;

Теплопровідність  ізоляції  λіз     = 0,059 (згідно додатку 1 СНиП 2.04.14)

Rкан.гр. - термічний опір каналу і грунту,

Rкан.гр  = (1/ π α dекв)  + (1/2 π λгр.) х ln(4h/ dекв), м*К/Вт;

λгр -  коефіцієнт теплопровідності грунту (λт  = 1,75 Вт/м²*К)

 Еквівалентний розмір каналу dекв   = 2*b*c/(b+c), м, де

b   - висота каналу, с – ширина каналу, h   - глибина закладання трубопроводу.

            Теплові мережі

           1.1. Ділянка  від котельні до теплової  камери ТК-1:

Rпод. = Rзвор  = 1/(3,14 х 8 х 0,299)  + (1/2 х 3,14 х 0,059) х ln (0,299/ 0,219) =           = 0,973

dекв = 2 х 0,45 х 0.9 / (0,45 +0.9) = 0,60 м

Rкан.гр  = (1 / 3,14 х 0,60 х 8) + (1/2 х 3,14 х 1,75) х ln (4 х 1,2 / 0,60) = 0,066 +         + 0,189 = 0,255

  tкан.  = (54,1/0,973 + 42,8/0,973 + 4,2/0,255)/(1/0,973 + 1/0,973 + 1/0,255) =            = 19.4  °C

Q факт. под.= (54,1 – 19.4) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,219 / 0,207) + (1 / (3,14 х 0,219 х

 х 8)) = 190.66 Вт/м*год,

Q факт. звор.= (42,8 – 19.4) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,219 / 0,207) + (1 / (3,14 х 0,219  х 8)) = 128.57 Вт/м*год,

- 26-

Q річ.  = 0,86 х (190.66 + 128.57)  х 4248 х 8 х 10^-6 =  9,34 Гкал

              1.2. Ділянка  від теплової камери ТК-1 до теплової камери ТК-2 :

 Rпод. = Rзвор  = 1/(3,14 х 8 х 0,299)  + (1/2 х 3,14 х 0,059) х ln (0,299/ 0,219) =          = 0,973

dекв = 2 х 0,45 х 0.9 / (0,45 +0.9) = 0,60 м

Rкан.гр  = (1 / 3,14 х 0,60 х 8) + (1/2 х 3,14 х 1,75) х ln (4 х 1,2 / 0,60) = 0,066 +         + 0,189 = 0,255

  tкан.  = (54,1/0,973 + 42,8/0,973 + 4,2/0,255)/(1/0,973 + 1/0,973 + 1/0,255) =            = 19.4  °C

Q факт. под.= (54,1 – 19.4) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,219 / 0,207) + (1 / (3,14 х 0,219 х

 х 8)) = 190.66 Вт/м*год,

Q факт. звор.= (42,8 – 19.4) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,219 / 0,207) + (1 / (3,14 х 0,219  х 8)) = 128.57 Вт/м*год,

Q річ.  = 0,86 х (190,66+128.57)  х 4248 х 90 х 10^-6 =  104.96 Гкал

 

           1.3. Ділянка від теплової камери ТК-1 до житлового будинку по вул.Луцькій, 101/2 :

Rпод. = Rзвор  = 1/(3,14 х 8 х 0,239)  + (1/2 х 3,14 х 0,059) х ln (0,239/ 0,159) =           = 1.267

dекв = 2 х 0,45 х 0.9 / (0,45 +0.9) = 0,60 м

Rкан.гр  = (1 / 3,14 х 0,60 х 8) + (1/2 х 3,14 х 1,75) х ln (4 х 1,2 / 0,60) = 0,066 +         + 0,189 = 0,255

       tкан.  = (54,1/1.267 + 42,8/1.267 + 4,2/0,255)/(1/,1.267 + 1/1,267 + 1/0,255) =       = 16.9  °C

Q факт. под.= (54,1 – 16.9) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,159 / 0,150) + (1 / (3,14 х 0,159 х

 х 8)) = 148.8 Вт/м*год,

Q факт. звор.= (42,8 – 16.9) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,159 / 0,150) + (1 / (3,14 х 0,159  х 8)) = 103.6 Вт/м*год,

Q річ.  = 0,86 х (148.8+ 103.6)  х 4248 х 40 х 10^-6 =  36.88 Гкал

РАЗОМ тепловтрати по теплових мережах до реконструкції :   Q річ. = 9.34 +104.96 +  36.88 = 151.18 Гкал.

