Обоснование инвестиций в совершенствование систем теплоснабжения регионов России

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

«Обоснование инвестиций в совершенствование систем теплоснабжения регионов России»

Введение

В энергетической стратегии России на период до 2020 г., разработанной Минэнерго и одобренной Правительством Российской Федерации, основными приоритетами развития отечественной экономики на среднесрочную перспективу определены:

полное и надежное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении страны;

снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счет рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, переработке, транспортировке и реализации продукции ТЭК;

повышение финансовой устойчивости и эффективности использования потенциала энергетического сектора, рост производительности труда для обеспечения социально-экономического развития страны;

минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов, совершенствования структуры производства, внедрения новых технологий добычи, переработки, транспортировки, реализации и потребления продукции.

Таким образом, эффективное развитие отечественной экономики невозможно без укрепления организационно-технической и финансово-экономической базы ТЭК страны и реализации государственной политики энергосбережения.

Следует подчеркнуть, что ТЭК выполнил задачу увеличения производства первичных ТЭР, что позволило стабилизировать состояние и обеспечить прогнозируемый рост отечественной экономики. Вместе с тем в ТЭК страны сохранился целый ряд нерешённых проблем:

высокая степень износа основных фондов;

недостаточный уровень капитальных вложений;

деформированные ценовые соотношения между взаимозаменяемыми энергоресурсами;

значительные размеры неплатежей со стороны потребителей ТЭР;

резкое ухудшение состояния сырьевой базы комплекса как в количественном, так и в качественном отношениях;

незрелая рыночная инфраструктура и отсутствие цивилизованного конкурентного энергетического рынка;

недостаточная эффективность управления госсобственностью в отраслях ТЭК (при ограниченной роли Минэнерго России);

высокая зависимость нефтегазового сектора России и, как следствие, доходов государства от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка;

перебои с топливо- и теплоснабжением в целом ряде критических регионов России, особенно на Дальнем Востоке (Приморье, Читинская область).

Именно проблема обеспечения надёжного и устойчивого теплоснабжения потребителей и прежде всего населения при прохождении осенне-зимнего периода имеет ярко выраженную социальную направленность и предопределяет рассмотрение при её решении взаимодействия секторов теплоснабжения ТЭК и жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ).

Подавляющее большинство крупных источников тепла в России - это ТЭЦ общего пользования, которые входят в состав региональных акционерных обществ энергетики и электрификации (АО-Энерго), а последние в свою очередь входят в холдинг РАО «ЕЭС России». Кроме указанных источников тепла в городах работает много промышленных ТЭЦ и котельных, которые входят в состав промышленных предприятий и снабжают тепловой и электрической энергией прежде всего предприятие - собственника ТЭЦ (котельной) и прилегающие к нему жилые районы, где, как правило, проживают работники этих предприятий.

Индивидуальные котельные, встроенные в здания или пристроенные к отапливаемым зданиям, обычно являются собственностью тех, кому принадлежат указанные здания. Кроме таких котельных в последнее время в России появились индивидуальные котельные, которые монтируются на крышах зданий. Структура покрытия тепловых нагрузок приведена в таблице 1.

инвестиция реконструкция теплоснабжение

Таблица 1

Источники тепловой энергии	Объемы произ-ва, млн. Гкал	% в общем объеме	% по секторам
Всего	2100	100
1. Централизованные, из них:	1430	68	100
- ТЭЦ и ТЭС федерального уровня	710	34	49
- котельные мощностью более 20 Гкал/ч	720	34	51
2. Децентрализованные, в том числе	600	28	100
- котельные мощностью менее 20 Гкал/ч	260	12	43
- автономные и индивидуальные	340	16	57
3. Прочие (утилизационные установки, электрокотельные, АЭС)	70	3	100

Крупные теплофикационные системы на базе ТЭЦ общего пользования построены и функционируют в основном в городах с расчетной тепловой нагрузкой (спросом на тепловую мощность) - более 500 Гкал/ч. Их доля в суммарной тепловой мощности всех источников тепла составляет около 70% (см. табл. 2).

Таблица 2

Суммарная расчетная тепловая нагрузка Гкал/ч	Менее 100	100 - 500	500-1000	1000 -3500	Более 3500
Количество городов	2345	528	95	74	36
Доля в суммарной нагрузке	12%	18%	10%	21%	39%

Системы централизованного теплоснабжения обеспечивают теплоснабжение около 75% всех потребителей тепла в России, включая сельские населенные пункты. При этом около 35% потребности в тепловой энергии обеспечивают теплофикационные системы, то есть системы, в которых источниками тепла служат ТЭЦ различной мощности.

В общей сложности крупными теплофикационными системами вырабатывается около 1,5 млн. Гкал в год, из них 47,5% на твёрдом топливе, 40,7% на газе и 11,8% на жидком топливе.

Около 600 млн. Гкал тепла в год производят 68 тыс. коммунальных котельных. Причём, чем крупнее город (более 100 тыс. чел.), тем, как правило, мощнее и системы централизованного теплоснабжения. В большинстве крупных городов централизованным теплоснабжением обеспечено до 70-95% жилого фонда.

Объёмы производства тепловой энергии имеют тенденцию к росту примерно на 2,5-3,0% в год.

Накопившиеся за многие годы проблемы в теплоснабжении отрицательно сказываются на нормальном функционировании не только жилищно-коммунального комплекса, но и ТЭК страны. Поэтому их решение и проводимая в настоящее время реформа ЖКХ должны быть организационно и экономически связаны с реструктуризацией РАО «ЕЭС России».

Около 50% объектов и инженерных сетей требуют замены, не менее 15% находятся в аварийном состоянии. На каждые 100 км тепловых сетей ежегодно регистрируется в среднем 70 повреждений. Потери в тепловых сооружениях и сетях достигают 30%. Главные резервы экономии ТЭР сосредоточены у потребителя и в инженерных сетях, в том числе 25-60% по теплу и 15-25% по электрической энергии.

Причин такого состояния теплоснабжения много. Это дефицит финансов, износ оборудования и тепловых сетей, слабое управление и нерешённые вопросы разграничения зон полномочий и ответственности в коммунальной энергетике, отсутствие перспективных схем развития систем теплоснабжения и т.п.

