СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ «ГОРОД СОВЕТСКАЯ ГАВАНЬ» СОВЕТСКО-ГАВАНСКОГО РАЙОНА ДО 2031 ГОДА

260

9. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТОПЛИВНЫЕ БАЛАНСЫ

9.1 Расчеты по каждому источнику тепловой энергии перспективных

максимальных часовых и годовых расходов основного вида топлива для

первого варианта развития теплоснабжения

Для ТЭЦ в г.Советская Гавань основным видом предполагается использовать

Ургальский каменный уголь марки «Г».

В таблице 9.1 приведены максимальные часовые и годовые расходы основного

топлива для выработки тепловой энергии.

В таблице 9.2 отображены результаты расчета перспективного топливного

баланса ТЭЦ для выработки тепловой энергии.

Таблица 9.1 – Максимальные часовые и годовые расчетные расходы основного

топлива

Период

Максимальный часовой расход основного

топлива, тонн/час

Годовой расход основного

топлива, тонн/год

ТЭЦ в г.Советская Гавань

2019 г.

13,481

44737,68

2020 г.

13,686

45417,21

2021 г.

13,859

45993,34

2022–2026 гг.

15,316

50828,21

2027–2031 гг.

15,970

52997,93

Таблица 9.2 – Результаты расчета перспективного топливного баланса

Период

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022–

2026 гг.

2027–

2031 гг.

ТЭЦ в г.Советская Гавань

Расход топлива на

выработку, т.у.т.

30837,04

31305,43

31702,55

35035,16

36530,72

Расход топлива на

собственные нужды,

т.у.т.

2827,65

Расход топлива на

отпуск в сеть, т.у.т.

28009,39

28477,78

28874,90

32207,51

33703,07

Расход топлива на

потери, т.у.т.

2262,12

2299,95

2332,02

2601,17

2721,96

Расход топлива на

полезный отпуск, т.у.т.

25747,27

26177,83

26542,88

29606,34

30981,11

261

9.2 Расчеты по каждому источнику тепловой энергии перспективных

максимальных часовых и годовых расходов основного вида топлива для

второго варианта развития теплоснабжения

Основным и единственным топливом для котельных №№1, 2, 3, 6 является

топочный мазут марки М-100.

На котельных №№5,9,10,11 и котельной ФКУ ИК -5 в качестве основного и

единственного топлива используется бурый уголь марки 2БР.

В таблице 9.3 приведены максимальные часовые и годовые расходы основного

топлива.

В таблице 9.4 отображены результаты расчета перспективного топливного

баланса.

Таблица 9.3 – Максимальные часовые и годовые расчетные расходы основного

топлива

Период

Максимальный часовой расход основного

топлива, тонн/час

Годовой расход основного

топлива, тонн/год

Котельная №1

2017 г.

5002,62

1,507

2018 г.

5122,51

1,544

2019 г.

5200,97

1,567

2020 г.

5280,98

1,591

2021 г.

5303,76

1,598

2022–2026 гг.

5404,48

1,629

2027–2031 гг.

5466,23

1,647

Котельная №2

2017 г.

2643,39

0,797

2018 г.

2752,41

0,829

2019 г.

2860,83

0,862

2020 г.

3018,38

0,910

2021 г.

3110,62

0,937

2022–2026 гг.

3246,68

0,978

2027–2031 гг.

3382,74

1,019

Котельная №3

2017 г.

4113,16

1,239

2018 г.

3931,81

1,185

2019 г.

3757,98

1,132

2020 г.

3599,63

1,085

2021 г.

3620,38

1,091

2022–2026 гг.

3641,13

1,097

2027–2031 гг.

3661,89

1,103

262

Период

Максимальный часовой расход основного

топлива, тонн/час

Годовой расход основного

топлива, тонн/год

Котельная №5

2017 г.

2243,64

0,676

2018 г.

2243,64

0,676

Котельная №6

2017 г.

9001,27

2,712

2018 г.

8982,78

2,707

2019 г.

8964,61

2,701

2020 г.

8946,75

2,696

2021 г.

9037,30

2,723

2022–2026 гг.

9049,78

2,727

2027–2031 гг.