Мережі гарячого водопостачання

           1.1. Ділянка  від котельні до теплової  камери ТК-1:

Rпод. = 1/(3,14 х 8 х 0,239)  + (1/2 х 3,14 х 0,059) х ln (0,239/ 0,159) =                       = 1.267

Rзвор  = 1/(3,14 х 8 х 0,213)  + (1/2 х 3,14 х 0,059) х ln (0,213/ 0,133) =                      = 1,458

dекв = 2 х 0,45 х 0.9 / (0,45 +0.9) = 0,60 м

Rкан.гр  = (1 / 3,14 х 0,60 х 8) + (1/2 х 3,14 х 1,75) х ln (4 х 1,2 / 0,60) = 0,066 +         + 0,189 = 0,255

  tкан.  = (55,0/1,267 + 40,0/1,458 + 4,2/0,255)/(1/1,267 + 1/1,458 + 1/0,255) =            = 16,2  °C

Q факт. под.= (55.0 – 16,2) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,159 / 0,150) + (1 / (3,14 х 0,159 х

 х 8)) = 155,20 Вт/м*год,

Q факт. звор.= (40,0 – 16,2) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,133 / 0,126) + (1 / (3,14 х 0,133  х

- 27-

8)) = 79,33 Вт/м*год,

Q річ.  = 0,86 х (155,20 + 79,33)  х 1188 х 8 х 10^-6 =  1,92 Гкал

              1.2. Ділянка  від теплової камери ТК-1 до теплової камери ТК-2 :

Rпод. = 1/(3,14 х 8 х 0,213)  + (1/2 х 3,14 х 0,059) х ln (0,213/ 0,133) =                        = 1,458

Rзвор  == 1/(3,14 х 8 х 0,188)  + (1/2 х 3,14 х 0,059) х ln (0,188/ 0,108) =                       = 1.707

dекв = 2 х 0,45 х 0.9 / (0,45 +0.9) = 0,60 м

Rкан.гр  = (1 / 3,14 х 0,60 х 8) + (1/2 х 3,14 х 1,75) х ln (4 х 1,2 / 0,60) = 0,066 +         + 0,189 = 0,255

  tкан.  = (55,0/1,458 + 40,0/1,707 + 4,2/0,255)/(1/1,458 + 1/1,707 + 1/0,255) =            = 14,9  °C

Q факт. под.= (55,0 – 16,2) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,133 / 0,126) + (1 / (3,14 х 0,133  х 8)) = 129,33 Вт/м*год,

Q факт. звор.= (40,0 – 16,2) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,108 / 0,102) + (1 / (3,14 х 0,108  х 8)) = 67,02 Вт/м*год,

Q річ.  = 0,86 х (129,33+67,02)  х 1188 х 90 х 10^-6 =  18,05 Гкал

 

1.3. Ділянка від теплової камери ТК-1 до житлового будинку по вул.Луцькій, 101/2 :

Rпод. = 1/(3,14 х 8 х 0,239)  + (1/2 х 3,14 х 0,059) х ln (0,239/ 0,159) =                       = 1.267

Rзвор  == 1/(3,14 х 8 х 0,188)  + (1/2 х 3,14 х 0,059) х ln (0,188/ 0,108) =                       = 1.707

dекв = 2 х 0,45 х 0.9 / (0,45 +0.9) = 0,60 м

Rкан.гр  = (1 / 3,14 х 0,60 х 8) + (1/2 х 3,14 х 1,75) х ln (4 х 1,2 / 0,60) = 0,066 +         + 0,189 = 0,255

  tкан.  = (55,0/1,267 + 40,0/1,707 + 4,2/0,255)/(1/1,267 + 1/1,707 + 1/0,255) =            = 15,7  °C

Q факт. под.= (55.0 – 15,7) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,159 / 0,150) + (1 / (3,14 х 0,159 х

 х 8)) = 157,20 Вт/м*год,

Q факт. звор.= (40,0 – 15,7) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,108 / 0,102) + (1 / (3,14 х 0,108  х 8)) = 68,45 Вт/м*год,

Q річ.  = 0,86 х (157,20+68,45)  х 1188 х 40 х 10^-6 =  9,22 Гкал

РАЗОМ тепловтрати по мережах гарячого водопостачання  до реконструкції :   Q річ. = 1,92 +18,05 +  9,22 = 29,19 Гкал.

