пояснительная записка к инвестиционной программе образец
«_______»________________ 2016 г.
к Инвестиционной программе
Развитие как отечественной, так и зарубежной экономики определенно показывает отсутствие альтернативы энергосбережению. Сложившаяся экономическая ситуация со всей очевидностью демонстрирует бесперспективность одного только наращивания добычи и производства энергетических ресурсов. Их все равно будет не хватать, если вовремя не позаботиться об эффективном и бережном использовании энергоресурсов. Принятый 23 ноября 2009 года Федеральный закон 3 призван регулировать, активизировать и стимулировать деятельность по энергосбережению в каждой организации нашей страны.
При формировании инвестиционной программы преследовало достижение следующих основных целей:
1. Повышение надежности системы теплоснабжения потребителей г. Нижнего Новгорода.
Надежность системы теплоснабжения – это ее способность производить, транспортировать и распределять среди потребителей, в необходимых количествах, теплоноситель с соблюдением заданных параметров при нормальных условиях эксплуатации. Надежность системы теплоснабжения должна совершенствоваться путем повышения качества элементов, из которых она состоит, или резервированием. Надежность теплоснабжения обеспечивается надежной работой всех иерархических уровней системы: источниками теплоты, магистральными тепловыми сетями, квартальными сетями, включая тепловые пункты потребителей.
Снижение удельных расходов топлива на выработку энергоресурсов на существующих источниках связано с двумя основными факторами:
· снижением степени износа энергетического оборудования;
· загрузкой энергетического оборудования до оптимальных параметров.
В программе заложены принципы повышения надежности вследствие установки в котельной дополнительного оборудования (котлов, теплообменников и пр.), замены магистральных тепловых сетей и модернизации центральных тепловых пунктов.
Плановые значения показателя надежности объектов теплоснабжения, определяемого количеством прекращений подачи тепловой энергии в результате технологических нарушений на тепловых сетях на 1 км тепловых сетей в целом по теплоснабжающей организации (
), рассчитываются по формуле:
,
— фактическое количество прекращений подачи тепловой энергии, причиной которых явились технологические нарушения на тепловых сетях, за год, предшествующий году начала реализации инвестиционной программы;
— 1-й год реализации инвестиционной программы;
— соответствующий год реализации инвестиционной программы, на который устанавливаются показатели надежности и энергетической эффективности объектов теплоснабжения;
— суммарная протяженность строящихся, реконструируемых и модернизируемых тепловых сетей в двухтрубном исчислении, вводимых в эксплуатацию в соответствующем году реализации инвестиционной программы, километров;
— общая протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении в году, соответствующем году реализации инвестиционной программы, километров;
— год, предшествующий году начала реализации инвестиционной программы.
В случае если рассчитанное значение указанного показателя выше значения, предусмотренного концессионным соглашением на соответствующий год, то устанавливается значение показателя, предусмотренное концессионным соглашением.
Плановое значение показателя надежности объектов теплоснабжения, определяемого количеством прекращений подачи тепловой энергии в результате технологических нарушений на источниках тепловой энергии на 1 Гкал/час установленной мощности (
), рассчитывается по формуле:
,
— фактическое количество прекращений подачи тепловой энергии, причиной которых явились технологические нарушения на источниках тепловой энергии, за год, предшествующий году начала реализации инвестиционной программы;
— первый год реализации инвестиционной программы;
— суммарная мощность строящихся, реконструируемых и модернизируемых источников тепловой энергии, вводимых в эксплуатацию в году реализации инвестиционной программы;
— общая мощность источников тепловой энергии в году реализации инвестиционной программы;
— соответствующий год реализации инвестиционной программы, на который устанавливаются показатели надежности и энергетической эффективности объектов теплоснабжения;
— год, предшествующий году начала реализации инвестиционной программы.
В случае если рассчитанное значение указанного показателя выше значения, предусмотренного концессионным соглашением на соответствующий год, то устанавливается значение показателя, предусмотренное концессионным соглашением.