9139,55

2,754

Котельная №8

2017 г.

1016,71

0,306

2018 г.

1016,71

0,306

2019 г.

1016,71

0,306

2020 г.

1016,71

0,306

2021 г.

1016,71

0,306

2022–2026 гг.

1016,71

0,306

2027–2031 гг.

1016,71

0,306

Котельная №9

2017 г.

1150,75

0,347

2018 г.

1066,03

0,321

2019 г.

1034,38

0,312

2020 г.

1126,47

0,339

2021 г.

1199,89

0,362

2022–2026 гг.

1273,31

0,384

2027–2031 гг.

1346,73

0,406

Котельная №10

2017 г.

2233,41

0,673

2018 г.

2308,00

0,695

2019 г.

3928,95

1,184

2020 г.

4164,53

1,255

2021 г.

4352,36

1,312

2022–2026 гг.

4705,10

1,418

2027–2031 гг.

5222,77

1,574

Котельная №11

2017 г.

1116,52

0,336

2018 г.

1192,51

0,359

2019 г.

1450,86

0,437

2020 г.

1709,20

0,515

2021 г.

1915,18

0,577

2022–2026 гг.

2121,16

0,639

2027–2031 гг.

2327,14

0,701

Котельная ФКУ ИК-5

2017 г.

4188,40

1,262

2018 г.

4188,40

1,262

2019 г.

4188,40

1,262

2020 г.

4188,40

1,262

263

Период

Максимальный часовой расход основного

топлива, тонн/час

Годовой расход основного

топлива, тонн/год

2021 г.

4188,40

1,262

2022–2026 гг.

4188,40

1,262

2027–2031 гг.

4188,40

1,262

Таблица 9.4 – Результаты расчета перспективного топливного баланса

Период

Расход

топлива на

выработку,

т.у.т.

Расход

топлива на

собственные

нужды, т.у.т.

Расход

топлива на

отпуск в сеть,

т.у.т.

Расход

топлива на

потери, т.у.т.

Расход

топлива на

полезный

отпуск, т.у.т.

Котельная №1

2017 г.

7126,24

144,71

6981,53

425,57

6555,96

2018 г.

7297,03

146,11

7150,92

429,70

6721,22

2019 г.

7408,79

147,54

7261,25

433,91

6827,34

2020 г.

7522,77

149,00

7373,77

438,20

6935,57

2021 г.

7555,22

149,00

7406,22

438,20

6968,02

2022–2026 гг.

7698,69

149,00

7549,69

438,20

7111,49

2027–2031 гг.

7786,65

149,00

7637,65

438,20

7199,45

Котельная №2

2017 г.

3765,51

162,33

3603,17

399,41

3203,76

2018 г.

3920,81

161,89

3758,92

416,68

3342,25

2019 г.

4075,26

161,44

3913,82

433,85

3479,97

2020 г.

4299,69

161,00

4138,69

458,77

3679,92

2021 г.

4431,08

161,00

4270,08

473,34

3796,74

2022–2026 гг.

4624,90

161,00

4463,90

494,82

3969,08

2027–2031 гг.

4818,71

161,00

4657,72

516,31

4141,41

Котельная №3

2017 г.

5859,21

1204,52

4654,69

869,55

3785,13

2018 г.

5600,87

1145,65

4455,22

832,29

3622,93

2019 г.

5353,25

1092,27

4260,98

796,01

3464,98

2020 г.

5127,68

1043,64

4084,04

762,95

3321,09

2021 г.

5157,24

1043,64

4113,60

768,47

3345,13

2022–2026 гг.

5186,80

1043,64

4143,16

773,99

3369,17

2027–2031 гг.

5216,36

1043,64

4172,72

779,52

3393,20

Котельная №5

2017 г.

971,27

50,01

921,26

28,93

892,33

2018 г.

971,27

50,01

921,26

28,93

892,33

Котельная №6

2017 г.

12822,32

1652,95

11169,37

988,62

10180,75

2018 г.

12795,98

1638,44

11157,54

987,57

10169,97

2019 г.

12770,10

1624,18

11145,92

986,54

10159,37

2020 г.

12744,66

1610,17

11134,49

985,53

10148,96

2021 г.

