ПРОЄКТ РІШЕННЯ
№ 12
Про погодження інвестиційної програми підприємства теплових мереж "Володимир- Волинськтеплокомуненерго" на 2018 - 2019 роки
УКРАЇНА
ВОЛОДИМИР-ВОЛИНСЬКА МІСЬКА РАДА ВОЛИНСЬКОЇ ОБЛАСТІ
СЬОМЕ СКЛИКАННЯ
РІШЕННЯ
___________№_________
м. Володимир-Волинський
Про погодження інвестиційної програми
підприємства теплових мереж "Володимир-
Волинськтеплокомуненерго" на 2018 - 2019 роки
З метою підвищення надійності та енергоефективності системи теплопостачання, впровадження сучасних енергоощадливих технологій транспортування теплової енергії, зменшення фактичних втрат теплової енергії, на підставі Закону України "Про теплопостачання", на виконання наказу Міністерства регіонального розвитку, будівництва та житлово-комунального господарства України від 14.12.2012 року № 630 "Про затвердження порядків розроблення, погодження та затвердження інвестиційних програм суб'єктів господарювання у сферах теплопостачання, централізованого водопостачання та водовідведення", керуючись п.22 ч.1 ст.26 Закону України "Про місцеве самоврядування в Україні", міська рада
В И Р І Ш И Л А:
1. Погодити інвестиційну програму ПТМ "Володимир-Волинськтеплокомуненерго" на 2018 - 2019 роки (додається).
2. Контроль за виконанням даного рішення покласти на заступників міського голови в межах посадових обов'язків.
Міський голова П.Д.Саганюк
Фіщук 3-85-18
ІНВЕСТИЦІЙНА ПРОГРАМА
ВОЛОДИМИР-ВОЛИНСЬКОГО
ПІДПРИЄМСТВА ТЕПЛОВИХ МЕРЕЖ
"ВОЛОДИМИР –ВОЛИНСЬКТЕПЛОКОМУНЕНЕРГО"
НА 2018-2019 роки
Додаток 3
до Порядку розроблення
та затвердження інвестиційних програм
суб'єктів господарювання у сфері
теплопостачання
до Порядку розроблення
та затвердження інвестиційних програм
суб'єктів господарювання у сфері
теплопостачання
ІНФОРМАЦІЙНА КАРТКА
ліцензіата до інвестиційної програми на 2018-2019 рік
Володимир-Волинського підприємства теплових мереж
"Володимир – Волинськтеплокомуненерго"
ліцензіата до інвестиційної програми на 2018-2019 рік
Володимир-Волинського підприємства теплових мереж
"Володимир – Волинськтеплокомуненерго"
- Загальна інформація про ліцензіата
| Найменування ліцензіата | Володимир – Волинське підприємство теплових мереж " Володимир – Волинськтеплокомунерго" |
| 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 ) 24597, 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. | 13328,0 |
| Амортизаційні відрахування за останній звітний період, тис. грн. | 812,0 |
| Заборгованість зі сплати податків, зборів (обов'язкових платежів), грн. | Заборгованість відсутня |
- Загальна інформація про інвестиційну програму.
| Заходи інвестиційної програми |
1. Реконструкція ділянки теплових мереж по вул. Луцька від теплової камери ТК-5 до теплової камери ТК-9 із заміною труб Ǿ 219 мм на попередньоізольовані труби (ППУ): Ǿ 159 мм – 234 м.п. (в однотрубному вимірі), Ǿ 133 мм – 14 м.п. (в однотрубному вимірі).2. Реконструкція ділянки теплових мереж по вул. Луцька від теплової камери ТК-2 до теплової камери ТК20 із заміною труб Ǿ 76 мм на попередньоізольовані труби (ППУ): Ǿ 50 мм – 65 м.п. (в однотрубному вимірі). |
| 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 (01.10.2018р. по 30.09.2019р.) |
| На якому етапі реалізації заходів, зазначених в інвестиційній програмі, знаходиться ліцензіат | Проектно-кошторисна документація на "Робочий проект на реконструкцію котельні мікрорайону цукрового заводу" 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 інвестпрограмі. 3. Проведення робіт згідно проектної документації. 4. Здача об'єктів реалізації інвестиційної програми в експлуатацію. |
3. Відомості про інвестиції за інвестиційною програмою.
| Загальний обсяг інвестицій, тис.грн. | 918,0 |
| Власні кошти | 918,0 |
| 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. | 142,4 |
| Внутрішня норма дохідності | 17,62% |
| Дисконтний період окупності | 10,24 |
| Індекс прибутковості | 1,18 |
Директор ПТМ "Володимир-
Волинськтеплокомуненерго" _______________________ /Коба С.А./
М.П.