Из выше указанного обзора текущего состояния систем теплоснабжения регионов России становится очевидным, что отрасль теплоснабжения России требует большого объёма инвестиций.

В данном дипломном проекте обоснование инвестиций в теплоснабжение рассмотрено на конкретной системе теплоснабжения столицы Кабардино-Балкарской республики г. Нальчик.

Состояние и проблемы теплоснабжения г. Нальчик наиболее типичны для всех регионов РФ, поэтому данный детально разобранный проект обоснования инвестиций можно смело проецировать на другие регионы нашей огромной страны вне зависимости от географического положения с небольшими корректировками.

В проекте разобраны «особенности» экономического анализа проектов в теплоснабжении. В частности, это касается просчёта прямых затрат и влияния этих статей расходов на динамику чистого дисконтированного дохода.

В Главе 1 данного дипломного проекта производится оценка объёма необходимых инвестиций в реконструкцию систем теплоснабжения г. Нальчик и в Главе 3 даётся чёткое экономическое обоснование инвестиций. Особенностью экономического анализа (Глава 3) является то, что происходит рассмотрения двух наиболее возможных источников финансирования проекта:

а) использование займа от ООО «Межрегионгаз»;

б) банковский кредит.

Стоит отметить, что экономическая целесообразность проекта возникает только при значительном повышении действующего тарифа на тепло, независимо от выбранного источника инвестиций.

Глава 2 позволяет составить наиболее полное представление об текущем состояние систем теплоснабжения регионов нашей страны и позволяет представить объёмы необходимых инвестиций. Так же детально описаны существующие проблемы, без решения которых невозможно привлечения инвестиций.

1. Теоретическая часть

1.1 Основные социально-экономические показатели Кабардино-Балкарской республики

Кабардино-Балкария расположена в центральной наиболее высокогорной части (от 3000 м. и выше) Большого Кавказа, на северных склонах в бассейне р. Терек. Республика занимает часть Предкавказской равнины. Площадь республики - 12,5 тыс. кв. км. Население - около 790 тыс. человек, в том числе городское население - 444 тыс. жителей.

Экономика имеет аграрно-промышленный характер. На территории республики выделяются 3 основных экономических зоны.

В Степном районе сосредоточена основная часть товарного виноградарства республики и бахчевого хозяйства. Развиты - тонкорунное овцеводство_; звероводство. Действует промышленность: машиностроительная, стройиндустрия и пищевая. Объекты промышленности, в основном, размещены в г. Прохладном, Майском, Тереке и Нарткале.

В сельском хозяйстве Предгорного района преобладают посевы пшеницы, кукурузы, подсолнечника, садоводство. В животноводстве - мясомолочное направление и птицеводство. Функционирует промышленность: машиностроительная, металлообрабатывающая, химическая, легкая, пищевая.

Горный район обладает горнодобывающей, электроэнергетической, металлургической и лесной промышленностью. Основная специализация сельского хозяйства - животноводство. Этот район - центр туризма, альпинизма и горнолыжного спорта.

Столица Кабардино-Балкарской Республики - город Нальчик, расположен у подножия главного Кавказского хребта на высоте 512 метров над уровнем моря. Территория Нальчика составляет 131 кв. км, население - 280 тысяч человек. Жилой фонд 3152,05 тыс. кв. м. Основной тип жилой застройки 5-ти этажная. В Нальчике располагаются 55 промышленных предприятий. В долине р. Баксан находится Баксанский горнопромышленный узел с развитой металлургией (добыча и обогащение вольфрамомолибденовых руд) и электроэнергетической промышленностью. В долине р. Черек находится Черекскии узел лесной и деревообрабатывающей промышленности.

В балансе котельно-печного топлива республики (табл. 3) до 98% составляет природный газ. Большая часть тепла от газовых котельных также обеспечивает потребности жилищно-коммунального хозяйства городских и сельских поселений республики.

Таблица 3

Направления использования	тыс. т.у.т.
	всего	уголь	газ	мазут	прочие
производственное потребление	455.58	2.21	444,28	6.74	2,35
в том числе:
производство электроэнергии на ТЭС	3.43	0,00	3,37	0,06	0,00
производство теплоэнергии на ТЭС	39,31		38,47	0,84	0,00
производство тепловой энергии котельными	375,37	0,87	386,61	5,7	0,19
расход на производственно-технологические нужды	37,48	1,34	33,83	0,15	2,16
население	923,92	5,5	910,12	1,4	6,9
ИТОГО	1379,5	7,71	1354,4	8,14	9,25

Значительные величины душевого потребления природного газа на нужды теплоснабжения и приготовления предопределяет необходимость коренной модернизации коммунального теплового хозяйства республики.

Климатические условия характеризуется следующими параметрами:

Таблица 4

Параметр	Значение
Абсолютная минимальная	минус 31 °С
Средняя наиболее холодной пятидневки (расчетная для отопления)	минус 18 °С
Средняя за отопительный период	минус 0,6 °С

Преобладающее направление ветра - юго-западное.

Продолжительность отопительного периода составляет 168 суток или 4032 часов. Число часов использования расчетной отопительной нагрузки:

Число часов использования среднечасовой нагрузки горячего водоснабжения:

Расчетное число часов использования присоединенной нагрузки:

Нормативные величины душевого теплопотребления - Q_от - 2,6 Гкал/чел. и Q_г.в.= 1,8 Гкал/чел.

Технической и организационной базой коммунального теплового хозяйства республики является государственное унитарное предприятие (ГУП) «Каббалктеплоэнерго».

Теплоисточники и тепловые сети ГУП «Каббалктеплоэнерго», обеспечивают теплом энергией жилые, общественные, административные и производственные здания. На всех котельных установлены котлы отечественного производства. В основном котельные оборудованы водогрейными водотрубными котлами с уравновешенной тягой типа КВГМ, ПТВМ, ТВГ, Минск, Универсал и паровыми Е1/9, ДКВР, ДЕ. В некоторых котельных также установлены жаротрубные котлы типа КВА - 0,25 работающие под наддувом.

Распределение тепловых мощностей ГУП и нагрузок по районам республики характеризуется данными таблицы 5.