12873,65

1610,17

11263,48

996,95

10266,53

2022–2026 гг.

12891,42

1596,40

11295,02

999,74

10295,28

2027–2031 гг.

13019,31

1596,40

11422,91

1011,06

10411,85

Котельная №8

2017 г.

1448,30

72,73

1375,57

333,14

1042,43

2018 г.

1448,30

72,73

1375,57

333,14

1042,43

2019 г.

1448,30

72,73

1375,57

333,14

1042,43

264

Период

Расход

топлива на

выработку,

т.у.т.

Расход

топлива на

собственные

нужды, т.у.т.

Расход

топлива на

отпуск в сеть,

т.у.т.

Расход

топлива на

потери, т.у.т.

Расход

топлива на

полезный

отпуск, т.у.т.

2020 г.

1448,30

72,73

1375,57

333,14

1042,43

2021 г.

1448,30

72,73

1375,57

333,14

1042,43

2022–2026 гг.

1448,30

72,73

1375,57

333,14

1042,43

2027–2031 гг.

1448,30

72,73

1375,57

333,14

1042,43

Котельная №9

2017 г.

498,16

29,22

468,94

108,96

359,98

2018 г.

461,49

24,42

437,07

101,55

335,52

2019 г.

447,78

21,59

426,20

99,03

327,17

2020 г.

487,65

21,59

466,06

108,29

357,77

2021 г.

519,43

21,59

497,85

115,67

382,17

2022–2026 гг.

551,21

21,59

529,63

123,06

406,57

2027–2031 гг.

583,00

21,59

561,41

130,44

430,97

Котельная №10

2017 г.

966,85

126,59

840,25

78,06

762,19

2018 г.

999,13

115,75

883,38

82,07

801,32

2019 г.

1700,85

102,58

1598,27

148,48

1449,79

2020 г.

1802,83

102,58

1700,25

157,95

1542,30

2021 г.

1884,14

102,58

1781,56

165,51

1616,06

2022–2026 гг.

2036,84

102,58

1934,27

179,69

1754,57

2027–2031 гг.

2260,94

102,58

2158,36

200,51

1957,85

Котельная №11

2017 г.

483,34

34,26

449,08

45,13

403,95

2018 г.

516,24

28,66

487,58

49,00

438,57

2019 г.

628,08

28,66

599,41

60,24

539,17

2020 г.

739,92

28,66

711,25

71,48

639,77

2021 г.

829,08

28,66

800,42

80,44

719,98

2022–2026 гг.

918,25

28,66

889,59

89,41

800,18

2027–2031 гг.

1007,42

28,66

978,76

98,37

880,39

Котельная ФКУ ИК-5

2017 г.

1813,16

94,82

1718,34

148,16

1570,18

2018 г.

1813,16

94,82

1718,34

148,16

1570,18

2019 г.

1813,16

94,82

1718,34

148,16

1570,18

2020 г.

1813,16

94,82

1718,34

148,16

1570,18

2021 г.

1813,16

94,82

1718,34

148,16

1570,18

2022–2026 гг.

1813,16

94,82

1718,34

148,16

1570,18

2027–2031 гг.

1813,16

94,82

1718,34

148,16

1570,18

265

Рис.9.1 –Сравнение двух вариантов развития теплоснабжения по расходу

топлива

9.2 Расчеты по каждому источнику тепловой энергии нормативных

запасов топлива

Нормативный неснижаемый запас топлива – запас топлива, обеспечивающий

работу котельной в режиме "выживания" с минимальной расчетной тепловой

нагрузкой и составом оборудования, позволяющим поддерживать готовность к

работе всех технологических схем и плюсовые температуры в главном корпусе,

вспомогательных зданиях и сооружениях.

В таблице 9.5 произведен расчет нормативного неснижаемого запаса основного

топлива в разрезе каждого теплоисточника для первого варианта развития системы

теплоснабжения, в таблице 9.6 – для второго варианта развития системы

теплоснабжения.

30837,04

31305,43

31702,55

35035,16

36530,72

35754,36

35824,29

35645,57

35986,66

36511,31

37169,58

37953,86

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

2017 г

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022-2026 г. 2027-2031 г.