Таблица №1. Плановые значения показателя надежности объектов теплоснабжения
Плановые значения показателя надежности объектов теплоснабжения, определяемого количеством прекращений подачи тепловой энергии в результате технологических нарушений на тепловых сетях на 1 км тепловых сетей
Плановое значение показателя надежности объектов теплоснабжения,
определяемого количеством прекращений подачи тепловой энергии в результате технологических нарушений
Прекращений подачи тепловой энергии в результате технологических нарушений не зафиксировано
2. Снижение удельных нормативов расхода топлива на выработку тепловой энергии.
— загрузкой теплоэнергетического оборудования до оптимальных параметров.
Первоочередными задачами в сфере генерации тепловой энергии являются:
· достижение нормативных эксплуатационных характеристик на существующих тепловых энергоустановках за счет их модернизации и реконструкции;
· обеспечение существующей потребности в тепловой энергии на базе оптимизации загрузки мощностей;
· вывод из эксплуатации неэффективных источников тепловой энергии;
· обеспечение соответствия новых источников тепловой энергии современным требованиям энергоэффективности.
Внедрение энергоэффективных технологий и прогрессивной котельной техники сопровождается снижением удельных и абсолютных показателей потребления энергоресурсов на собственные нужды.
3. Снижение уровня потерь тепловой энергии.
Наибольшие резервы экономии энергоресурсов сосредоточены в технологическом процессе обеспечения потребителей теплом. Экономия тепловой энергии достигается за счет совершенствования источников тепла, тепловых сетей, теплопотребляющих установок.
Важными факторами являются:
— приведение фактических потерь сетевой воды к нормативному показателю, равному 0,25% объема тепловых сетей в час;
— снижение потерь тепловой энергии через тепловую изоляцию к близким или равным нормативным.
Приведение тепловых потерь к нормативным значениям, помимо экономии тепловой энергии и снижения затрат электроэнергии на ее транспорт, обеспечит высвобождение тепловой мощности, а совместно с реконструкцией и к ее увеличению. При этом может исчезнуть необходимость строительства новых источников тепла. Таким образом, при оценке в проекте экономической эффективности перекладки участков тепловых сетей учитывается не только сэкономленное тепло, но и капитальные затраты на реконструкцию котельной и ЦТП. Из-за высокой плотности теплоносителя водяные тепловые сети отличаются низкой гидравлической устойчивостью. Вследствие этого они подвержены разрегулировке при любых возмущениях – подключении или отключении потребителей, изменении коммутации тепловой сети, изменении расхода теплоносителя в отдельных системах теплопотребления, например, при работе регуляторов горячего водоснабжения и т. п. Организация гидравлических режимов функционирования тепловой сети, при которых было бы обеспечено требуемое распределение расхода теплоносителя между всеми потребителями, является одной из важнейших задач инвестиционной программы.
4. Повышение кпд теплоэнергетического оборудования.
Повышение эффективности производства энергии всегда являлось приоритетным направлением исследований в энергетике. Оборудование, эксплуатируемое на объектах теплоснабжения, выработало свой расчетный ресурс, морально и физически устарело, имеет пониженные экономические и экологические характеристики. В этой ситуации необходимо искать пути увеличения эффективности производства при малых капитальных вложениях, но приводящие к улучшению характеристик действующих котельных и их оборудования.
Увеличение коэффициента полезного действия основного и вспомогательного оборудования котельной достигается за счет автоматизации процессов сжигания топлива, применения оборудования с улучшенными характеристиками, повышения контроля за техническим состоянием установок и качеством сетевой и подпиточной воды.
5. Автоматизация процессов выработки тепловой энергии и снижение трудоемкости производства.
Теплоснабжение потребителей является одной из наиболее важных задач в жизнеобеспечении и включает в себя производство и распределение тепловой энергии. При этом к объектам теплоснабжения предъявляются все более жесткие требования по внедрению энергосберегающих технологий, среди которых автоматизация процессов выработки, транспортировки и распределения тепловой энергии занимает одно из ведущих мест.