5. Пояснювальна записка
5.1. Інформація про підприємство
Підприємство теплових мереж «Володимир – Волинськтеплокомуненерго» 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 виконавчого комітету Володимир-Волинської міської ради від 17.09.1992 р. № 280.
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 169 чол., на 01.07.2018р. – 91 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 2017-2018 рр. підприємством вироблено 52877 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 7693 мешканців міста, з них 6807 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 87 котлів, 146 насосні установки та 31 водонагрівач. Джерела теплової енергії обладнані водогрійними котлами: НІІСТУ-5 -40 шт., Мінськ - 11 шт.; КВГ-7,56 - 2 шт.; КСВ - 7 шт.;Е-1/9 - 3 штРівнотерм-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., 46% котлів експлуатується понад 20 років або 56% 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 підприємства теплових мереж "Володимир-Волинськтеплокомуненерго" 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.
ПТМ "Володимир-Волинсьтеплокомуненерго" 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 – 10,8 км мереж опалення (56,2%) , у ветхому стані перебуває 4,5 км (23,3%) теплових мереж. На даний час проведено заміну 38% трубопроводів на попередньоізольовані труби безканальної прокладки.
Таблиця 1
Характеристика стану теплових мереж
| Тип прокладання | Загальна довжина в двотрубному вимірі | Ветхі та аварійні | Знаходяться в експлуатації > 20 років |
|||
| км | % | км | % | км | % | |
| Теплові мережі опалення | ||||||
| В каналах | 8,84 | 45,8 | 3,82 | 19,8 | 8,84 | 45,8 |
| Попередньоізольовані | 5,18 | 26,84 | ||||
| Надземний | 0,45 | 2,34 | 0,39 | 2,02 | ||
| Всього | 14,47 | 74,98 | 3,82 | 19,8 | 9,23 | 47,82 |
| Теплові мережі гарячої води | ||||||
| В каналах | 2,72 | 14,09 | 0,65 | 3,36 | 2,72 | 14,1 |
| Попередньоізольовані | 2,05 | 10,62 | ||||
| Надземний | 0,06 | 0,31 | ||||
| Всього | 4,83 | 25,02 | 0,65 | 3,36 | 2,72 | 14,1 |
| Теплові мережі разом | ||||||
| В каналах | 11,56 | 59,9 | 4,47 | 23,16 | 11,56 | 59,9 |
| Попередньоізольовані | 7,23 | 37,5 | ||||
| Надземний п/ізол | 0,51 | 2,6 | 0,39 | 2,02 | ||
| Разом | 19,3 | 100 | 4,47 | 23,16 | 11,95 | 61,92 |
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 (61,92%) 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.
Таблиця 2
Теплові мережі селища цукрового заводу
| 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, 168к | Д219-42 Д159-969,5 Д108-200 Д89-164 Д76-311 Д57-55
Разом 1757,5 м |
Канальна, безканальна | Д 159- 760,5м Д89-34 м Д 76- 42 м Д 57-411м Разом 1247,5 м |
Внаслідок високого рівня ґрунтових вод зазначені ділянки тепломереж не захищені від проникнення грунтових, талих та інших вод, каналізаційних стоків зовнішніх каналізаційних мереж, які знаходяться поряд з тепломагістралями. У деяких місцях канали теплових мереж замулені, ділянки теплопроводів підтоплюються. 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 ТК-5 до ТК-9 та ТК-2 до ТК-20 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.
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. Окрім того, попередньоізольовані труби мають розміщені у верхній частині теплоізоляційного шару провідники системи герметичності теплопроводу (аварійної сигналізації, що спрощує контроль витоків).
5.4. Вплив результатів реалізації інвестиційної програми
на структуру тарифу
Амортизаційні відрахування у структурі затверджених тарифів (встановлені відповідно до рішення Володимир-Волинського міськвиконкому від 04.04.2018 р. № 101) становлять 416,23 тис.грн. Загальний обсяг інвестицій за інвестиційною програмою – 918,01 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 = (918,01 – 416,23) / (100% - 18%) = 611,93 тис.грн. Таблиця 3, грн./од.