Первый вариант (ТЭЦ),т.у.т.

Второй вариант (Котельные),т.у.т.

266

Таблица 9.5 – Основные данные и результаты расчета создания нормативного

неснижаемого запаса топлива для первого варианта развития системы
теплоснабжения

Вид

топлива

Среднесуточная

выработка в

самый холодный

месяц, Гкал/сутки

Норматив

удельного

расхода

топлива,

т.у.т./Гкал

Среднесуточный

расход топлива,

т.у.т.

Коэффициент

перевода

натурального

топлива в

условное

Кол-во

суток

для

расчета

ННЗТ,

тонн

ТЭЦ в г.Советская Гавань

Уголь

1186,721

0,162

192,605

0,689

3911,97

Таблица 9.6 – Основные данные и результаты расчета создания нормативного

неснижаемого запаса топлива для второго варианта развития системы
теплоснабжения

Вид

топлива

Среднесуточная

выработка

теплоэнергии,

Гкал/сутки

Норматив

удельного

расхода

топлива,

т.у.т./Гкал

Среднесуточный

расход топлива,

тут

Коэффициент

перевода

натурального

топлива в

условное

Кол-во

суток для

расчета

ННЗТ,

тонн

Котельная №1

Мазут

287,593

0,151

43,458

1,425

305,04

Котельная №2

Мазут

141,277

0,159

22,424

1,425

157,37

Котельная №3

Мазут

200,505

0,191

38,341

1,425

269,08

Котельная №5

Уголь

21,295

0,285

6,066

0,433

196,21

Котельная №6

Мазут

471,680

0,164

77,134

1,425

541,43

Котельная №8

Мазут

55,700

0,162

9,046

1,425

63,50

Котельная №9

Уголь

11,192

0,281

3,144

0,433

101,68

Котельная №10

Уголь

23,239

0,256

5,951

0,433

192,47

Котельная №11

Уголь

9,977

0,272

2,717

0,433

87,89

Котельная ФКУ ИК-5

Уголь

63,419

0,179

11,325

0,702

225,87

Нормативный

эксплуатационный

запас

топлива

–

запас

топлива,

обеспечивающий надежную и стабильную работу котельной и вовлекаемый в

расход для обеспечения выработки тепловой энергии в осеннее – зимний период (I и

IV кварталы).

267

В таблице 9.7 произведен расчет нормативного эксплуатационного запаса

основного вида топлива для первого варианта развития системы теплоснабжения, в

таблице 9.8 – для второго варианта развития системы теплоснабжения.

Таблица 9.7 – Основные данные и результаты расчета создания нормативного

эксплуатационного запаса топлива для первого варианта развития системы
теплоснабжения

Вид

топлива

Среднесуточная

выработка за три

самых холодных

месяца,

Гкал/сутки

Норматив

удельного

расхода

топлива,

т.у.т./Гкал

Среднесуточный

расход топлива,

т.у.т.

Коэффициент

перевода

натурального

топлива в

условное

Кол-во

суток

для

расчета

НЭЗТ,

тонн

ТЭЦ в г.Советская Гавань

Уголь

1109,480

0,162

180,069

0,689

11755,77

Таблица 9.8 – Основные данные и результаты расчета создания нормативного

эксплуатационного запаса топлива для второго варианта развития системы
теплоснабжения