ВСЬОГО тепловтрати до реконструкції = 151,18 +29,19 = 180,37 Гкал.

2. Втрати теплої енергії після реконструкції :

Розрахунок тепловтрат проведено нормативним методом згідно "Норм та вказівок по нормуванню витрат палива та теплової енергії на опалення житлових та громадських споруд" КТМ 204 України 244-94.

Річні втрати в теплових мережах розраховуємо згідно формули до таб. Д.2.10 КТМ 204 України 244-94:                                                               -6      

            Q річ. = 0.86 x Q факт. х L х k x n х 10   ,  Гкал, де

 

- 28-

       0,86 – перевідний коефіцієнт ("Вт" в "кал"),

          Qгод -  втрати одного метра тепломережі в годину, Вт/м*год.

           n - період роботи теплової мережі в опалювальний період (n = 4248 годин,  177 днів),

          L – протяжність трубопроводу, м,

           k – коефіцієнт, який враховує втрату теплоти опорами, арматурою та компенсаторами (приймається при безканальній прокладці k = 1,15)

 Втрати одного метра тепломережі знаходимо методом екстраполяції згідно КТМ-204 таблиці Д.2.8.  "Норми щільності теплового потоку через ізольовані поверхні трубопроводів при двотрубній підземній безканальній прокладці водяних теплових мереж при кількості годин роботи за рік 5000 і менше"  :

                    qнорм.

         Q    = qнорм.+ -------  ((tфакт. – tгр.) -  tнорм.), Вт/м*год, де

                               tнорм.

tфакт., tгр. -  температура в подавальному (зворотньому) трубопроводі та температура грунта  в опалювальний період;

qнорм. – норми щільності теплового потоку через поверхню трубопроводів двотрубних водяних теплових мереж при прокладці в непрохідних каналах з  та середньорічних температур теплоносія 65 °C і 50 °C (відповідно до температурного графіка 95-70 °C).

          При застосуванні в якості теплоізоляційного матерілу пінополіуретану, значення норм щільності визначається з урахуванням коефіцієнту k2, наведеного в таб .Д.2.10 КТМ 204 України 244-94.

 

Теплові мережі

2.1. Ділянка  від котельні до теплової  камери ТК-1:                                                      

                                                               77

                   Q факт. под.   =  0.7 х [ 77 + -------  ((54,1 – 4,2) -  65)]  = 41,38 Вт/м*год.;

                                                               65

                                                              59

                   Q факт. зв.    =  0.7 х [ 59 + -------  ((42,8 – 4,2) -  50)]  = 31,88 Вт/м*год.;

                                                              50

                                                                                                  -6

                   Q річ. = 0.86 x (41,38 + 31,88) х 8 х 1,15x 4248 х 10    = 2,46 Гкал.

 

2.2. Ділянка  від теплової камери ТК-1 до теплової камери ТК-2:

                                                                69

                   Q1 факт. под.   =  0.6 х [ 69 + -------  ((54,1 – 4,2) -  65)]  = 31,78 Вт/м*год.;

                                                                65

                                                              52

                   Q1 факт. зв.    =  0.6 х [ 52 + -------  ((42,8 – 4,2) -  50)]  = 24,09 Вт/м*год.;

                                                              50

                                                                                                  -6

                   Q1 річ. = 0.86 x (31,78+ 24,09) х 90 х 1,15x 4248 х 10    =21,13 Гкал.

 

- 29-

2.3. Ділянка від теплової камери ТК-1 до житлового будинку по вул.Луцькій, 101/2 :

                                                                69

                   Q1 факт. под.   =  0.6 х [ 69 + -------  ((54,1 – 4,2) -  65)]  = 31,78 Вт/м*год.;

                                                                65

                                                              52

                   Q1 факт. зв.    =  0.6 х [ 52 + -------  ((42,8 – 4,2) -  50)]  = 24,09 Вт/м*год.;

                                                              50

                                                                                                  -6

                   Q1 річ. = 0.86 x (31,78+ 24,09) х 40 х 1,15x 4248 х 10    =  9.39 Гкал.