Таблица 5

Наименования поселения	Кол-во котельных, шт.	Диапазон единичной мощности котельной, Гкал/ч	Суммарная установленная мощность, Гкал/ч	Договорная присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/ч	Протяженность тепловых сетей (по трассе), км
г. Нальчик	44	0,21-163	598,0	363	170,9
Районы:
Зольский	31	0,086-7.5	55,4	13,0	17,13
Прохладнейский	45	0,42-10.5	130,4	74.4	75,24
Терский	24	0,21-10,5	53,77	26,1	19,3
Урванский	38	0,21-7,5	85,9	33,0	27,6
Чегемский	18	0.21-7.5	33,8	11,1	7,96
Черекский	12	0,21-4,5	18,22	6,4	6,96
Баксанский	44	0,17-9,0	73,2	н/д	22,7
Майский	9	0,4-24,0	55,4	н/д	н/д
Итого	265		~ 1100,1		347,79

На котельных установлено оборудование, позволяющее использовать природный газ, мазут, дизельное топливо (ПБТ) и уголь. По видам используемого топлива оборудование распределяется согласно данным таблицы 4.

Таблица 6

Тип котельной по виду используемого топлива	% от общей установленной мощности
газовые	73,65
мазутные	-
газо-мазутные	26,03
дизельные	0,12
газо-дизельные	-
угольные	0,18
электрические	0,03
ИТОГО:	100

Фактический топливный режим теплоисточников за 2002 г. характеризуется следующими данными:

Таблица 7

Вид топлива	Объём использования
Природный газ	191 млн. м3 (217,7 тыс. т.у.т.)
Жидкое топливо	221,6 т (310 т.у.т.)
Уголь	129 т (100 т.у.т.)
Электроэнергия	523 МВТ (180,4 т.у.т.)

Вышеуказанные данные позволяют констатировать:

Более половины установленной тепловой мощности и тепловой нагрузки ГУП сосредоточено в г. Нальчик;

1) Во всех зонах теплоснабжения установленная тепловая мощность существенно превышает тепловую нагрузку, вместе с тем с учетом фактического состояния оборудования на многих теплоисточниках имеет место дефицит фактически располагаемой тепловой мощности и работоспособных тепловых сетей.

2) Во всех зонах теплоснабжения, за исключением г. Нальчик, имеет место малая плотность тепловой нагрузки - удельная протяженность тепловых сетей достигает 1 км на 1 Гкал/ч тепловой нагрузки, что предопределяет децентрализованные варианты.

3) Мазутные хозяйства крупных котельных практически не используются и не привлекаются к регулированию графиков газопотребления.

1.2 Состояние и перспективы развития коммунальных систем теплоснабжения г. Нальчик

Централизованное теплоснабжение города, разделенного на три отопительных района, осуществляется от 44 котельных ГУП с общей установленной мощностью 597 Гкал/ч. Тепловая нагрузка теплоисточников определена в 380 Гкал/ч, реализация тепловой энергии составляет 747 тыс. Гкал, в том числе населению 496 тыс. Гкал.

Фактическое число часов использования нагрузки составляет , что практически совпадает с ранее определенным расчетным значением для чисто отопительной нагрузки.

На вышеуказанных котельных эксплуатируется 164 котла единой мощностью от 0,086 до 50 Гкал/ч. со сроком службы от 33 до 2 лет. До настоящего времени эксплуатируется 27 чугунных секционных котлов типа «Универсал».

Из 171 км действующих тепловых сетей 135 км (80%) работает более 20 лет, большая их часть подлежат немедленной замене.

Девять крупных котельных с котлами типа КВГМ, ПТВМ, ДКВР, ДЕ и ТВГ-8 рассчитаны на график отпуска тепла 150/70 °С, прочие теплоисточники - на график 95/70 °С. Фактические температуры подающей сетевой воды существенно ниже расчетных значений.

В основной массе котельных ГУП «Каббалктеплоэнерго» установлены стальные водогрейные котлы типа ТВГ - 1,5 и чугунные секционные котлы типа Универсал -5, 6,

Котлы типа ТВГ - 1,5 комплектующиеся подовыми горелками с принудительной подачей воздуха, количество воздуха подаваемого в топку должно регулировать при помощи заслонок. Фактически котлы не имеют принудительной подачи воздуха и регулирование количества воздуха поступающего на горение не осуществляется. Средневзвешенный КПД котельных составляет ~ 75%.

Котлы типа Универсал в основной массе переведены с твёрдого топлива на газообразное. Фактически средневзвешенный КПД котельных составляет ~ 70%.

Оборудование находится в рабочем состоянии однако оно морально и физически устарело. Дальнейшее его использование экономически нецелесообразно, так как с каждым годом затраты на ремонт постоянно увеличиваются. По данным ГУП количество инцидентов на источниках тепла за четыре года возросло с 32 до 160.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1

В целом по тепловому хозяйству:

- на 32 котельных необходима замена оборудования и коренная реконструкция;

- на 4 котельных возможна эксплуатация с повышенными затратами на ремонт и эксплуатацию;

- 8 котельных пригодны к эксплуатации с нормативными затратами. Распределение котельной мощности (без учета котельных Юго-западной и «9 января») по сроку службы показано в приложении 1. К настоящему времени оборудование общей мощностью около 122 Гкал/ч (36,7%) имеет срок службы более 25 лет и подлежит немедленной замене. В ближайший период этой наработки достигнет оборудование мощностью 88 Гкал/ч, необходимость замещения которого также не вызывает сомнений.

Общая протяженность тепловых сетей составляет около 171 км. Большая часть сетей проложена подземно в непроходных каналах. На значительной части их протяженности каналы обводнены и заилены. Во многих случаях они выполняют функции понижающего городского дренажа.

Наличие воды в каналах не только резко снижает срок службы сетей, но и увеличивает потери тепла как минимум вдвое. По данным ГУП «Каббалктеплоэнерго» количество инцидентов на тепловых сетях за четыре года возросло с 56 до 132.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2

До 60% тепловых сетей нуждаются в перекладке, до 40% - пригодны к дальнейшей эксплуатации.

В 10 системах теплоснабжения задействованы 42 практически автоматизированных ЦТП с кожухотрубными теплообменниками.