Вид

топлива

Среднесуточная

выработка

теплоэнергии,

Гкал/сутки

Норматив

удельного

расхода

топлива,

т.у.т./Гкал

Среднесуточный

расход топлива,

тут

Коэффициент

перевода

натурального

топлива в

условное

Кол-во

суток

для

расчета

НЭЗТ,

тонн

Котельная №1

Мазут

268,874

0,151

40,630

1,425

855,57

Котельная №2

Мазут

132,081

0,159

20,965

1,425

441,39

Котельная №3

Мазут

187,455

0,191

35,846

1,425

754,69

Котельная №5

Уголь

19,909

0,285

5,672

0,433

589,62

Котельная №6

Мазут

440,979

0,164

72,113

1,425

1518,58

Котельная №8

Мазут

52,074

0,162

8,457

1,425

178,09

Котельная №9

Уголь

10,464

0,281

2,939

0,433

305,57

Котельная №10

Уголь

21,726

0,256

5,564

0,433

578,40

Котельная №11

Уголь

9,328

0,272

2,540

0,433

264,12

Котельная ФКУ ИК-5

Уголь

59,291

0,179

10,588

0,702

678,77

268

10. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Показатели

надежности

энергетической

эффективности

объектов

теплоснабжения устанавливаются на срок действия инвестиционной программы,

концессионного соглашения и (или) на срок действия долгосрочных тарифов в

случае, если для теплоснабжающей организации устанавливаются долгосрочные

тарифы. Расчет плановых и фактических значений показателей надежности и

энергетической эффективности объектов теплоснабжения осуществляется на

каждый год в течение срока действия инвестиционных программ, концессионных

соглашений, тарифов.

В целях контроля за результатами реализации инвестиционной программы и в

целях регулирования тарифов уполномоченный орган исполнительной власти

субъекта Российской Федерации или орган местного самоуправления поселения

(городского округа) в случае, если законом субъекта Российской Федерации ему

переданы полномочия по утверждению плановых значений показателей надежности

и энергетической эффективности объектов теплоснабжения (далее - орган

регулирования), устанавливает плановые значения показателей надежности и

энергетической эффективности в отношении объектов теплоснабжения, создание и

(или) реконструкция которых предусмотрены инвестиционной программой, на

период, следующий за последним годом ее реализации.

К показателям надежности объектов теплоснабжения относятся:

а) количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в

результате технологических нарушений на тепловых сетях на 1 км тепловых сетей;

б) количество прекращений подачи тепловой энергии, теплоносителя в

результате технологических нарушений на источниках тепловой энергии на 1

Гкал/час установленной мощности.

К показателям энергетической эффективности объектов теплоснабжения

относятся:

а) удельный расход топлива на производство единицы тепловой энергии,

отпускаемой с коллекторов источников тепловой энергии;

269

б) отношение величины технологических потерь тепловой энергии,

теплоносителя к материальной характеристике тепловой сети;

в) величина технологических потерь при передаче тепловой энергии,

теплоносителя по тепловым сетям.

Правила определения плановых значений показателей надежности и

энергетической эффективности объектов теплоснабжения

Плановые значения показателей надежности и энергетической эффективности

объектов теплоснабжения определяются на срок реализации инвестиционной

программы (с разбивкой по годам), увеличенный на 1 год, в случае если органами

регулирования принято решение об установлении плановых значений показателей

надежности и энергетической эффективности на период, следующий за последним

годом ее реализации.

Плановые значения показателей надежности объектов теплоснабжения,

определяемые количеством прекращений подачи тепловой энергии, рассчитываются

исходя из фактического показателя прекращений подачи тепловой энергии за год,

предшествующий году реализации инвестиционной программы, и планового

значения протяженности тепловых сетей (мощности источников тепловой энергии),

вводимых в эксплуатацию, реконструируемых и модернизируемых в соответствии с

инвестиционной программой теплоснабжающей организации.

Плановые значения показателя прекращений подачи тепловой энергии,

возникших в результате технологических нарушений в тепловых сетях и (или) на

источниках тепловой энергии, определяются как в целом по теплоснабжающей

организации, так и по участкам сети, с указанием протяженности каждого участка и

наименования иных объектов, расположенных на тепловой сети, а также по

источникам тепловой энергии с указанием мощности каждого источника.

На участке тепловой сети или на источнике тепловой энергии, вводимом в

эксплуатацию в соответствии с инвестиционной программой, количество

технологических нарушений принимается равным нулю.

270

В отношении тепловых сетей и (или) источников тепловой энергии, создание,

реконструкция, модернизация которых не предусмотрены инвестиционной

программой, устанавливается величина значения показателя надежности,

определяемая фактическим значением соответствующего показателя на начало года,

предшествующего году начала реализации инвестиционной программы.