РАЗОМ тепловтрати по теплових мережах після реконструкції :    Q річ. = 2.46 + 21,13 + 9.39 = 32.98 Гкал.

Мережі гарячого водопостачання

2.1. Ділянка  від котельні до теплової  камери ТК-1:                                                      

                                                                69

                   Q1 факт. под.   =  0.6 х [ 69 + -------  ((55,0 – 4,2) -  65)]  = 32,36 Вт/м*год.;

                                                                65

                                                              46

                   Q1 факт. зв.    =  0.6 х [ 46 + -------  ((40,0 – 4,2) -  50)]  = 19,76 Вт/м*год.;

                                                               50

                                                                                                        -6

                   Q1 річ. = 0.86 x (32,36+ 19,76) х 8 х 1,15x 1188 х 10    =  0,49 Гкал.

2.2. Ділянка  від теплової камери ТК-1 до теплової камери ТК-2:

                                                                55

                   Q1 факт. под.   =  0.6 х [ 55 + -------  ((55,0 – 4,2) -  65)]  = 25,79 Вт/м*год.;

                                                                65

                                                              39

                   Q1 факт. зв.    =  0.6 х [ 39+ -------  ((40,0 – 4,2) -  50)]  = 16,75 Вт/м*год.;

                                                          50

                                                                                                        -6

                   Q1 річ. = 0.86 x (25,79+ 16,75) х 90 х 1,15x 1188 х 10    =  4,50 Гкал.

 

2.3. Ділянка від теплової камери ТК-1 до житлового будинку по вул.Луцькій, 101/2 :

   55

                   Q1 факт. под.   =  0.6 х [ 55 + -------  ((55,0 – 4,2) -  65)]  = 25,79 Вт/м*год.;

                                                                65

                                                              39

                   Q1 факт. зв.    =  0.6 х [ 39+ -------  ((40,0 – 4,2) -  50)]  = 16,75 Вт/м*год.;

                                                          50

                                                                                                        -6

                   Q1 річ. = 0.86 x (25,79+ 16,75) х 40 х 1,15x 1188 х 10    =  2,00 Гкал.

РАЗОМ тепловтрати по мережах гарячого водопостачання після реконструкції:    Q річ. = 0,49 + 4,50 + 2,00 = 6,99 Гкал.

- 30-

ВСЬОГО тепловтрати після реконструкції = 32,98 +6,99 = 39,97 Гкал.

 

 Річне зменшення втрат тепла після реконструкції:

Δ Q річ. = 180,37 – 39,97 =  140,40 Гкал/рік.

 

Економія паливно-енергетичних ресурсів від впровадження ІП у порівнянні з фактичними витратами  умовного палива:

Е пал.= Т у х  Δ Q річ., кг.у.п. , де

Ту –  питома витрата умовного палива згідно даних режимних карт котельні по вул. Луцькій, 103К, у розрахунку на обсяг відпуску в мережу теплової енергії , кг.у.п./Гкал;

Δ Q річ - річне зменшення втрат тепла після реконструкції тепломережі, Гкал;

Еум.пал.= 167,19 х 140,40 =  23473,48  кг.ум.п.

 

Економія природного газу від впровадження інвестиційної програми:

 Е пр.газ. = Еум.пал.  х  Wум.пал. / Wпр.газ, де

 Wум.пал. –  калорійність 1 кг. умовного палива (7000 ккал/кг),

Wпр.газ – калорійність природного газу (теплота згоряння нижча)  середньозважена за 2018 рік згідно Протоколів аналізування газу "ПАТ "Укртрансгаз"  - 8217,39 ккал/куб.м (додаток № 4)

Е пр.газ.  = 23473,48 х 7000 / 8217,39 = 19995,93 куб.м

 

6.2.  Визначення строку окупності та економічного ефекту від впровадження заходів інвестиційної програми

 

1. Економічний ефект за рахунок економії палива:

                     Е пал. =  Еум.пал х Вум.пал, грн./рік, де

Еум.пал - економія палива, кг.у.п.