Водоснабжение ЦТП обеспечивается из городского водопровода. Исходная вода характеризуется следующими показателями:

Таблица 8

Показатель	Значение
Жесткость общая	5,2 мг экв/л
Щелочность общая	5,0 мг экв/л
Жесткость карбонатная	5,0 мг экв/л
Окисляемость перманганатная	2,2 мг о/л
Хлориды	15 мг/л
Сульфаты	24 мг/л
Кальций	60 мг/л
Железо	0,3 мг/л
Водородный показатель (рН)	7,8
Растворенный кислород	6,3 мг/л

В соответствии с действующими нормами при данном сочетании параметров подготовка воды для горячего водоснабжения в системах из неоцинкованных стальных труб может ограничиваться магнитной обработкой.

Для котельных малой мощности при температурах сетевой воды до 95°С целесообразно рассмотреть возможность применения упрощенных электрохимических методов водоподготовки с использованием аппаратов типа АЭА-Т.

1.3 Системы теплоснабжения

Учитывая значительную дисперсию в показателях котельных, последние классифицированы по величине присоединенной нагрузки и рассмотрены по средним показателям 4 групп. В отдельную группу (№2) выделены котельные (№2,3,6,15,16,17 и 23*), зоны действия которых примыкают к тепловым сетям от котельной «9 января».

Таблица 9

Номер группы	Диапазон нагрузок Гкал/ч	Суммарная нагрузка, Гкал/ч	Количество котельных, шт.	Средняя нагрузка, Гкал/ч
1	>50	150	2	75
2	2,5<Q<26	52	7	8,4
3	10<Q<25	102	6	17,0
4	Q<10	76	29	2,6
Всего		380	44

При расчетах и ранжировании подпроектов по экономической эффективности были приняты следующие предпосылки:

- в качестве критерия эффективности использован срок окупаемости капиталовложений;

- окупаемость капиталовложений определяется исходя из снижения затрат без изменения тарифа;

- предельно возможный срок продления службы физически изношенного оборудования 5-7 лет;

- ежегодное увеличение цен на природный газ и электроэнергию на ближайший пятилетний период - 20%.

- ставка дисконтирования - 12%

- доля затрат на топливо в перспективной стоимости - 40%;

- доля экономии топлива и электроэнергии и затрат на ремонт в снижении себестоимости тепла - 75%, 25% снижения себестоимости формируется за счет экономии воды (стоков), химреагентов, снижения затрат на персонал и т.д.

В группу 1 входит две котельные (№1 и 10) - Юго-западная и «9 января», тепловые нагрузки которых составляют соответственно 95 и 54 Гкал/ч.

Котельная Юго-западная.

Котельная, введенная в эксплуатацию в 1982 г., обеспечивает до 56% тепловой нагрузки первого отопительного района. В котельной установлено три водогрейных котла типа ПТВМ - 30 производительностью до 35 Гкал/час. Котлы оборудованы комбинированными горелками «газ-мазут». По паспортным данным завода изготовителя КПД котлов 90,1% и температурный график Т = 150-70°С, фактический КПД котлов 80% и температурный график Т = 130-70°С.

Из-за отсутствия средств на проведение капитального ремонта котельной с заменой отработавшего свой срок оборудования производился частичный его ремонт с заменой некоторых узлов и деталей. На котлах каждый год производится замена дефектных труб.

Вышедшие из строя средства КИПиА в 30% случаев заменяются на новые, в остальных заменяются работоспособными приборами, бывшими в употреблении.

На ХВП котельной за весь срок эксплуатации была произведена только замена фильтрующего материала. Сульфоуголь был заменён на ионообменную смолу типа Ку2-8, что позволило увеличить фильтроцикл и существенно снизить расход соли на регенерацию. За весь период эксплуатации не разу не восстанавливалась химическая защита внутренних поверхностей фильтров, в результате этого корпусы фильтров практически полностью вышли из строя.

Вращающиеся механизмы также как и всё оборудование котельной не менялось, производился только ремонт или замена узлов и деталей. Работы по восстановлению оборудования производили собственными силами.

Запорная и регулирующая арматура отечественного производства требует раз в месяц проведение текущего ремонта и один раз в год капитального.

В целом существующее основное и вспомогательное оборудование полностью изношено и подлежит замене. В период с 1999 по 2001 г. в котельной смонтированы поверхности нагрева одного нового котла КВГМ - 50. Представляется возможным расширение котельной ещё одним водогрейным котлом КВГМ - 50 и паровым котлом ДЕ -10.

Одновременно рекомендуется произвести замену следующего оборудования:

- приборов учета, электроэнергии, воды;

- автоматики защиты и регулирования на котлах и общекотельном оборудовании;

- системы водоподготовки;

- насосных групп;

- запорной и регулирующей арматуры.

Необходимые инвестиции оцениваются как

,

где: 30 тыс. USD/Гкал/ч - удельные капиталовложения в тепловую мощность 6 тыс. USD/Гкал/ч - удельная стоимость котельного оборудования.

При оценки не учитывались дополнительные затраты на демонтаже оборудования и экономия средств за счет использования существующей строительной части.

Доверительный интервал возможных инвестиций - 25 -30 млн. USD.

Техническое перевооружение котельной обеспечит:

- сокращение удельного и абсолютного расхода топлива соответственно на 23 кг у т /Гкал (КПД = 80 и 92%, b_т = 178 и 155 кг у т / Гкал).

или 5,62 млн м³ природного газа. Годовая стоимость сэкономленного газа: .

- экономию затрат на ремонт, составляющих в настоящее время ~ 400 тыс. USD в расчете на 380 Гкал/ч обеспечиваемой тепловой нагрузки:

,

где 0,2 - доля затрат на ремонт нового оборудования.

- уменьшение потребления электроэнергии в размере не менее 20-25% (~ 8 кВт*ч / Гкал), что составит:

стоимость сэкономленной электроэнергии составит:

С учетом других компонент годовая экономия затрат составит не менее:

.

Простой срок окупаемости:

.

Очевидно, что сокращение этого показателя возможно только при увеличении тарифа на тепло. Следует учесть, что теплоснабжение населения является социально-необходимой муниципальной функцией. В любом случае в альтернативном варианте (без проекта) к концу следующих 5 лет неизбежен полный физический износ оборудования и его замена. Таким образом вопрос идет не о необходимости технического перевооружения системы теплоснабжения (оно неизбежно), а о сроках его проведения - оптимизации временного инвестиционного графика.