Плановые значения показателей энергетической эффективности объектов

теплоснабжения на долгосрочный период определяются с учетом целевых

показателей энергосбережения и повышения энергетической эффективности,

утвержденных уполномоченным федеральным органом исполнительной власти,

достижение которых обеспечивается теплоснабжающей организацией при

реализации программы энергосбережения и которые устанавливаются в порядке,

предусмотренном

законодательством

Российской

Федерации

сфере

энергосбережения.

Подготовка первичной информации, используемой при расчете значений

показателей надежности и энергетической эффективности, производится

теплоснабжающей организацией на основании данных, содержащихся в журнале

учета текущей информации о нарушениях подачи тепловой энергии, теплоносителя

теплоснабжающей организации в отопительный и межотопительный периоды,

который заполняется в строго хронологическом порядке с фиксацией каждого

случая нарушения подачи тепловой энергии, теплоносителя теплоснабжающей

организацией в течение соответствующего отопительного или межотопительного

периода, а также в журнале учета текущей информации по расходу натурального

топлива на производство тепловой энергии и потерь тепловой энергии на тепловых

сетях теплоснабжающей организации.

С целью установления плановых значений показателей надежности и

энергетической эффективности объектов теплоснабжения орган регулирования

направляет запрос в теплоснабжающую организацию о предоставлении

информации, необходимой для формирования и расчета указанных показателей, в

том числе о фактических значениях этих показателей за последние 3 года.

Теплоснабжающая

организация

обязана

направить

запрашиваемую

информацию в орган регулирования не позднее 15 календарных дней со дня

271

получения запроса. В случае если плановые значения показателей надежности и

энергетической эффективности объектов теплоснабжения определяются не в целях

заключения концессионного соглашения, значения указанных показателей должны

быть рассчитаны в соответствии с мероприятиями, включенными в инвестиционную

программу.

При расчете плановых значений показателей надежности и энергетической

эффективности объектов теплоснабжения орган регулирования использует

следующую информацию:

а) отчетные данные, представляемые теплоснабжающей организацией

уполномоченному органу (график реализации мероприятий инвестиционной

программы, финансовые отчеты о выполнении мероприятий инвестиционной

программы, отчет о достижении плановых значений показателей надежности и

энергетической эффективности);

б) информация, которая подлежит раскрытию теплоснабжающей организацией

в соответствии с законодательством Российской Федерации;

в) данные, предоставляемые Федеральной службой по экологическому,

технологическому и атомному надзору, Федеральной антимонопольной службой,

Федеральной службой по надзору в сфере защиты прав потребителей и

благополучия человека и их территориальными органами в соответствии с пунктом

15 Положения об определении применяемых при установлении долгосрочных

тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых

услуг, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 31

декабря 2009 г. N 1220 "Об определении применяемых при установлении

долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и

оказываемых услуг";

г) фактические значения показателей деятельности теплоснабжающей

организации за предыдущий период действия инвестиционной программы.

Плановые значения показателей надежности и энергетической эффективности

объектов теплоснабжения сравниваются органом регулирования с фактическими

значениями

указанных

показателей

(за предыдущий

период

действия

272

инвестиционной программы), достигнутыми за истекший период регулирования, с

целью выявления динамики изменения значений таких показателей.

Плановые значения показателей надежности и энергетической эффективности

объектов теплоснабжения рассчитываются органом регулирования до 15 марта года,

предшествующего началу очередного периода регулирования.

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 (Р

сети от t

), рассчитываются по формуле:

п сети от tn

= (N

п сети от t0-1

/ L

t0-1

) x (L

- ∑L

замtn

) / L

где:

п сети от t0-1

- фактическое количество прекращений подачи тепловой энергии,

причиной которых явились технологические нарушения на тепловых сетях, за год,

предшествующий году начала реализации инвестиционной программы;

0 - 1

-й год реализации инвестиционной программы;

- соответствующий год реализации инвестиционной программы, на который

устанавливаются показатели надежности и энергетической эффективности объектов

теплоснабжения;

L - суммарная протяженность тепловой сети в двухтрубном исчислении,

километров;

∑L

замtn

- 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;

0-1

- год, предшествующий году начала реализации инвестиционной

программы.

В случае если рассчитанное значение указанного показателя выше значения,

предусмотренного концессионным соглашением на соответствующий год, то

273

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 (Р

п ист от tn),

рассчитывается по формуле:

где:

- 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;

M - мощность источника тепловой энергии, Гкал/час;

- 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;

0-1

- 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.