Внедрение автоматизации теплоснабжения решает следующие виды задач:
· организация регулирования и управления технологическим процессом (выработки пара котла, нагрева сетевой воды, передачи и распределения тепла);
· дистанционный контроль за работой оборудования;
· автоматическое управление технологическим процессом;
· автоматическое управление работой оборудования;
· автоматический и автоматизированный учет параметров и расхода материальных ресурсов;
Автоматизация процессов эксплуатации котлоагрегатов позволяет существенно повысить эффективность процессов горения и уменьшить тепловые потери за счет поддержания оптимальных параметров соотношения топливо-воздух, что ведет к экономии топлива до 5-10%, а также снизить количество вредных выбросов в атмосферу (N0, СОЕ) до 5%.
Автоматизация процессов подготовки воды позволяет наиболее точно выдерживать водно-химические режимы во всем диапазоне нагрузок работы основного технологического оборудования, что ведет к снижению образования отложений на стенках трубопроводов, более длительному сроку службы и снижению затрат на замену и ремонт до 10-15%.
Перспективная нагрузка (по запросам организаций) составляет 8,614 Гкал/ч.
Тепловая мощность котельной ул. Деловая, 14 составляет 54,72 Гкал/ч.
Дефицит мощности в настоящее время (по договорным и строительным нагрузкам) составляет 31,6224 Гкал/ч, в т. ч. нагрузка, переключенная с котельной им. » (14,167 Гкал/ч).
Перспективная нагрузка (по запросам организаций) составляет 31,2687 Гкал/ч.
— Фонд «РЖС» (земельные участки)- 4,5 Гкал/ч, в т. ч. Департамент градостроительного развития территории НО (1,0 Гкал/ч);
— Департамент градостроительного развития территории НО (земельные участки под жилищное строительство) – 3,17 Гкал/ч;
— Департамент градостроительного развития территории НО (спортивно-реабилитационный теннисный центр) – 0,755 Гкал/ч;
— Департамент градостроительного развития территории НО (административное здание) – 0,397 Гкал/ч;
— Департамент градостроительного развития территории НО (объекты, соответствующие разрешенным видам деятельности) – 4,0 Гкал/ч;
— Департамент градостроительного развития и архитектуры (проект планировки территории) – 9,65 Гкал/ч;
— Свой Дом» (гостиничный комплекс) – 1,53 Гкал/ч.
По котельной ул. Деловая такие, как:
— (МКД ул. Деловая, участок №1) – 2,126959 Гкал/ч;
— (МКД ул. Деловая, участок №2) – 1,3834 Гкал/ч;
— Департамент градостроительного развития и архитектуры (проект планировки территории) – 2,885 Гкал/ч;
— Департамент градостроительного развития и архитектуры (ФОК) – 4,43 Гкал/ч;
— Департамент градостроительного развития и архитектуры (проект планировки территории) – 3,543 Гкал/ч;
— МВД РФ (войсковая часть № 000, г. Н.Новгород, комплекс зданий военного городка СМВЧ) – 7,741 Гкал/ч;
За период реализации инвестиционной программы будет дополнительно введено в эксплуатацию теплоэнергетическое оборудование общей мощностью 62 Гкал/ч, переложено 7526п. м. в однотрубном исполнении трубопроводов тепловых сетей.
2. Реконструкция магистральных тепловых сетей с целью перераспределения потребителей и стабилизации гидравлических режимов включает в себя следующие работы:
2.3 Перекладка участка тепловой сети от ТК115 до ТК116 по ул. Лопатина Ø700мм длиной 660п. м. в однотрубном исполнении. Стоимость работ оценивается в 35764,697 тыс. руб. Данная работа позволит подключить дополнительных потребителей на удаленные участки магистральных тепловых сетей после ТК116, а также на пяти тепловых пунктах. Данные район города постоянно развивается, поэтому постоянно возрастает потребность в тепловой энергии.
2.4 Перекладка теплотрассы от ТК-7-2 до ТК-7-3 по ул. Родионова длиной 110п. м., стоимость работ оценивается в 6143,982 тыс. руб. Данное мероприятие позволит подключить дополнительных потребителей в районе микрорайона «Медвежья долина».
3.2 ЦТП-140 а. Стоимость работ оценивается в 30097,0 тыс. руб. Удаленность данного теплового пункта от источника теплоснабжения (котельная СПК, ул. б) делает необходимым закрытие схемы теплоснабжения для нормализации гидравлического режима, а также возможности подключения новых потребителей как к магистральной сети, так и от теплового пункта.