Вум.пал – вартість 1 кг умовного палива, грн./т у.п.

Котельня по вул.Луцька, 168К працює на природному газові. Ціна природного газу (в цінах станом на 01.06.2019 р. – згідно Постанови КМУ від 19.10.2018 р. № 867 "Про затвердження Положення про покладення спеціальних обов"язків на суб"єктів ринку природного газу для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку природного газу"):

Ц.прир.газу = 8981,00 х 0,8 + 713,50 + 19,20  = 7917,50 грн./тис.куб.м, де

7184,80 грн./тис.куб.м (=8981,00 х 0,8) - ціна природного газу НАК "Нафтогаз України" ;

713,50 грн./тис.куб.м – ціна розподілу природного газу ПАТ "Волиньгаз";

19,20 грн./тис.куб.м – ціна транспортування природного газу АТ "Укртрансгаз".

Вартість 1 кг умовного палива:

Вум.пал = Ц прир.газу  х 7000 / 8217,39, де

7000 ккал/кг –  калорійність 1 кг. умовного палива,

8217,39 ккал/куб.м – калорійність природного газу

Вум.пал = 7917,50 х 7000 / 8217,39 = 6744,54  грн./тис.кг.ум.пал.

- 31-

Економічний ефект за рахунок економії палива:

 Е пал. = 23473,48 х 6744,54  /1000 = 158317,82 грн./рік

 

2. Економічний ефект за рахунок зворотних матеріалів (металобрухту):

Маса 1 м труби розраховується згідно таблиці 1 ГОСТ 10704-91 "Труби сталеві електрозварні прямошовні".

Маса труби Ǿ 219 при товщині стінки 6,0 мм  - 31,52 кг,

Маса труби Ǿ 159 при товщині стінки 4,5 мм  - 17,15 кг,

Маса труби Ǿ 133 при товщині стінки 3,5 мм  - 11,18 кг,

Маса труби Ǿ 108 при товщині стінки 3,0 мм  - 7,77кг.

Загальна маса труб:

М = 31,52кг х 196 м + 17,15 х 128 + 11,18 х 98 + 7,77 х 130  = 10478,86 кг.

Закупівельна ціна металобрухту (згідно акту приймання металів чорних вторинних ПМП "Євро-В" – додаток  № 5)– 5,20 грн/кг.

Економічний ефект за рахунок зворотних матеріалів (вартість металобрухту):

Е зв.м. = 10478,86 х 5,20 = 54490,07 грн.

 

 3. Економічний ефект від амортизаційних відрахувань:

Е ам. =  А кін. -  А поч. , де    

А поч. – амортизаційні відрахування у розрахунку на рік до реконструкції (згідно бухгалтерської довідки про балансову вартість та амортизацію ділянки тепломережі з інвентарним номером №1030130), А поч.. = 0,

А кін. – амортизаційні відрахування у розрахунку на рік за податковим обліком після реконструкції тепломережі (згідно бухгалтерської довідки на підставі пп.138.3.3 Податкового кодексу України, за прямолінійним методом нарахування амортизації, додаток № 6 ), А кін. = 3206,52 х 12 міс. = 38478,24 грн.

Е ам. = 38478,24 – 0,00 = 38478,24 грн./рік

 

4. Строк окупності інвестиційної програми:

 

Т  = (І - Е зв.м.) / (Е пал. + Е ам.), де

І – обсяг інвестицій,

Е зв.м. - економічний ефект за рахунок зворотних матеріалів,

Е пал - економічний ефект за рахунок економії палива,

Е ам. - економічний ефект від амортизаційних відрахувань.

 

Т   = (998497,14  - 54490,07) / (158317,82 + 38478,24)  = 4,8 років.

 

5. Оцінка економічної ефективності інвестиційної програми.

         Оцінка економічної ефективності інвестиційної програми проводиться за  показниками, розрахунок яких передбачено п.4 додатку 3 Порядку розроблення, погодження та затвердження інвестиційних програм суб"єктів господарювання у сфері теплопостачання: чиста приведена вартість, внутрішня норма доходності, дисконтовий період окупності, індекс прибутковості.

