Коммерческая эффективность проекта реконструкции Губкинской ТЭЦ

1.1. Для расчета выручки от сбыта электроэнергии используется прогнозные средние цены на электроэнергию (с учетом мощности) для ОЭС Центра, установленные с учетом заданных темпов либерализации рынка электроэнергии (табл. 4, «Сценарные условия…»).

1.2. Темпы роста тарифов на теплоэнергию — в Приложении 3.2 для ОЭС Центра («Сценарные условия…»).

1.3. Темпы роста постоянных производственно-эксплуатационных затрат  принимать по темпам инфляции (табл. 1.2, стр. 3 и табл. 1, стр. 82, «Сценарные условия…»).

1.4. Темпы роста цены на газ (без транспортно-сбытовой составляющей) для Центрального ФО — (табл. 1.3, стр. 6 и  табл. 3, стр. 85,  «Сценарные условия…»).

Темпы роста транспортно-сбытовой составляющей в цене на газ принимать по темпам инфляции.

1. Базисные тарифы и цены на 2007 г.:

• отпускной тариф на теплоэнергию на коллекторах (без НДС) – 310 руб/Гкал;
• цена на газ (без НДС) – 1737,7 руб./1000 м³ ,

в т.ч. доля транспортировки и сбыта — 18%,

газа     — 82%.

2. Ставка дисконтирования — 10%.
3. Источник финансирования проектных капиталовложений:
   • вариант — 100 % собственные средства;
   • вариант — 100 % заемные средства (банковский кредит под 12% годовых).

Допускаются иные схемы финансирования, предложенные исполнителем.

1. Структуру реализации электроэнергии принимать в соответствии с постановлением Правительства РФ №205 от 07 апреля 2007 года.

Реализация электоэнергии	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2024
На либерализованном рынке, %	7,5	20	40	70	100	100	100	100
по регулируемым договорам, %	92,5	80	60	30	0	0	0	0

2. Базисные тарифы и цены на 2007 г.:

среднеотпускной тариф на электроэнергию по регулируемым договорам (без НДС) – 1,36 руб/кВт.ч

отпускной тариф на теплоэнергию (без НДС) – 483,20 руб./Гкал.

цена на газ (без НДС) –1624,67 руб./1000 м³  или 1437,76 руб./т у.т.

3. Среднеотпускные тарифы на электроэнергию, реализуемую на либерализованном рынке, принимать соответственно рекомендациям «Сценарными условиями развития электроэнергетики на 2008-2011 гг. с перспективой до 2015 г» (Приложение к приказу ОАО РАО «ЕЭС России» № 444 от 05.07.2007), руб/кВт.ч:

2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2020	2024
1,249	1,456	1,578	1,771	1,987	2,229	2,501	2,581	2,663	2,927	3,223

4. Среднеотпускные тарифы на электроэнергию, реализуемую по регулируемым договорам, вычислять на прогнозный период по базисному тарифу 2007 г. с индексацией соответственно годовым темпам роста, %:

2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2024
8	7	6	4,5	0	0	0	0

5. Тарифы на тепловую энергию на прогнозный период вычислять по базисному тарифу 2007 г. с индексацией по годовым темпам роста*, %:

2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2024
17	18.2	18.4	18	9.5	9.5	9.5	2.8

6. Затраты на газ по проекту вычислять из условий:

• газ в пределах объема, расходуемого на станции в 2006 г., вычислять по базисной цене 1624,67 руб./1000 м³ (2007 г.) с индексацией соответственно годовым темпам роста**, %:

2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2020	2021
25	27,7	27,7	29,3	8	8	8	3	3

**по рекомендациям «Сценарными условиями развития электроэнергетики на 2008-2011 гг. с перспективой до 2015 г» (Приложение к приказу ОАО РАО «ЕЭС России» № 444 от 05.07.2007);

• газ сверх объема, расходуемого на станции в 2006 г., вычислять по базисной цене 2443,98 руб./1000м³ (2007 г.) с индексацией соответственно инфляции**, %:

2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2024
6	5,5	5	4,5	4	3,5	3	3	3

7. Постоянные производственно-эксплуатационные затраты индексировать соответственно инфляции.
8. Стоимость капитальных затрат в ценах 2007 г. индексировать соответственно годовым темпам роста, %:

2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2024
9,2	7	6,3	6	5,3	5	4,3	4,3

9. Ставка дисконтирования — 10%.
10. Источник финансирования проектных  капиталовложений:

-вариант — 100 % заемные средства (банковский кредит под 10% годовых).

Допускаются иные схемы финансирования, предложенные исполнителем.