Модернизация центральных тепловых пунктов заключается в переводе их на двухконтурную схему теплоснабжения потребителей с частичной автоматизацией технологических процессов.
Стоимости проектных, общестроительных и монтажных работ, приведенных в разделах пояснительной записки, подтверждены сметными расчетами и коммерческими предложениями, полученными от специализированных организаций.
6. Финансирование инвестиционной программы
Реализация инвестиционной программы предполагается к финансированию за счет привлечения заемных средств и возврата их путем платы за подключение потенциальных потребителей, и полностью исключает увеличение тарифов на услуги теплоснабжения за счет инвестиционной надбавки.
В результате выполнения указанных мероприятий, объем отпускаемой тепловой энергии потребителям в натуральном выражении вырастет на 11,9 %, а валовая выручка предприятия на 35,4 %.
Реализация инвестиционной программы позволит достигнуть повышения эксплуатационных характеристик на существующих источниках тепловой энергии за счет их модернизации и реконструкции, обеспечить существующие потребности в тепловой энергии на базе повышения энергетической мощности, обеспечить соответствие источников тепловой энергии современным требованиям энергоэффективности, существенно снизить затраты на капитальный ремонт теплоэнергетического оборудования и процент аварийности, стабилизирует гидравлические режимы работы тепловых сетей, котельных и центральных тепловых пунктов.
Полное исполнение долгосрочной инвестиционной программы обеспечит возможность подключения к теплоснабжению вновь строящиеся объекты, а также надежное и качественное теплоснабжение потребителей Нижегородского района, г. Нижнего Новгорода.
Пояснительная записка к инвестиционной программе 2014-2023гг по изменениям в ранее представленной инвестиционной программе на 2014-2018 годы
по изменениям в ранее представленной инвестиционной программе
В паспорте инвестиционной программы : В строке «Сведения о сроках и этапах реализации инвестиционной программы» срок реализации с 2014-2018гг. изменен на 2014-2023гг. и соответственно, этапы реализации инвестиционной программы с пяти лет перераспределены на десять. В строке «Сведения об объемах и источниках финансирования»:
- Изменена общая сумма инвестиционных средств с 153500,5 тыс. руб. на 131901,9 тыс. руб. Изменена разбивка по годам: 2014 год – 14326,94 тыс. руб. 2015 год – 13250,14 тыс. руб. 2016 год – 13779,40 тыс. руб. 2017 год – 12681,45 тыс. руб. 2018 год – 13486,58 тыс. руб. 2019 год – 12154,23 тыс. руб. 2020 год – 12154,23 тыс. руб. 2021 год – 13139,03 тыс. руб. 2022 год – 13139,03 тыс. руб. 2023 год – 13790,87 тыс. руб
В таблицах:
№1 «Объем тепловой энергии, отпущенной через сети ;
№4 «Технические характеристики транспортировки тепловой энергии по тепловым сетям ;
№5 «Целевые показатели реализации инвестиционной программы ;
№6 «Затраты на проведение инвестиционной программы ;
№13 «Экономия электроэнергии при реализации инвестиционной программы ;
№15 «Сводная таблица экономии энергоресурсов при выполнении инвестиционной программы ;
№16 «Инвестиционная программа ООО «НерюнгриТеплоНаладка» на 2014-2023 годы»;
№17 «Расчет влияния на тариф по передаче тепловой энергии ООО «НерюнгриТеплоНаладка» и конечный тариф на тепловую энергию ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» при выполнении мероприятий по реализации инвестиционной программы». – все данные разбиты на десятилетний период с 2014-2023 гг. вместо пяти 2014-2018гг.
ЦТП №1 – с 2418,5 тыс. руб. на 1990,6 тыс. руб.
ЦТП №15 – с 1349,8 тыс. руб. на 1088,7 тыс. руб.
Итоговая сумма затрат – с 3768,3 тыс. руб. на 3079,3 тыс. руб.
- Добавлен последний абзац о необходимости перекладки трубопроводов при переводе теплоснабжения кварталов города Нерюнгри на ИТП и ликвидации сетей ГВС. В таблицу №6 «Затраты на проведение инвестиционной программы внесены изменения стоимости реконструкции ЦТП №1, 15, строительства ИТП и проектов ИТП.