Вихідні розрахункові показники:

I– інвестиційні витрати (998497,14   грн.);

CF –  річний економічний ефект від впровадження інвестиційних заходів:

- 32-

 - за перший рік з урахуванням вартості зворотних матеріалів І  = Е пал + Е ам +  Е зв.м. = 158317,82 + 38478,24+ 54490,07= 251286,13 грн.;

- за другий та наступні роки  І  = Е пал + Е ам = 158317,82 + 38478,24= 196796,06 грн.;

 г – ставка дисконтування   (облікова ставка НБУ, з 26.04.2019 р. – 17,5% - додаток № 7);

n – період експлуатації інвестиційної програми (амортизаційний період заходів інвестиційної програми  - 25 років, згідно бухгалтерської довідки);

k – порядковий номер року.

Для розрахунку показників економічної ефективності інвестиційної програми перерахуємо грошові потоків в вид поточних вартостей (PV) для кожного року:

       PV_K  = CF _K / (1 + г) ^k

                                                                                              Таблиця 5

Поточні вартості інвестиційної програми

 

Рік поточної вартості	Грошовий потік, грн	Розрахунок поточної вартості	Поточна вартість, грн.
PV1	251286,13	251286,13/(1+0,175)1	213860,54
PV2	196796,06	196796,06/(1+0,175)2	142541,28
PV3	196796,06	196796,06/(1+0,175)3	121311,73
PV4	196796,06	196796,06/(1+0,175)4	103244,03
PV5	196796,06	196796,06/(1+0,175)5	87867,26
PV6	196796,06	196796,06/(1+0,175)6	74780,64
PV7	196796,06	196796,06/(1+0,175)7	63643,10
PV8	196796,06	196796,06/(1+0,175)8	54164,34
PV9	196796,06	196796,06/(1+0,175)9	46097,31
PV10	196796,06	196796,06/(1+0,175)10	39231,75
PV11	196796,06	196796,06/(1+0,175)11	33388,73
PV12	196796,06	196796,06/(1+0,175)12	28415,94
PV13	196796,06	196796,06/(1+0,175)13	24183,78
PV14	196796,06	196796,06/(1+0,175)14	20581,94
PV15	196796,06	196796,06/(1+0,175)15	17516,54
PV16	196796,06	196796,06/(1+0,175)16	14907,70
PV17	196796,06	196796,06/(1+0,175)17	12687,40
PV18	196796,06	196796,06/(1+0,175)18	10797,79
PV19	196796,06	196796,06/(1+0,175)19	9189,61
PV20	196796,06	196796,06/(1+0,175)20	7820,94
PV21	196796,06	196796,06/(1+0,175)21	6656,12
PV22	196796,06	196796,06/(1+0,175)22	5664,78
PV23	196796,06	196796,06/(1+0,175)23	4821,09
PV24	196796,06	196796,06/(1+0,175)24	4103,06
PV25	196796,06	196796,06/(1+0,175)25	3491,96
ВСЬОГО			1150969,36

 

 

 



 

1. Чиста приведена вартість (NPV) обчислюється за формулою:

 

              n          CFk                          I₁ 

NPV =   Σ    ­­­­­---------------   -     -----------------,  або  

              k=1       (1 + r)^k                      (1 + r)¹    

 

                       n

  NPV    =     Σ  PV_K    - I₁ /(1 + r)¹    

                  k=1                         

 

  NPV = 1150969,36 - 998497,14 / 1,175 = 301184,56 грн.

 

2 Внутрішня норма доходності (IRR) – межа, нижче за яку за яку інвестиційний проект дає негативну загальну прибутковість і визначається як рівень ставки дисконтування, при якому чиста приведена вартість проекту за весь період реалізації (експлуатації) інвестиційного проекту (амортизаційний період заходів інвестиційної програми) дорівнює нулю, тобто таке значення ставки дисконтування, при якому сума дисконтових інвестиційних витрат дорівнює сумі дисконтованого потоку коштів (доходів) від впровадження інвестиційної програми:

 

   n          CFk               n           I_k 

   Σ    ­­­­­---------------   -   Σ ----------------- = 0,

  k=1       (1 + IRR)^k         k=1    (1 + IRR)¹    

 

                       а (B – A)

IRR = А + -----------------, де

                         (a - b)

           А- величина ставки дисконту, при якій NPV позитивна;

           В - величина ставки дисконту, при якій NPV негативна;

           а - величина позитивної NPV при величині ставки дисконту А;

           b - величина негативної NPV при величині ставки дисконту В.