С учетом ставки дисконта 12% (5 лет) разница в капиталовложениях по вариантам составит:

.

При амортизационных отчислениях 10%,

.

При фактическом ежегодном увеличении затрат на ремонт срок окупаемости окажется меньше указанного значения. Немедленное начало реконструкции котельной экономически предпочтительно.

Согласно данным ГУП из 23 км тепловых сетей от Юго-западной котельной 16 км требуют немедленной замены.

Их стоимость при среднем диаметре ~ 110 мм составит:

Перекладка тепловых сетей в таких объемах позволит сократить тепловые потери, как минимум, вдвое и увеличить полезную реализацию не менее, чем на 8-10%.

К тепловым сетям Юго-западной котельной присоединено 13 ЦТП с суммарной присоединенной нагрузкой ~ 25 Гкал/ч. Их реконструкция практически с полной заменой оборудования потребует не менее 300 - 350 тыс. USD. Эта реконструкция обеспечит:

- ликвидацию перетопа зданий в осенне-весенний периоды при постоянной

- температуре воды в подающей линии - экономия тепла на отопление -3%;

- сокращение непроизводительных потерь в системах горячего водоснабжения - экономия тепла до 15%;

- повышения уровня теплового комфорта в помещениях без увеличения расхода тепла и топлива;

- сокращение расхода электроэнергии на перекачку сетевой воды в котельной.

Экономия тепла в системах теплоснабжения () может быть оценена как:

Реализация сэкономленного тепла у новых или дефицитных абонентов позволит получить дополнительный доход в размере:

Срок окупаемости капиталовложений:

.

Следует учесть, однако, что высокая рентабельность данного проекта может быть реализована только при условии реализации сэкономленного тепла, либо при введении иной финансовой модели расчета с потребителями.

В целом подпроект реконструкции системы теплоснабжения от Юго-западной котельной характеризуется следующими данными:

Таблица 9

	К, млн. USD	?S, млн. USD
Котельная Юго-западная	2,88	0,63
Тепловые сети	2,3	0,51
Тепловые пункты	0,35	0,11
Всего	5,53	1,25

.

Котельная «9 января»

Котельная введена в эксплуатацию во втором отопительном районе в 1992 году. В котельной установлено три водогрейных котла типа КВГМ - 50 и два паровых котла ДЕ -10/14. Общая мощность источника тепла составляет 163,0 Гкал/час. Котлы оборудованы комбинированными горелками «газ-мазут». Присоединенная нагрузка 56,6 Гкал/ч. Работа источника тепла круглогодичная. По паспортным данным завода изготовителя КПД котлов 92,1% и температурный график Т = 150-70°С. Фактический КПД котлов 90% и температурный график Т = 150-70°С.

Износ котельного оборудования составляет 25%. В течение всего отопительного сезона работает один водогрейный котёл и только в самую холодную пятидневку включается в работу второй котёл. Котельная спроектирована для работы на двух видах топлива: природный газ и мазут. В настоящее время котельная использует только природный газ. Использование мазута в качестве топливо не представляется возможным по следующим причинам:

1) Котельная установлена в черте города, и высота дымовой трубы не обеспечивает нормы ПДК.

2) На котлах отсутствует система очистки поверхностей нагрева от продуктов сгорания мазута.

3) Горелки котлов недоукомплектованы автоматикой защиты и регулирования при работе на мазуте.

В зоне возможного действия тепловых сетей от этой котельной эксплуатируются ещё 7 котельных с общей нагрузкой 52 Гкал/ч.

Таблица 10

N котельной	2	3	6	15	16	17	23
Тепловая нагрузка, Гкал/ч	18,6	13,07	2,56	6,43	2,54	4,59	4,1
Тепловая мощность, Гкал/ч	19,5	16,3	4,5	10,5	9,6	6,0	6,14

Представляется целесообразным рассмотреть возможность присоединения тепловых нагрузок указанных теплоисточников к котельной «9 января».

Стоимость строительства дополнительных магистральных и распределительных тепловых сетей при их среднем диаметре около 200 мм может быть оценена как:

,

где 100 м / Гкал*ч - удельная протяженность теплопроводов на 1 Гкал/ч расчетной нагрузки.

Обустройство тепловых узлов и тепловых пунктов в зданиях котельных потребует дополнительно:

В этом варианте представляется необходимым также:

· смонтировать новую дымовую трубу;

· выполнить монтаж систем очистки поверхностей нагрева от продуктов сгорания мазута.

· доукомплектовать горелки котлов автоматикой защиты и регулирования при использовании в качестве топлива мазута.

· выполнить ревизию мазутного хозяйства.

Стоимость указанных работ не превысит 0,4-0,5 млн. руб. Суммарные капиталовложения:

В альтернативном варианте потребуется полное замещение котельной мощности на вышеуказанных котельных. Их общая стоимость составит:

На последующих стадиях проектирования необходимо уточнить вышеуказанные значения. В данной работе к реализации предлагается вариант 1. Реализация этого варианта позволит:

· обеспечить экономию топлива за счет вытеснения малоэффективных котельных (вт = 190 кг. у.т. / Гкал) котельной «9 января» (Вт = 160 кг. у.т. / Гкал)

или 4020 тыс. м³ стоимостью

· исключить затраты на ремонт физически изношенного и морально устаревшего оборудования

· сократить непроизводительные потери тепла 3а счет обустройства и автоматизации тепловых пунктов не менее, чем на 5 - 8% и соответственно увеличить объем реализации

Очевидно, что комплексное решение проблем теплоснабжения зоны котельной «9 января» потребует также реконструкции тепловых сетей как от этой котельной, так и от закрываемых котельных.

Протяженность тепловых сетей от котельной «9 января» составляет согласно данным заказчика 24,7 км, введенных в основном после 1992 г. Стоимость их реконструкции (~ 20%) оценивается как:

Выборочная (локальная) реконструкция может обеспечить снижение тепловых потерь на 25 -30% и увеличить реализацию тепла на 5 - 6%.

Одновременно потребуется массовая (до 70-80%) реконструкция тепловых сетей от предлагаемых к закрытию котельных. Протяженность этих сетей оценивается как:

Средний диаметр - 80-85 мм.