В таблицу №8 «Перечень мероприятий инвестиционной программы внесены изменения стоимости по выполнению проектных и строительных работ. В таблице №15 «Сводная таблица экономии энергоресурсов при выполнении инвестиционной программы внесены изменения в сумму средств для реализации инвестиционного проекта с 153500,5 тыс. руб на 131901,9 тыс. руб. В таблицу №16 «Инвестиционная программа на 2014-2023годы» внесены изменения в сумму средств для реализации инвестиционной программы и изменен источник финансирования с республиканского бюджета на капитальные вложения за счет изменения тарифа. В пятой главе «Расчет и обоснование сроков окупаемости мероприятий»:
- Изменены суммы финансовых вложений по годам:
2015г. – 30,0 млн. руб.
2016г. – 30,0 млн. руб.
2017г. – 30,0 млн. руб.
2018г. – 30,0 млн. руб.
2015 год – 13,2 млн. руб.
2016 год – 13,8 млн. руб.
2017 год – 12,7 млн. руб.
2018 год – 13,5 млн. руб.
2019 год – 12,2 млн. руб.
2020 год – 12,2 млн. руб.
2021 год – 13,1 млн. руб.
2022 год – 13,1 млн. руб.
2023 год – 13,8 млн. руб.
- Изменен срок окупаемости с 10 лет на 8 лет.
В таблице №17 «Расчет на тариф по передаче тепловой энергии и конечный тариф на тепловую энергию генерирующая компания» при выполнении мероприятий по реализации инвестиционной программы 2014-2023 годов внесены изменения в строку:
1.2 – Сумма инвестиций
1.3 – Сумма выплат, включаемая в тариф
1. – Итого НВВ с инвестицией
2. – Влияние на тариф
3. – Влияние на тариф Генерирующая Компания»
Пояснительная записка к Инвестиционной программе электрические сети» на период 2017-2019 гг
к Приказу Минэнерго России
ООО «Томские электрические сети»
«___» ____________ 2016 года
Пояснительная записка к
на период 2017-2019 гг.
Инвестиционный проект направлен на обеспечение надежности качества электроснабжения потребителей г. Томска и Томского р-на, энергосбережение и повышение энергетической эффективности.
Задачи, по обеспечению надежного, качественного электроснабжения и по совершенствованию систем учета электрической энергии потребителей электрической энергии, в период действия данной инвестиционной программы развития, реализуются путём:
— строительства системы электроснабжение жилого микрорайона, возводимого в рамках реализации государственной программы «Жилье для российской семьи»;
— установки приборов учета и внедрения автоматизированной системы учета энергоресурсов с дистанционной передачей данных.
За период 2016-2019 гг. планируется обеспечить ввод в эксплуатацию следующих мощностей:
− электрических линий – 19,02 км,
− трансформаторной мощности –5,38 МВА.
Финансирование инвестиционной программы 2017-2019 гг. запланировано в объеме 45,01 млн. рублей с НДС.
Распределение объема финансирования по основным направлениям инвестиционной деятельности ООО «Томские электрические сети» на период 2016-2019 гг. характеризуется следующими показателями (Таблица 1):
Плановое финансирование, млн. руб
Инвестиционная программа, в т. ч.
Средства учета, контроля э/э
Приобретение электросетевых активов, земельных участков и пр. объектов
II. Характеристика инвестиционных проектов/направлений инвестиционной программы
ИПР 2016-2017 состоит из 6 крупных инвестиционных проектов.
Год начала и окончания работ
Полная стоимость с НДС, млн. руб.
Модернизация системы коммерческого учета электроэнергии с организацией системы АСКУЭ
Приобретение кабельно-воздушной линии 10кВ системы внешнего электроснабжения мкр. Северный. ВЛ 2х1,155км., КЛ 2х1,46 км.
Приобретение оборудования распределительного пункта РП‑10 кВ в мкр. Северный
Приобретение кабельных линий КЛ‑10кВ системы наружного электроснабжения мкр. Северный
Приобретение кабельных линий КЛ‑0,4кВ системы наружного электроснабжения мкр. Северный.