Аналіз впливу заходів інвестиційної програми на тарифи підприємства
| Категорія споживачів | Вид тарифу | Одиниця вимірю-вання | Чинний тариф | Тариф з урахуванням інвестиційної складової | Віхилення | |
| грн. | % | |||||
| Населення | Тариф на послугу з централізованого опалення | Гкал | 1550,15 | 1552,94 | 2,79 | 0,18% |
| Тариф на послугу з централізованого опалення | м2 | 35,41 | 35,47 | 0,06 | 0,18% | |
| Тариф на послугу з централізовано постачання гарячої води | м3 | 99,91 | 100,12 | 0,21 | 0,21% | |
| Бюджетні організації | Тариф на теплову енергію | Гкал | 1969,51 | 2004,40 | 34,89 | 1,77% |
| Тариф на послугу з централізовано постачання гарячої води | м3 | 129,75 | 131,90 | 2,15 | 1,66% | |
| Комерційні споживачі | Тариф на теплову енергію | Гкал | 1985,41 | 2022,94 | 37,53 | 1,89% |
Таблиця 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 | 79910,23 | 52015,49 | 25548,93 | 2345,83 | 43622,94 | 45681,59 | 8392,56 | 9471,66 | 416,82 | 456,54 | ||||
| 1.1. | Прямі витрати, всього | 65194,28 | 41482,22 | 21715,34 | 1996,73 | 34789,18 | 34792,98 | 6693,04 | 7376,82 | 354,28 | 379,45 | ||||
| 1.1.1. | Паливо | 60692,74 | 38260,14 | 20542,67 | 1889,94 | 32086,98 | 32086,98 | 6173,17 | 6173,17 | 335,14 | 335,14 | ||||
| 1.1.2. | Електроенергія | 3794,91 | 2716,29 | 988,59 | 90,02 | 2278,02 | 1,44 | 2279,46 | 438,27 | 0,28 | 438,55 | 16,13 | 0,01 | 16,14 | |
| 1.1.5. | Вода технологічних потреб | 204,03 | 146,04 | 53,15 | 4,84 | 122,48 | 0,20 | 122,68 | 23,56 | 0,04 | 23,60 | 0,87 | 0,87 | ||
| Вода для ГВП | 683,04 | 683,04 | 0,00 | 25,14 | 25,14 | ||||||||||
| 1.1.6. | Матеріали, запасні частини | 502,60 | 359,75 | 130,93 | 11,93 | 301,70 | 2,16 | 303,86 | 58,04 | 0,42 | 58,46 | 2,14 | 0,02 | 2,16 | |
| 1.2. | Прямі витрати на з/пл | 10829,27 | 7751,30 | 2821,08 | 256,89 | 6500,65 | 1437,10 | 7937,75 | 1250,65 | 276,48 | 1527,13 | 46,02 | 10,17 | 56,19 | |
| 1.3. | Інші прямі витрати в т.ч. | 3142,50 | 2249,31 | 818,64 | 74,56 | 1886,39 | 2405,45 | 362,92 | 462,78 | 13,36 | 17,04 | ||||
| 1.3.1. | відрахування на соц заходи | 2383,67 | 1706,16 | 620,96 | 56,55 | 1430,88 | 316,16 | 1747,04 | 275,28 | 60,83 | 336,11 | 10,13 | 2,24 | 12,37 | |
| 1.3.2. | амортизаційні відрахування | 387,69 | 277,49 | 100,99 | 9,20 | 232,72 | 0,26 | 232,98 | 44,77 | 0,05 | 44,82 | 1,65 | 1,65 | ||
| 1.3.3. | Інші прямі витрати | 371,14 | 265,65 | 96,69 | 8,80 | 222,79 | 202,64 | 425,43 | 42,86 | 38,98 | 81,84 | 1,58 | 1,44 | 3,02 | |
| 1.4. | Загальновиробничі витрати в т.ч. | 744,18 | 532,67 | 193,87 | 17,65 | 446,72 | 98,69 | 545,41 | 85,94 | 18,98 | 104,92 | 3,16 | 0,70 | 3,86 | |
| 1.4.1. | витрати на оплату праці | 303,54 | 217,27 | 79,08 | 7,20 | 182,22 | 49,14 | 231,36 | 35,06 | 7,75 | 42,81 | 1,29 | 0,29 | 1,58 | |
| 1.4.2. | відрахування на соц заходи | 66,78 | 47,81 | 17,40 | 1,58 | 40,09 | 8,86 | 48,95 | 7,71 | 1,7 | 9,41 | 0,28 | 0,06 | 0,34 | |
| 1.4.3. | інші витрати | 373,86 | 267,59 | 97,39 | 8,87 | 224,41 | 40,69 | 265,10 | 43,17 | 9,53 | 52,70 | 1,59 | 0,35 | 1,94 | |
| 2. | Адміністративні витрати в т.ч. | 2516,61 | 1801,25 | 655,56 | 59,70 | 1510,62 | 333,72 | 1844,34 | 290,63 | 64,20 | 354,83 | 10,70 | 2,37 | 13,07 | |
| 2.1. | витрати на оплату праці | 1574,28 | 1126,82 | 410,11 | 37,35 | 945,01 | 208,92 | 1153,93 | 181,81 | 40,19 | 222,00 | 6,69 | 1,48 | 8,17 | |