Для розрахунку внутрішньої норми дохідності інвестиційної програми використовуємо  функцію ВСД програмного комплексу EXСEL за таким алгоритмом:

IRR = функція ВСД (-998497,14; + 251286,13; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06; + 196796,06) = 20,45%.

 

Значення ІRR проекту більше облікової ставки НБУ, тобто при реалізації даного проекту підприємство отримає вищий процент доходу, ніж величина кредитного капіталу.

 

3 .Дисконтований період окупності (DPP) визначає кількість років, за які дисконтований потік коштів (доходів) дорівнюватиме дисконтованому обсягу

- 34-

інвестиційних витрат в рамках інвестиційного проекту/програми. DPP розраховується   як   строк  до  моменту виконання  наведеної рівності.

 

                       CFk                            I₁

DPP = Σ­­­­­­­­­-------------------- >= -----------

                    (1 + r)^k                          (1 + r)¹    

Визначимо період після закінчення якого інвестиція окупається (сума дисконтованих доходів за 1 – 24 роки, використовуємо таблицю 5)

Сума дисконтованих доходів ( поточних вартостей) за 1-8 роки – 861412,92 грн., що більше розміру дисконтованих інвестицій (849784,80 грн.),тобто

відшкодування первісних інвестиційних витрат відбудеться раніше 8 років.

Якщо припустити, що приплив коштів надходить рівномірно на протязі всього періоду (за умовчанням передбачається що кошти надходять у кінці періоду), то можна обчислити залишок від останнього року року.

Залишок останнього року = (1 – (861412,92 – 849784,80) / 54164,34) = 0,21

Таким чином дисконтований період окупності складе:

DPP = 7 + 0,21 = 7,21 років

 

4. Індекс прибутковості (РІ) свідчить про те, скільки (за період реалізації (експлуатації) інвестиційного проекту/програми (амортизаційний період найбільш тривалого заходу інвестиційної програми)) дисконтованих коштів (доходів) від впровадження інвестиційного проекту/програми припаде на одиницю дисконтованих інвестиційних витрат.

                       CFk                          I₁

PІ = Σ­­­­­­­­­--------------------  /  -----------

                    (1 + r)^k                    (1 + r)¹    

PI = 1150969,36 / 849784,80  = 1,35

 

 

 

 

6.3. Обгрунтування вартості запланованих заходів

 

Відповідно до п.2.2.6 Порядку розроблення, погодження та затвердження інвестиційних програм суб"єктів господарювання у сфері теплопостачання, обгрунтування вартості запланованих інвестиційною програмою заходів здійснюється щодо закупівлі однотипного обладнання загальною вартістю більше 10 тис.грн.

 