Приобретение 5 трансформаторных подстанций 10/0,4кВ системы наружного электроснабжения мкр. Северный, в составе ТП-1 2х630кВА, ТП-2 2х630кВА, ТП-3 2х400кВА, ТП-4 2х400кВА, ТП-5 2х630кВА
Предпосылки реализации проекта АСКУЭ
Настоящий проект разработан в соответствии с Федеральным законом «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» и решениями органов власти различных уровней: обозначены первоочередные направления повышения энергоэффективности, сроки внедрения ключевых мероприятий для всех категорий потребителей, определен комплекс правовых, экономических и организационных мер, направленных на стимулирование энергосбережения.
Основными предпосылками для реализации данного проекта являются:
1. Снижение затрат на обслуживание потребителей в части снятия показаний.
2. Единовременность снятия показаний с приборов учёта;
3. Снижение коммерческих потерь в сетях.
4. Обеспечение надежности электроснабжения потребителей г. Томска и Томской области с учетом потребности развития региональной экономики при одновременном недопущении резкого роста конечных тарифов для потребителей электрической энергии
Расчет стоимости системы электроснабжения мкр. Северный по стандартизированным ставкам
В таблице 3 приведен расчет стоимости строительства системы электроснабжения мкр. Северный, основанный на стандартизированных ставках на покрытие расходов сетевых организаций на строительство воздушных линий электропередачи, кабельных линий электропередачи, трансформаторных подстанций на территории Томской области, утвержденных приказом Департамента тарифного регулирования Томской области от 01.01.2001 №18/330 с изменениями и дополнениями.
Проектом электроснабжения мкр. Северный предусмотрено строительство распределительного пункта РП-1 10кВ. Данный расчет не учитывает строительство распределительно пункта РП-1 10 кВ ввиду отсутствия стандартизированных ставок на данный вид работ.
Стандартизированная ставка (в ценах 2001 года без учета НДС), руб./км(кВА)
Стоимость без НДС, руб.
1. КВЛ-10 кВ Системы внешнего электроснабжения мкр. Северный
Строительство воздушной ЛЭП-6/10 кВ проводом СИП-3 сеч. 1х95 на ж/б опорах
Строительство воздушной ЛЭП-6/10 кВ проводом СИП-3 сеч. 1х95 без опор
Прокладка двух кабельных ЛЭП-6/10 кВ кабелем ААБлУ сеч. 3х95 в траншее
2. Система наружнего электроснабжения мкр. Северный
2.1 Кабельные линии 10 кВ
Прокладка двух кабельных линий ЛЭП-6/10 кВ кабелем ААБлУ сеч. 3х185 в траншее
2.2 Кабельные линии 0,4 кВ
Прокладка двух кабельных ЛЭП-0,4 кВ кабелем ВБбШВ сеч. 4х185 в траншее
Прокладка двух кабельных ЛЭП-0,4 кВ кабелем АВБбШВ сеч. 4х185 в траншее
Прокладка двух кабельных ЛЭП-0,4 кВ кабелем АВБбШВ сеч. 4х150 в траншее
Прокладка двух кабельных ЛЭП-0,4 кВ кабелем АВБбШВ сеч. 4х120 в траншее
Прокладка двух кабельных ЛЭП-0,4 кВ кабелем АВБбШВ сеч. 4х95 в траншее
Прокладка двух кабельных ЛЭП-0,4 кВ кабелем АВБбШВ сеч. 4х70 в траншее
Прокладка двух кабельных ЛЭП-0,4 кВ кабелем АВБбШВ сеч. 4х50 в траншее
Прокладка двух кабельных ЛЭП-0,4 кВ кабелем АВБбШВ сеч. 4х35 в траншее
2.3. Понижающие трансформаторные подстанции 10/0,4кВ
Строительство 2КТПн-10/630 с трансформаторами 2х630 кВА
Строительство 2КТПн-10/630 с трансформаторами 2х630 кВА
Строительство 2КТПн-10/630 с трансформаторами 2х630 кВА
Строительство 2КТПн-10/400 с трансформаторами 2х400 кВА
Строительство 2КТПн-10/400 с трансформаторами 2х400 кВА