| 2.2. | відрахування на соц заходи | 346,34 | 247,90 | 90,22 | 8,21 | 207,90 | 45,96 | 253,86 | 40,00 | 8,84 | 48,84 | 1,47 | 0,33 | 1,80 | |
| 2.3. | інші витрати | 595,99 | 426,52 | 155,23 | 14,14 | 357,70 | 78,84 | 436,54 | 68,82 | 15,17 | 83,99 | 2,53 | 0,56 | 3,09 | |
| 3. | Повна собівартість | 82426,84 | 53816,73 | 26204,49 | 2405,53 | 45133,56 | 2824,78 | 47525,93 | 8683,18 | 1226,48 | 9826,48 | 427,51 | 45,16 | 469,60 | |
| 4. | Розрахунковий прибуток, в т.ч. | 611,93 | 102,25 | 464,22 | 45,46 | 85,75 | 0,00 | 85,75 | 16,50 | 0,00 | 16,50 | 7,57 | 0,00 | 7,57 | |
| 4.1. | виробничі інвестиції | 501,78 | 83,85 | 380,66 | 37,28 | 70,32 | 0,00 | 70,32 | 13,53 | 0,00 | 13,53 | 6,21 | 0,00 | 6,21 | |
| 4.2. | податок на прибуток | 10,15 | 18,4 | 89,15 | 8,18 | 14,43 | 0,00 | 14,43 | 2,97 | 0,00 | 2,97 | 1,36 | 0,00 | 1,36 | |
| 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 | 83038,77 | 53918,98 | 26668,71 | 2450,99 | 45219,31 | 47611,68 | 8699,68 | 9842,,98 | 435,08 | 477,17 | ||||
| 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 | 0,19% | 1,77% | 1,89% | 0,19% | 0,18% | 0,19% | 0,17% | 1,61% | ||||||
| 8. | Тариф на теплову енергію | 1354,87 | 1229,09 | 1670,33 | 1685,78 | 1226,76 | 1294,12 | 1229,09 | 83,43 | 109,91 | |||||
| 9. | Тариф на теплову енергію з ПДВ | 1474,91 | 2004,40 | 2022,94 | 1552,94 | 100,12 | 131,90 | ||||||||
Додаток 7
до Порядку розроблення
та затвердження інвестиційних програм
суб'єктів господарювання у сфері
теплопостачання
УЗАГАЛЬНЕНА ХАРАКТЕРИСТИКА
об'єктів теплопостачання
Володимир-Волинського підприємства теплових мереж «Володимир-Волинськтеплокомуненерго»
станом на 01 травня 2018 року
| № 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 | 69,177 | 0 |
| потужність до 3 Гкал/год | Гкал/год | 18,117 | 0 | |
| потужність від 3 до 20 Гкал/год | Гкал/год | 51,06 | 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 | 54141 | 0 |
| 2 | Котли та хвостові поверхні нагріву | |||
| 2.1 | Загальна кцількість котлів | шт | 82 | 0 |
| 2.1.1 | за видом теплоносія, з них: | шт | 82 | 0 |
| водогрійних з КПД менше 86% | шт | 21 | 0 | |
| водогрійних з КПД більше 86% | шт | 60 | 0 | |
| парових з КПД менше 89% | шт | 1 | 0 | |
| парових з КПД більше 89% | шт | 0 | 0 | |
| 2.1.2 | за видом палива, з них: | |||
| на газоподібному паливі | шт | 77 | 0 | |
| на твердому паливі | шт | 5 | 0 | |
| на рідкому паливі | шт | 0 | 0 | |
| 2.2 | Використання установлених виробничих потужностей котлів: | |||
| у неопалюючий період | % | 4 | 0 | |
| у зимовий період | % | 96 | 0 | |
| 2.3 | Загальна кількість економайзерів | шт | 0 | 0 |
| 3 | Газоповітряний тракт, димові труби,очистка димових газів | |||
| 3.1 | Загальна кількість тягодуттєвиї установок, з них: | шт | 16 | 0 |
| димососів | шт | 10 | 0 | |
| дуттєвих вентиляторів(установлених окремо) | шт | 6 | 0 | |
| 3.2 | Загальна установлена потужність тягодуттєвих установок | кВт | 93,27 | 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 | 121 | 0 |
| живильних | шт | 1 | 0 | |
| мережних | шт | 50 | 0 | |
| підживлювальних | шт | 21 | 0 | |
| конденсаційних | шт | 0 | 0 | |
| рециркуляційних | шт | 14 | 0 | |
| Насосів гарячого водопостачання (ГВП) | шт | 19 | 0 | |
| циркуляційних(ГВП) | шт | 13 | 0 | |
| 4.5 | Загальна установлена потужність насосів | кВт | 1188,1 | 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 | 29 | 0 | |
| трансформаторного включення | шт | 7 | 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 | |