Стоимость реконструкции оценивается как:

Дополнительная реализация тепла не превысит 4-5%.

Эффективность подпроекта «9 января» оценивается следующими данными:

Таблица 12

Объекты теплового хозяйства	к, млн. USD	AS, млн. USD
Котельная «9 января»	0,40	0,211
Магистральные теплопроводы	1,35	0,055
Тепловые пункты в зданиях котельных	0,62	0,253
Реконструкция тепловых сетей от кот. «9 января»	0,55	0,117
Реконструкция тепловых сетей от 7 котельных	1,15	0,126
Всего	4,1	0,81



Из 6 котельных с общей нагрузкой ~ 102 Гкал/ч лишь одна котельная №6 (Калмыкова) имеет оборудование со сроком службы менее 20 лет (КВГМ - 20). Присоединенная нагрузка этой котельной составляет ~ 24 Гкал/ч.

До половины котельной мощности, обслуживающих прочих абонентов, нуждается в замене и реконструкции.

Стоимость такой реконструкции может быть оценена как:

Протяженность тепловых сетей от указанных котельных может быть определена как:

При реконструкции до 50% этих сетей затраты составят:

Котельные этой группы с суммарной тепловой нагрузкой 76 Гкал/ч нуждаются практически в 100% замене. Принимая коэффициент замещения - 80%, необходимые капиталовложения определяются как:

Протяженность тепловых сетей этой группы определяется как («по остатку»):

При реконструкции до 50% этих сетей необходимые затраты определяются в размере:

Договорные отношения с потребителями.

Обслуживание систем теплопотребления жилых зданий осуществляет ЖЭУ. Попытка заключения договоров между управлением и жителями города закончилась провалом из-за резко возросшего числа претензий и судебных исков от граждан, узнавших о своих правах. На сегодняшний день платежи населения города в ЖЭУ никак юридически не узаконены. Объем обязательных выполняемых работ не известен.

Стоимость работ по поддержанию теплового комфорта в жилых помещениях и обеспечению нормативов воздухообмена не выделяется из общей стоимости эксплуатационных расходов, не определен объем обязательных работ. Если исходить из обязательности «Правил и норм технической эксплуатации жилищного фонда», утвержденных Госстроем РФ в 1998 году, то не выполняется множество обязательных мероприятий:

- контроль кратности воздухообмена в жилых помещениях;

- регулирование систем вентиляции при изменении скорости ветра и температуры наружного воздуха;

- контроль температуры воды, возвращаемой из системы отопления;

- постоянная регулировка систем отопления;

- контроль эффективности отопительных приборов и их промывка;

- недопущение самовольной переделки систем отопления в квартирах и т.д.

Отсутствие разбивки платы за эксплуатационные расходы по составляющим позволяет не выполнять любые работы, обосновывая это недостаточным финансированием.

ЖЭУ экономически никак не заинтересовано в уменьшении затрат жителей на отопление и горячее водоснабжение. Любое улучшение системы теплопотребления: автоматизация, наладка и т.д. требует только дополнительных расходов управления без увеличения доходов. Даже выделение бюджетных средств на установку теплосчетчиков управлению не выгодно, так как необходимо изыскивать средства на их дальнейшую эксплуатацию. Экономически ЖЭУ заинтересовано в максимальной примитивности системы и избыточном теплопотреблении для уменьшения числа жалоб.

Договор ЖЭУ с ГУП «Каббалктеплоэнерго» - это образец юридической безграмотности:

1) в договоре не определено, как количество поставляемого тепла увязано с температурой наружного воздуха;

2) не определены параметры качества тепловой энергии и ответственность теплосети за их выполнение;

3) не оговорены возможные сроки отключения теплоснабжения и экономические санкции за них;

4) не оговорены экономические санкции за недоотпуск тепловой энергии и систему контроля в отсутствие приборов учета;

5) предусмотрен контроль ЖЭУ теплосетью, т.е. продавцом, с правом выдачи предписаний, а обратный контроль отсутствует;

6) узаконен перетоп помещений и плата за перетоп при температурах наружного воздуха выше +2 С;

7) не определено, кем должен производится учет поставленной тепловой энергии;

8) в п. 4.7. вводится не расшифрованное понятие «постоянной составляющей тарифа»;

9) не определен порядок увеличения подключенной нагрузки и системы контроля за обоснованностью технических условий;

10) имеется возможность отказа теплосети от теплоснабжения жилого фонда простым извещением за 30 дней;

11) «Правила учета тепловой энергии» названы «Правилами учета тепловых сетей»;

12) введено понятие конфиденциальности, странное для такого типа договоров и т.д. и т.п.

Но что можно ожидать от договора, фактически не имеющего юридической силы, так как ЖЭУ на самом деле не является плательщиком, а деньги идут в теплосеть через РКЦ. Взаимные договорные требования ничтожны в отсутствие финансовых отношений (10% оплаты, идущие транзитом через ЖЭУ из бюджета не меняют ситуации).

Теплосеть получает оплату за поставленную тепловую энергию фактически без договора и без контроля за качеством поставки, никак не заинтересована в энергосбережении, т.е. в снижении объемов продаж. ЖЭУ, не являясь плательщиком, не является и покупателем, и экономически также никак не заинтересованно в уменьшении объемов потребления. Жители же от этого процесса отстранены.

Еще более странная экономическая схема работает в отношении объектов бюджетной сферы. Теплосеть, обслуживая внутридомовые системы отопления, поставляет тепловую энергию сама себе. Не неся ответственности за перетопы и не занимаясь системами вентиляции, утеплением задний, она не согласует свою работу с другими эксплуатационными службами.

Жители же платят не за конкретную услугу - обеспечение теплового и санитарно - гигиенического комфорта.

Органы муниципального управления

Как уже говорилось, тепловые сети являются естественной монополией. Фактически и котельные в реальных условиях г. Нальчик являются локальными монополиями. Эффективная работа предприятий субъектов естественных монополий возможна только при качественном их регулировании. Регулирование монополистической деятельности один из сложнейших разделов современной экономики. Методы регулирования, как ценовые, так и не ценовые должны постоянно соотносится с результатами и совершенствоваться, иначе предприятие любой формы собственности будет использовать монопольное положение для экономического диктата потребителям.