Таблиця  6

Порівняння цінових пропозицій та обраний ціновий варіант

для інвестиційної програми

                                                                                                       грн. без ПДВ

Тип обладнання	ПП "ЯР-Бізнес-Центр"	Корпорація  "ЕНЕРГО-РЕСУРС-ІНВЕСТ"	ТЗОВ "ТЕРМО-ІЗОЛ"	Обрана (для інвест-програми) цінова пропозиція
Труби сталеві електрозварні з теплогідроізоляцією із пінополіуретану з зовнішньою оболонкою із поліетилену, діаметр труб 80 мм (п.29 )	620,51	620,51	619,58	619,58
Труби сталеві електрозварні з теплогідроізоляцією із пінополіуретану з зовнішньою оболонкою із поліетилену, діаметр труб 100 мм (п.30 )	817,00	817,21	815,23	815,23
Труби сталеві електрозварні з теплогідроізоляцією із пінополіуретану з зовнішньою оболонкою із поліетилену, діаметр труб 150 мм (п.32)	1200,00	1201,66	1200,02	1200,00
Труби сталеві електрозварні з теплогідроізоляцією із пінополіуретану з зовнішньою оболонкою із поліетилену, діаметр труб 200 мм (п.33)	2063,33	2063,79	2062,55	2062,55
Опора нерухома до теплоізольованих труб, типорозмір 89/160 мм, L=2 м. (п.43)	3460,00	3467,27	3465,85	3465,85
Опора нерухома до теплоізольованих труб, типорозмір 108/200 мм, L=2 м. (п.44)	4235,00	4235,96	4234,27	4234,27
Опора нерухома до теплоізольованих труб, типорозмір 159/250 мм, L=2 м. (п.46)	6514,00	6514,56	6512,52	6512,52
Опора нерухома до теплоізольованих труб, типорозмір 219/315 мм, L=2 м. (п.47)	10038	10038,26	10034,88	10034,88
Коліно гнуте для теплоізольованих труб, типорозмір 89/160 мм, L=0,8 м (п.35)	1534,00	1537,08	1535,87	1534,00
Коліно гнуте для теплоізольованих труб, типорозмір 108/20 мм, L=1,1 м (п.36)	2204,00	2204,54	2203,37	2203,37
Коліно гнуте для теплоізольованих труб, типорозмір 159/250 мм, L=1,1 м (п.37)	3592,00	3592,63	3591,54	3591,54
Комплект ізоляції стиків ЕР-2 (насувна муфта) до теплоізольованих труб, типорозмір 89/160 мм (п.48)	400,50	400,51	399,06	399,06
Комплект ізоляції стиків ЕР-2 (насувна муфта) до теплоізольованих труб, типорозмір 108/200 мм (п.49)	420,08	420,08	418,37	418,37
Комплект ізоляції стиків ЕР-2 (насувна муфта) до теплоізольованих труб, типорозмір 159/250 мм (п.51)	513,00	513,06	511,68	511,68

 

Цінові пропозиції ПП "ЯР-Бізнес-Центр", корпорації "Енергоресурс-ІНВЕСТ", ТЗоВ "ТЕРМО-ІЗОЛ" додаються (додатки № 8 - 10).

 

 

7. Зобов"язання щодо досягнення очікуваних результатів реалізації інвестиційної програми у сфері ліцензованої діяльності

 

Виконання заходів, передбачених інвестиційною програмою, дозволить досягнути наступних результатів:

1. Зниження питомих витрат, а також втрат паливно-енергетичних ресурсів.

Виконання заходів інвестиційної програми дозволить зменшити втрати теплової енергії в теплових мережах та заощадити 23473,48 кг умовного палива або 19995,93 куб.м природного газу.

 

2. Фінансово-економічний  ефект виконання інвестиційної програми.

Економічний ефект (з урахуванням вартості паливно-енергетичних ресурсів на 01.06.2019р.)  - 196,8 тис.грн./рік

         Строк окупності за інвестиційною програмою: 4,8 років.

         Витрати, пов’язані з впровадженням передбачених інвестиційною програмою заходів, окуповуються за рахунок економії витрат паливно-енергетичних  ресурсів впродовж зазначеного вище періоду. Враховуючи постійно зростаючу вартість паливно-енергетичних ресурсів, можливо прогнозувати скорочення строку окупності.

 

 

 

-37-

3. Підвищення якості послуг у сфері теплопостачання:

- підвищення надійності та безаварійності системи теплопостачання;

-  забезпечення сталого функціонування об’єктів теплопостачання;

-  задоволення потреб споживачів у якісному безперебійному отриманні послуг підприємства;

-  доведення стану теплових мереж до рівня експлуатаційної безпеки;

- забезпечення поступового виведення з експлуатації аварійних теплових мереж.

 

4. Підвищення екологічної безпеки та охорони навколишнього середовища.

таблиця 7

Зменшення викидів в результаті забруднюючих речовин

  в результаті реалізації інвестиційної програми

                                                                                    

№ з/п	Забруднююча речовина	Кількість,кг
1.	Діоксид вуглецю	40458,09
2.	Оксид вуглецю	11,71
3.	Оксид азоту	46,92
4.	НМЛОС (неметалеві лігкі органічні сполуки)	3,45

 

 

ІНФОРМАЦІЙНА ЗГОДА

ПОСАДОВОЇ ОСОБИ ЛІЦЕНЗІАТА НА ОБРОБКУ

ПЕРСОНАЛЬНИХ ДАНИХ