| 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 | 3 | 0 |
| спецтехніки | шт | 1 | 0 | |
| вантажних автомобілів | шт | 2 | 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 |
| 16.3 | Загальна кількість насосів , з них: | шт | 25 | 15 |
| підживлювальних | шт |
0 | 0 | |
| насосів ГВП | шт | 12 | 0 | |
| циркуляційних (ГВП) | шт | 13 | 0 | |
| 16.4 |
Загальна установлена потужність насосів | кВт | 157,8 | 0 |
| 17 | Електропостачання та системи управління | |||
| 17.1 | Загальна кількість лічильників обліку електричної енергії | шт | 6 | 0 |
| 17.2 |
Загальна кількість системи автоматизації та контролю у тому числі: | шт | 3 | 0 |
| систем автоматичного погодного регулювання подачі теплоносія | шт | 3 | 0 | |
| 17.3 |
Загальна кількість систем диспетчерського управління та телемеханіки | шт | 0 | 0 |
| 18 | Прилади обліку теплової енергії і лічильник ГВП | |||
| 18.1 |
Загальна кількість приладів обліку теплової 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 | 439,125 | 0 |
| 22 | Забезпечення гарячою водою | тис жителів | 7,975 | 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 | ||
Директор _______________________ Коба С.А.
Головний бухгалтер _______________________ Лук"янюк А.С.
Головний інженер ________________________ Форманнюк І.Л.
6. Опис заходів інвестиційної програми
6.1. Техніко-економічне обгрунтування інвестиційної програми
Заходи інвестиційної програми:
1. Реконструкція ділянки теплових мереж по вул. Луцька від теплової камери ТК-5 до теплової камери ТК-9 із заміною труб Ǿ 219 мм на попередньоізольовані труби (ППУ): Ǿ 159 мм – 234 м.п. (в однотрубному вимірі), Ǿ 133 мм – 14 м.п. (в однотрубному вимірі).
2. Реконструкція ділянки теплових мереж по вул. Луцька від теплової камери ТК-2 до теплової камери ТК20 із заміною труб Ǿ 76 мм на попередньоізольовані труби (ППУ): Ǿ 50 мм – 65 м.п. (в однотрубному вимірі).
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 селища цукрового заводу;
- 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;
- 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.
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) – 501,78 тис.грн.
Діаметри та довжина теплової мережі в однорубному прокладанні до реконструкції:
Підземне прокладання (непрохідний канал) Ǿ 219 - 248 м.п.
Підземне прокладання (непрохідний канал) Ǿ 76 - 65 м.п.
Діаметри та довжина теплової мережі в однотрубному прокладанні після реконструкції:
Підземне прокладання (безканальна прокладка) Ǿ 159/250 - 234 м.п.
Підземне прокладання (безканальна прокладка) Ǿ 133/225 - 14 м.п.
Підземне прокладання (безканальна прокладка) Ǿ 50//125 - 65 м.п.
Температурний графік роботи:
95 °C - температура в подавальному трубопроводі
70 °C - температура в зворотному трубопроводі
Розрахункова температура:
tфакт. под. = 54,1 °C - температура в подавальному трубопроводі в опалювальний період згідно температурного графіку;
tфакт. зв. = 42,8 °C - температура в зворотному трубопроводі в опалювальний період згідно температурного графіку;
tгр. = 4,2°C середня температура грунту у м. Володимир-Волинський в опалювальний період на глибині прокладання (1,2 м) ділянки трубопроводу.
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".
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 відповідно до ДСТУ-Н Б В.1.1-27:"Будівельна кліматологія", 177 днів),
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.