Регулирование теплоснабжающих организаций не сводится только к ценовому регулированию, должны применяться не менее важные меры принуждения, которым нет альтернативы:

· обеспечение свободы доступа к сетям потребителей без дискриминационных экономических условий;

· обеспечение свободы доступа к сетям любых продавцов тепловой энергии;

· регулирование доходов теплоснабжающих организаций не только через количество продаваемого тепла, но и через его качество, введение разного уровня цен на энергию разного качества;

· планирование развития теплоснабжения в целях повышения его эффективности путем комплексного анализа систем теплоснабжения, индивидуального теплообеспечения, топливообеспечения и теплопотребления с разработкой комплексных инвестиционных проектов, вполне возможно, имеющих результатом ликвидацию некоторых теплоисточников;

· определение оптимальных размеров резервирования источниками и тепловыми сетями;

· планирование развития сетей, исходя из критериев общего оптимального экономического и экологического результата для потребителей тепла, а не владельцев конкретных теплоисточников;

· общее диспетчерское управление всей системой теплоснабжения и теплопотребления населенных пунктов.

Фактически в Нальчике применяется только ценовое регулирование, причем экономисты, контролирующие величину тарифов, не являются специалистами в теплоснабжении и не проводят анализ возможных путей снижения издержек:

– контролируя среднюю заработную плату в предприятиях, они не замечают, что низкая зарплата приводит к росту численности персонала, уже достигшей фантастических масштабов;

– вводя в тариф значительные цеховые расходы, не анализируют эффективность наличия собственных производств;

– устанавливая прибыль в процентах от затрат, провоцируют теплоснабжающие предприятия к росту издержек;

– вводя в тариф значительные потери тепловой энергии, не могут их проверить, не требуют разработки планов их снижения;

– не контролируют качество ремонтных работ через косвенные признаки - срок службы оборудования, потери тепла, величину утечки воды и т.д., то есть не рассматривают возможности суммарного снижения издержек.

Полное отсутствие неценового регулирования предопределяет неэффективность всей системы, использование нетарифных бюджетных средств и средств новых застройщиков на неэффективные, не окупаемые мероприятия, приоритет увеличения мощности теплоисточников, тепловых сетей и тепловых пунктов над аналогичными по результату и гораздо более экономически эффективными мероприятиями по уменьшению теплопотребления.

Управление ЖКХ администрации, теоретически имеющие возможность организации необходимого регулирования не имеет в своем штате экономистов и соответствующих полномочий, то есть имеет возможность использования только административного ресурса.

Представляется необходимым объединение функций технического и экономического контроля и регулирования в одном административном подразделении со следующими функциями:

1) неценовое регулирование монополий

2) диспетчерское управление - разработка режимных карт оптимальной загрузки теплоисточников по техническим и экономическим параметрам. Перераспределение нагрузок при авариях. Контроль жалоб, определение причин, принятие мер. Сведение баланса выработки, потерь и потребления тепла;

3) экономическое управление - совершенствование экономического механизма. Ценовое регулирование и контроль. Разработка схем улучшения финансового состояния системы и создания условий для привлечения инвестиций;

4) нормативно-правовое регулирование - разработка лимитов, норм, типовых договоров, положений о порядке взаимодействия теплоснабжающих предприятий и других естественных монополий, подготовка распоряжений администрации по вопросам теплоснабжения и теплопотребления;

5) контроль и анализ ситуации - анализ ежедневных объемов потребления и потерь с разбивкой по источникам и типу потребителей, результатов выборочного контроля и внешних факторов. Выявление и формулирование проблем, подготовка предложений по методам их решения;

6) планирование комплексного обследования и энергоаудита систем теплоснабжения и теплопотребления. Определение реального спроса на тепловую энергию, возможных объемов энергосбережения и необходимых мощностей теплоисточников, включая потенциальные возможности использования сбросного тепла промпредприятий. Определение ресурса теплоисточников и тепловых сетей.

7) Разработка схем теплоснабжения с разделами:

– перераспределение тепловых нагрузок для максимально возможной загрузки наиболее экономических теплоисточников;

– перевод в резерв, консервация или ликвидация наиболее неэффективных источников;

– перевод части котельных на работу в пиковом режиме, разработка схемы их совместной работы с базовыми источниками;

– совершенствование схем тепловых сетей для обеспечение возможности полной загрузки эффективных теплоисточников, а также разумного сочетания надежности и минимальных тепловых потерь;

– определение районов и отдельных зданий, теплоснабжение которых целесообразно осуществлять от децентрализованных источников;

– мероприятия по росту энергоэффективности;

– оптимальный температурный график для каждого теплоисточника, необходимость изменения схемы теплоснабжения (с открытой в закрытую, с зависимой в независимую) и метода регулирования (качественное, количественное, ступенчатое);

– резервы тепловой мощности по районам города;

– определение работ для нетарифного финансирования из бюджетов и возможных инвестиционных проектов;

– в небольших населенных пунктах абсурдна конкуренция между теплоисточниками. Потребителю итак приходиться оплачивать содержание тепловырабатывающего оборудования, простаивающего большую часть года из-за сезонной неравномерности потребления. В то же время оптимизация структуры теплоисточников, консервация излишних мощностей позволят значительно снизить общие затраты. Оптимизация не может быть выгодна всем владельцам теплоисточников, то есть может осуществляться только административно.

Должна разрабатываться электронная модель систем теплоснабжения городов, что позволит легко рассчитывать и сравнивать различные варианты оптимизации, а также позволит делать не жесткие схемы теплоснабжения, выполнение которых было возможно только в условиях планового хозяйства, а гибкую модель, позволяющую подобрать оптимальный вариант для каждого застройщика и инвестора. Ежемесячное обновление схемы позволит сделать ее не устаревающей. Наличие электронных схем позволит проводить многовариантные расчеты.

Очень важно использовать схемы для обеспечения прозрачности в определений необходимых технических условий на подключение новых потребителей. Они позволят находить возможности энергосбережения вместо увеличения мощности систем теплоснабжения, использовать новых потребителей для совершенствования всей системы.