274

Плановые значения показателя энергетической эффективности, определяемого

удельным расходом топлива на производство единицы тепловой энергии,

отпускаемой с коллекторов источников тепловой энергии, для организаций,

эксплуатирующих объекты теплоснабжения на основании концессионного

соглашения, должны быть установлены как в целом для организации, так и для

каждого предусмотренного утвержденной инвестиционной программой объекта

теплоснабжения таким образом, чтобы обеспечивать достижение предусмотренных

концессионным соглашением плановых значений показателей надежности и

энергетической эффективности объектов теплоснабжения в сроки, предусмотренные

концессионным соглашением.

Плановые значения показателя энергетической эффективности, определяемого

удельным расходом топлива на производство единицы тепловой энергии,

отпускаемой с коллекторов источников тепловой энергии, для организаций,

эксплуатирующих объекты теплоснабжения не на основании концессионного

соглашения, должны быть установлены на уровне нормативов удельного расхода

топлива.

Плановые значения показателя энергетической эффективности, определяемого

отношением величины технологических потерь тепловой энергии, теплоносителя к

материальной характеристике тепловой сети, для организаций, эксплуатирующих

объекты теплоснабжения на основании концессионного соглашения, должны быть

установлены как в целом для организации, так и для каждого предусмотренного

утвержденной инвестиционной программой участка тепловой сети таким образом,

чтобы обеспечивать достижение предусмотренного концессионным соглашением

планового значения указанного показателя в сроки, предусмотренные

концессионным соглашением.

Плановые значения показателя энергетической эффективности, определяемого

отношением величины технологических потерь тепловой энергии к материальной

характеристике тепловой сети, для организаций, эксплуатирующих объекты

теплоснабжения не на основании концессионного соглашения, должны быть

установлены на уровне нормативных технологических потерь, устанавливаемых в

соответствии с нормативными правовыми актами в сфере теплоснабжения.

275

Плановые значения показателей величины технологических потерь при

передаче

тепловой

энергии,

теплоносителя

по

тепловым

сетям

для

теплоснабжающих организаций, эксплуатирующих объекты теплоснабжения на

основании концессионного соглашения, должны быть установлены как в целом для

организации, так и для каждого предусмотренного утвержденной инвестиционной

программой участка тепловой сети таким образом, чтобы обеспечивать достижение

предусмотренного концессионным соглашением планового значения показателя в

сроки, предусмотренные концессионным соглашением.

Плановые значения показателей величины технологических потерь при

передаче

тепловой

энергии,

теплоносителя

по

тепловым

сетям

для

теплоснабжающих организаций, эксплуатирующих объекты теплоснабжения не на

основании концессионного соглашения, устанавливаются на уровне нормативных

технологических потерь, определяемых в соответствии с нормативными правовыми

актами в сфере теплоснабжения.

Плановые значения показателей надежности для теплоснабжающей

организации, эксплуатирующей объекты теплоснабжения не на основании

концессионного соглашения, подлежат корректировке в случае корректировки

инвестиционной программы, в том числе в случае корректировки программы на

оставшийся период регулирования тарифов, если первоначально тарифы были

утверждены на срок не менее 3 лет.

Решение о корректировке плановых значений показателей надежности и

энергетической эффективности объектов теплоснабжения принимается органом

регулирования. Решение о корректировке плановых значений показателей

надежности и

энергетической

эффективности

для

изменения

условий

концессионного соглашения согласовывается с антимонопольным органом.

В случае если теплоснабжающая организация обратилась в орган

регулирования с заявлением о корректировке плановых показателей надежности и

энергетической эффективности объектов теплоснабжения, орган регулирования

рассматривает обращение теплоснабжающей организации и при наличии оснований

осуществляет корректировку таких показателей в течение 30 календарных дней

после получения заявления теплоснабжающей организации. Для корректировки

СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ «ГОРОД СОВЕТСКАЯ ГАВАНЬ» СОВЕТСКО-ГАВАНСКОГО РАЙОНА ДО 2031 ГОДА - часть 17