1.1. Ділянка від теплової камери ТК-5 до теплової камери ТК :
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 0,6 х 1,09 / (0,6 +1,09) = 0,774 м
Rкан.гр = (1 / 3,14 х 0,774 х 8) + (1/2 х 3,14 х 1,75) х ln (4 х 1,2 / 0,774) = 0,0514 + + 0,167 = 0,218
tкан. = (54,1/0,973 + 42,8/0,973 + 4,2/0,218)/(1/0,973 + 1/0,973 + 1/0,218) = = 17,9 °C
Q факт. под.= (54,1 – 17,9) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,219 / 0,207) + (1 / (3,14 х 0,219 х
х 8)) = 198,90 Вт/м*год,
Q факт. звор.= (42,8 – 17,9) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,219 / 0,207) + (1 / (3,14 х 0,219 х 8)) = 136,81 Вт/м*год,
Q річ. = 0,86 х (198,9 + 136,81) х 4248 х 124 х 10-6 = 152,08 Гкал
1.2. Ділянка від теплової камери ТК-2 до теплової камери ТК-20:
Rпод. = Rзвор = 1/(3,14 х 8 х 0,156) + (1/2 х 3,14 х 0,059) х ln (0,156/ 0,076) = = 2,196
dекв = 2 х 0,4 х 0,37 / (0,4 +0,37) = 0,384 м
Rкан.гр = (1 / 3,14 х 0,384 х 8) + (1/2 х 3,14 х 1,75) х ln (4 х 1,2 / 0,384) = 0,0514 + + 0,167 = 0,334
tкан. = (54,1/2,196 + 42,8/2,196 + 4,2/0,334)/(1/2,196 + 1/2,196 + 1/0,334) = =14,5 °C
Q факт. под.= (54,1 – 14,5) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,076 / 0,0715) + (1 / (3,14 х 0,076 х 8)) = 75,14 Вт/м*год,
Q факт. звор.= (42,8 – 14,5) / ((1/(2 х 3,14 х 45) ln (0,076 / 0,0715) + (1 / (3,14 х 0,076 х 8)) = 53,70 Вт/м*год,
Q річ. = 0,86 х (75,14 + 53,70) х 4248 х 32,5 х 10-6 = 15,30 Гкал
РАЗОМ тепловтрати до реконструкції : Q річ. = 152,08 + 15,30 = 167,38 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
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 відповідно до ДСТУ-Н Б В.1.1-27:"Будівельна кліматологія" – 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.
2.1. Ділянка від теплової камери ТК-5 до теплової камери ТК-9:
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 117 х 1,15x 4248 х 10 =27,46 Гкал.
61
Q2 факт. под. = 0.6 х [ 61 + ------- ((54,1 – 4,2) - 65)] = 28,10 Вт/м*год.;
65
46
Q2 факт. зв. = 0.6 х [ 46 + ------- ((42,8 – 4,2) - 50)] = 21,31 Вт/м*год.;
50
-6
Q2 річ. = 0.86 x (28,10 + 21,31) х 7 х 1,15x 4248 х 10 = 1,45 Гкал.
РАЗОМ тепловтрати на ділянці від теплової камери ТК-5 до теплової камери ТК-9 : Q річ. = 28,10 + 1,45 = 29,55 Гкал.
2.2. Ділянка від теплової камери ТК-2 до теплової камери ТК-20:
44
Q факт. под. = 0.5 х [ 44 + ------- ((54,1 – 4,2) - 65)] = 16,89 Вт/м*год.;
65
34
Q факт. зв. = 0.5 х [ 34 + ------- ((42,8 – 4,2) - 50)] = 13,12 Вт/м*год.;
50
-6
Q річ. = 0.86 x (16,89 + 13,12) х 32,5 х 1,15x 4248 х 10 = 4,10 Гкал.
РАЗОМ тепловтрати : Q річ. = 29,55 + 4,10 = 33,65 Гкал.
Річне зменшення втрат тепла після реконструкції тепломережі:
Δ Q річ. = 167,38 – 33,65 = 133,73 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 – фактична питома витрата умовного палива, середньозважена по підприємству, у розрахунку на обсяг відпуску в мережу теплової енергії (форма 1-НКРЕКП-тепло (місячна) за грудень 2017 р., код рядка 295, стов.5), кг.у.п./Гкал;
Δ Q річ - річне зменшення втрат тепла після реконструкції тепломережі, Гкал;
Еум.пал.= 167,71 х 133,73 = 22427,86 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) – додаток … "Протокол аналізування газу" ПАТ "Укртрансгаз" на грудень 2017 р. - 8219,09 ккал/куб.м
Е пр.газ. = 22427,86 х 7000 / 8219,09 = 19101,27 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 – середньозважена вартість 1 кг умовного палива, грн./т у.п.