8) Организация процессов приватизации и привлечения инвестиций

Без огромной подготовительной работы привлечение значительных инвестиций в теплоснабжение невозможно. Инвесторов отпугивают неплатежи; «социалистический» принцип тарифообразования, не учитывающий доходность капитала; непредсказуемость поведения работников администраций и тепловых сетей; отсутствие примеров удачных проектов.

Необходимо преодолеть стереотип мышления большинства хозяйственников и администраторов, что инвестор что-то должен, начиная с того что он должен явится сам с предложением вложить средства.

Создание большого инвестиционного проекта и поиск инвестора обычно занимают несколько лет. Поэтому, кроме глобальных проектов, необходимо разрабатывать множество мелких, с привлечением средств отечественных предприятий и населения. Например, проекты оптимального использования незагруженных производственных котельных; переработки тепловых сбросов с использованием тепловых насосов; установка на муниципальных объектах частного оборудования с арендной платой за его использование и т.д.

Совершенно необязательно, чтобы все вышеперечисленные функции выполняло само подразделение администрации, большую часть могут выполнять частные фирмы, также подбираемые в конкурентных условиях, главное, чтобы они финансово не зависели от теплосети.

Чрезвычайно важен выбор руководителя такого подразделения администрации.

Специализированные подразделения государственного аппарата, финансируемые из бюджета, находится, как правило, в монопольном положении. Дело не только в том, что преодоление монополии за счет дублирования функций вызвало бы рост административных издержек. За специализацией стоит, по сути, разделение властных полномочий. Если два разных органа способны, действуя от имени администрации, принимать равно обязанные решения по одному и тому же вопросу, велик риск, что эти решения окажутся взаимоисключающими.

Технически и экономически безграмотное решение государственного служащего может привести к существенным экономическим потерям, к росту затрат населения, но при этом сам служащий не терпит какого-либо ущерба. Вместе с тем, служащий, добившийся значительной экономии, обычно вознаграждается в размере, несопоставимо уступающем масштабам сбереженных средств, а иногда способен даже проиграть, например, в связи с уменьшением своей сферы влияния.

Благосостояние служащего зависит, прежде всего, от уровня оплаты его труда. Последняя, в свою очередь, определяется положением в чиновничьей иерархии. Увязка оплаты с фактическим уровнем эффективности курируемой отрасли, как правило, отсутствует. Чиновник обычно получает оклад, связанный с объемом и сложностью возложенных на него функций, масштабом контролируемых ресурсов, численностью подчиненных и т.п. Масштабность функций и подконтрольных ресурсов положительно сказывается на престиже, которым пользуется служащий, на способности продвигать людей и решения, в которых он заинтересован, а при наличии коррупции - и на способности извлекать незаконные преимущества из своего служебного положения.

Государственные чиновники, будучи специалистами в конкретной области, как правило, лучше, чем кто-либо иной, способны судить об условиях направляемой и контролируемой ими деятельности, в том числе о связанных с нею издержках. В то же время ни их собственные мотивы, ни среда, в которой они находятся, не обеспечивают действенных стимулов минимизация этих издержек.

В небольших городах подбор руководителя такого подразделения затруднен и по причинам неформальных связей руководителей (родственники, друзья и т.д.), выбор во многом должен определяться принципиальностью кандидата.

Для реализации данного проекта будет создано ОАО «Нальчиктеплосервис».

Основными направлениями деятельности ОАО «Нальчиктеплосервис» станут:

1) производство и реализация тепловой энергии с использованием паровых и водогрейных котлов;

2) проведение эксплуатационных испытаний тепловых сетей;

3) эксплуатация установок и схем водоподготовки и ведения водного режима оборудования котельных, тепловых сетей и систем технического водоснабжения;

4) эксплуатация котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды, проведение технического освидетельствования сосудов, работающих под давлением.

Учредителями ОАО «Нальчиктеплосервис» будут:

- ООО «Каббалкрегионгаз» ~ 85%

- Администрация г. Нальчик ~ 15%.

С Администрацией города уже достигнуто предварительная договоренность о реализации проекта. Ведётся совместное написание «Программы теплоснабжения г. Нальчик».

При реализации данного проекта инвестором будет выступать ОАО «Нальчиктеплосервис», он же становится собственником вновь введённых в эксплуатацию объектов теплоснабжения. Администрация так же выразила заинтересованность в участие в данном проекте. Вполне возможно, что Администрация примет участие в финансировании проекта. В случае выше указанного, в проект будет необходимо внести соответствующие коррективы.

2. Практическая часть

2.1 Техническое состояние систем теплоснабжения России. Направления развития техники теплоснабжения

Средние удельные расходы условного топлива по всем тепловым электростанциям России в 2000 г. составляли 341,7 г.у.т./кВт.ч и 144,8 кг. у.т. / Гкал.

По отдельным электростанциям эти показатели изменяются в значительных пределах:

- на электроэнергию

от 305,5 г/кВт.ч по энергоблоку 1 200 МВт Костромской ГРЭС и 310,4 г.у.т./кВт.ч по энергоблокам 800 МВт Сургутской ГРЭС-2 до 1034,6 г.у.т./кВт.ч по Беринговской РЭС

- на теплоэнергию:

от 123,6 кг. у.т. / Гкал по ГЭС-1 Мосэнерго до 288 кг. у.т. / Гкал по Омсукчанской РЭС (ОЭС Востока).

Комбинированное производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ обеспечивает в настоящее время ежегодную экономию условного топлива в размере не менее 20 млн. тонн. Однако эффективность теплофикации могла быть существенно выше в случае увеличения отпуска теплоэнергии и при сокращении выработки электроэнергии по конденсационному циклу оборудованием ТЭЦ.

Необоснованное удорожание тепла, отпускаемого от ТЭЦ, привело к тому, что в настоящее время сложилась устойчивая тенденция сооружения промышленными предприятиями собственных котельных и отказа от тепловой энергии ТЭЦ.

Принятые в 1996 г. меры в части совершенствования распределения затрат топлива на ТЭЦ оказались недостаточными вследствие ряда причин (увеличение тарифов на теплоэнергию для предприятий в целях обеспечения льготных тарифов коммунально-бытовым потребителям, значительные потери энергии, в тепловых сетях и т.п.) и ожидаемых результатов достигнуто не было.