Ділянки теплових мереж від ТК- 5до ТК – 9 та від ТК - до ТК – 20 приєднані до котельні по вул.Луцька, 168. Котельня працює на природному газові. Структура виробництва теплової енергії на даній котельні : населення – 76,1 %, бюджетні організації – 23,9%, комерційні споживачі – 0%. Середньозважена ціна природного газу (в цінах станом на 31.12.2017 р.):
Ц.прир.газу = 0,761 х (4942,00 + 713,50 + 19,20) + 0,239 х (7907,20 + 713,50 + 19,20) = 6383,39 грн./тис.куб.м, де
4942,00 грн./тис.куб.м; 7907,20 грн./тис.куб.м - ціна природного газу НАК "Нафтогаз України" відповідно для категорій споживачів "населення" та "бюджетні організації" ;
713,50 грн./тис.куб.м – ціна розподілу природного газу ПАТ "Волиньгаз";
19,20 грн./тис.куб.м – ціна транспортування природного газу АТ "Укртрансгаз".
Середньозважена вартість 1 кг умовного палива:
Вум.пал = Ц прир.газу х 7000 / 8218,09, де
7000 ккал/кг – калорійність 1 кг. умовного палива,
8219,09 ккал/куб.м – калорійність природного газу
Вум.пал = 6383,39 х 0,852 = 5438,65 грн./тис.кг.ум.пал.
Економічний ефект за рахунок економії палива:
Е пал. = 22427,86 х 5438,65/1000 = 121977,28 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 мм - 31,52 кг,
маса труби Ǿ 76 при товщині стінки 4,5 мм - 7,93 кг,
Загальна маса труб:
М = 31,52кг х 248 м + 7,93 кг х 65 м = 8332,4 кг.
Закупівельна ціна металобрухту (згідно акту приймання металів чорних вторинних ПМП "Євро-В")– 6,30 грн/кг.
Економічний ефект за рахунок зворотних матеріалів (вартість металобрухту):
Е зв.м. = 8332,4 х 6,30 = 52494,12 гр.
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 №1030147), 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), А кін. = 2885,07 х 12 міс. = 34620,84 грн.
Е ам. = 34620,84 – 0,00 = 34620,84 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 = (918013,97 - 52494,12) / (121977,28 + 34620,84) = 5,53 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 (918013,97 грн.);
CF – річний економічний ефект від впровадження інвестиційних заходів:
- за перший рік з урахуванням вартості зворотних матеріалів І = Е пал + Е ам + Е зв.м. = 121977,28 + 34620,84+ 52494,12 = 209092,24 грн.;
- за другий та наступні роки І = Е пал + Е ам = 121977,28 + 34620,84= 156598,12 грн.);
г – ставка дисконтування (облікова ставка НБУ, з 13.07.2018 р. – 17,5%);
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:
PVK = CF K / (1 + г) k
Таблиця 5
Поточні вартості інвестиційної програми
| Рік поточної вартості | Грошовий потік, грн | Розрахунок поточної вартості | Поточна вартість, грн. |
| PV1 | 209092,44 | 209092,44/(1+0,175)1 | 177951,01 |
| PV2 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)2 | 113425,53 |
| PV3 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)3 | 96532,36 |
| PV4 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)4 | 82155,20 |
| PV5 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)5 | 69919,32 |
| PV6 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)6 | 59505,81 |
| PV7 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)7 | 50643,24 |
| PV8 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)8 | 43100,63 |
| PV9 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)9 | 36681,39 |
| PV10 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)10 | 31218,20 |
| PV11 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)11 | 26568,68 |
| PV12 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)12 | 22611,64 |
| PV13 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)13 | 19243,95 |
| PV14 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)14 | 16377,83 |
| PV15 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)15 | 13938,58 |
| PV16 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)16 | 11862,62 |
| PV17 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)17 | 10095,85 |
| PV18 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)18 | 8592,21 |
| PV19 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)19 | 7312,52 |
| PV20 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)20 | 6223,42 |
| PV21 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)21 | 5296,53 |
| PV22 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)22 | 4507,68 |
| PV23 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)23 | 3836,33 |
| PV24 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)24 | 3264,96 |
| PV24 | 156598,12 | 156598,12/(1+0,175)25 | 2778,69 |
| ВСЬОГО | 604702,50 |
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 PVK - I1 /(1 + r)1
k=1
NPV = 923644,20 - 918013,97 / 1,175 = 142355,71 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 Ik
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 EXEL за таким алгоритмом:
IRR = функція ВСД (-918013,97; + 209092,44; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12; + 156598,12) = 17,62%.
Значення ІRR проекту більше облікової ставки НБУ, тобто при реалізації даного проекту підприємство отримає вищий процент доходу, ніж величина кредитного капіталу.
3.Ддисконтований період окупності (DPP) визначає кількість років, за які дисконтований потік коштів (доходів) дорівнюватиме дисконтованому обсягу 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 1-11 роки – 787701,38 грн., що більше розміру дисконтованих інвестицій (781288,49 грн.),тобто
відшкодування первісних інвестиційних витрат відбудеться раніше 11 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 – (787701,38 – 781288,49) / 26568,68) = 0,23
Таким чином дисконтований період окупності складе:
DPP = 10 + 0,24 = 10,24 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 = 923644.20 / 781288,49 = 1,18
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.
Порівняння цінових пропозицій та обраний ціновий варіант
для інвестиційної програми
Таблиця 6, грн.. з ПДВ
| № з/п | Тип обладнання | ТзОВ Трубна компанія ФАВОРИТ | ТзОВ "ТЕПЛО-МЕРЕЖ-ПОСТАЧ" | ТЗОВ "ТЕРМО-ІЗОЛ" | Обрана (для інвест-програми) цінова пропозиція |
| 1 | Труби сталеві електрозварні з теплогідроізоляцією із пінополіуретану з зовнішньою оболонкою із поліетилену, діаметр труб 150 мм (п.117 ) | 1405,12 | 1426,09 | 1404,40 | 1404,40 |
| 2. | Труби сталеві теплоізольовані в захисній поліетиленовій оболонці для підземного прокладання теплових мереж, типорозмір 57/125 мм (п.119 ) | 475,73 | 482,78 | 475,73 | 475,73 |
| 3. | Труби сталеві теплоізольовані в захисній поліетиленовій оболонці для підземного прокладання теплових мереж, типорозмір 133/225 мм (п.120 ) | 1240,51 | 1250,68 | 1240,51 | 1240,51 |
| 4. | Опора нерухома до теплоізольованих труб, типорозмір 159/250 мм, L=2 м. (п.129) | 7580,86 | 7729,16 | 7580,86 | 7580,86 |
| 5. | Комплект ізоляції стиків ЕР-2 (насувна муфта) до теплоізольованих труб, типорозмір 159/250 мм (п.132) | 598,26 | 599,88 | 598,26 | 598,26 |
| 6. | Компенсатор сильфоннний до теплоізольованих труб, типорозмір 133/225 мм (п.133) | 37656,00 | 38069,34 | 37656,00 | 37656,00 |
| 7. | Компенсатор сильфон ний до теплоізольованих труб, типорозмір 159/250 мм (п.134) | 38969,03 | 39729,17 | 38949,60 | 38949,60 |
Цінові пропозиції ТзОВ "ТРУБНА КОМПАНІЯ ФАВОРИТ", ТзОВ "ТЕПЛОМЕРЕЖПОСТАЧ", ТЗоВ "ТЕРМО-ІЗОЛ" додаються.
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 22427,86 кг умовного палива або 19101,27 куб.м природного газу.
2. Фінансово-економічний ефект виконання інвестиційної програми .
Економічний ефект (з урахуванням вартості паливно-енергетичних ресурсів на 01.08.2018р.) - 156,6 тис.грн./рік
Строк окупності за інвестиційною програмою: 5,53 роки.
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.
3. Підвищення якості послуг у сфері теплопостачання:
- підвищення надійності та безаварійності системи теплопостачання селища цукрового заводу;
- забезпечення стале 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.
Зменшення викидів в результаті забруднюючих речовин
в результаті реалізації інвестиційної програми
таблиця 7
| № з/п | Забруднююча речовина | Кількість,кг |
| 1. | Діоксид вуглецю | 38647,2 |
| 2. | Оксид вуглецю | 11,19 |
| 3. | Оксид азоту | 44,82 |
| 4. | НМЛОС (неметалеві лігкі органічні сполуки) | 3,29 |
Додаток 8
до Порядку розроблення,
погодження та затвердження
інвестиційних програм
суб’єктів господарювання
у сфері теплопостачання
ІНФОРМАЦІЙНА ЗГОДА
ПОСАДОВОЇ ОСОБИ ЛІЦЕНЗІАТА НА ОБРОБКУ
ПЕРСОНАЛЬНИХ ДАНИХ
Я, Коба Сергій Анатолійович, при наданні даних до______________Володимир-Волинської міської ради________
(найменування уповноваженого органу)
даю згоду відповідно до Закону України «Про захист персональних даних» на обробку моїх особистих персональних даних у картотеках та/або за допомогою інформаційно-телекомунікаційних систем з метою підготовки відповідно до вимог законодавства статистичної, адміністративної та іншої інформації з питань діяльності ліцензіата.
01.08.2018 року
Директор ПТМ "Володимир-
Волинськтеплокомуненерго" _______________________ /Коба С.А./