1. Область применения
Настоящая Методика устанавливает порядок определения размера компенсации затрат энергоснабжающей организации в строительстве и расширение энергоисточников с учетом затрат на природоохранные мероприятия и строительство тепловых, электрических сетей и подстанций общего пользования.
Затраты энергоснабжающей организации при строительстве новых, расширении и реконструкции существующих энергоисточников, тепловых и электрических сетей и подстанций общего пользования соответствуют плате за присоединяемую электрическую и тепловую нагрузку покупателей энергии - потребителей тепловой и электрической энергии.
2. Основные понятия, применяемые в Методике
2.1. Энергоснабжающая организация - организация, осуществляющая продажу потребителям произведенной или купленной электрической и (или) тепловой энергии.
2.2. Покупатель энергии - юридические лица любой формы собственности и вида деятельности.
2.3. Базисная электростанция - крупная конденсационная электростанция с единичной электрической мощностью энергоблоков 300 МВт и выше, предназначенная для покрытия дефицита электрической мощности в целом по региону Республики Казахстан.
2.4. "Условная котельная" - условный альтернативный источник тепла для группы (или одного) покупателей энергии, с показателями, приведенными к условиям региона расположения потребителя.
2.5. Плата за присоединяемую нагрузку - компенсация затрат энергоснабжающей организации, связанная со строительством новых, расширением и реконструкцией существующих объектов энергетики для покрытия дополнительной присоединяемой электрической и тепловой нагрузки покупателей энергии за счет их средств.
2.6. Естественный прирост нагрузки потребителей - прирост нагрузок потребителей энергии, не связанный с переоформлением договора с энергоснабжающей организацией на потребление энергии.
3. Общие положения
Плата за присоединяемую электрическую и тепловую нагрузку определяется в зависимости от географического расположения, климатических условий и топливообеспеченности региона расположения потребителя - покупателя энергии.
3.1. Методика определения размера платы
потребителя за присоединяемую электрическую нагрузку
Методикой, выполненной в соответствии с Законом "Об энергетике" (статья 6, пункт 3), рекомендуется определять размер платы потребителя за присоединяемую электрическую нагрузку по удельной стоимости промстроительства базисного источника электрической энергии с учетом затрат на природоохранные мероприятия и удельным затратам на строительство магистральных электрических сетей (220 кВ и выше).
Основные условные обозначения:
N - электрическая мощность энергоисточника, тыс. кВт;
Nп - присоединяемая электрическая нагрузка потребителя,
тыс. кВт;
Кэ - капитальные вложения в строительство энергоисточника,
млн. тенге;
Кпр - капитальные вложения на природоохранные мероприятия,
млн. тенге;
К - суммарные капиталовложения в строительство
энергоисточника,
млн. тенге;
у
Кэ - удельные капитальные вложения в строительство
энергоисточника, тенге/кВт;
у
Кпр - удельные капитальные вложения в природоохранные
мероприятия, тенге/кВт;
у
Ктр - удельные капитальные вложения на транспорт мощности по
питающим сетям энергосистемы, тенге/кВт;
у
Ксмр - удельные капитальные вложения в строительно-монтажные
работы, тенге/кВт;
у
Кэ прив - удельные капитальные вложения в строительство
энергоисточника, приведенные к рассматриваемому
району
(региону), тенге/кВт;
Пэ - плата потребителями энергоснабжающей организации за
присоединяемую электрическую нагрузку, млн. тенге;
Кпер - переводной коэффициент, учитывающий изменение размера
платы за присоединяемую нагрузку по отношению к уровню
цен на 1.01.1991 г..
Величина платы потребителей электроэнергии (любой формы собственности) за присоединяемую нагрузку к электрическим сетям энергосистемы определяется из расчета возмещения всех затрат последней по снабжению их электрической энергией.
Она включает в себя капиталовложения на расширение источников электроэнергии (Кэ) и капиталовложения на природоохранные мероприятия (Кпр), которые принимаются по проектно-сметной документации данного энергоисточника района (области).
Таким образом, суммарные капиталовложения на расширение электростанции составят:
К = Кэ + Кпр (1)
При этом Кэ разделяется на две части:
- капвложения на приобретение собственно оборудования расширяемой части электростанции (Ко) и капиталовложения на строительномонтажные работы (Ксмр), которые составляют 50-60% от К (Ксмр включает и затраты на природоохранные мероприятия).
При известной величине указанных составляющих, участие потребителей (Кп) в расширении электростанции определяется по формуле: у у
Кп = (Кэ/N + Кпр/N) Nп х Кпер = (Кэ + Кпр) х Nп х Кпер (2),
у у у
где Кэ = Ко + К смр (тенге/кВт) - удельная стоимость расширяемой части электростанции по электротехническому оборудованию
у у
(Ко) и удельная стоимость строительно-монтажных работ (Ксмр) для ТЭС района.
Капитальные вложения (размер участия потребителей), относимые на ввод в действие электрической мощности ТЭС, определяются, исходя у
из Кэ для конкретного района по проектно-сметной документации.
При этом:
у у у у
Кэ прив = (Кэ - Ксмр) + К смр прив (3),
Удельные капитальные вложения на строительно-монтажные работы, приведенные к рассматриваемому району, рассчитываются следующим образом:
у у
К смр прив = Ксмр х Ктер х Ккл (4),
где Ктер - территориальный коэффициент на строительно-монтажные работы для соответствующих областей, принимается по приложению 1;
Ккл - коэффициент, учитывающий условия производства работ (климат и сейсмичность), принимается по приложению 2.
Если заявляемая электрическая нагрузка будет привязана к
у конкретной ТЭЦ, то удельная стоимость Кэ определяется только на создание электрической мощности. Для большинства ТЭЦ эта величина составляет от 50% до 60% от суммарной удельной стоимости ТЭЦ, в среднем 55% (45% расходуется на создание тепловой мощности). Поэтому
у
при рассмотрении конкретной ТЭЦ Кэ умножается на этот коэффициент, т.е. у у
Кэ тэц = 0,55 х Кэ (допускается использовать данные по конкретной ТЭЦ).
Плата потребителями за присоединяемую нагрузку к энергосистеме определяется следующим образом:
у у у
Пэ = (Кэ + Кпр + Ктр)х Nп х Кпер (5),
у
где Ктр - удельные капиталовложения на транспорт мощности по питающим сетям энергосистемы, тенге/кВт (приложение 3).
у
Здесь необходимо подчеркнуть основное назначение Ктр - это участие потребителей электроэнергии в строительстве питающих сетей энергосистем, межсистемных линий электропередачи 220 кВ и выше и межгосударственных связей на напряжении 500 - 1150 кВ.
Таким образом, потребитель электрической энергии, заплатив за подключаемую нагрузку, одновременно участвует в развитии энергетики страны, преследующей цели снабжения потребителей без ограничения, соответствующего качества и высокой степени надежности.
Удельные капиталовложения на транспорт мощности по питающим
у сетям энергосистемы Ктр могут быть определены для энергосистемы или области. Для этого необходимо по нескольким действующим системам электропередачи на 110 - 500 кВ (питающие линии электропередачи и подстанции, подключенные к этим линиям) по отдельности по проектносметной документации определить затраты на систему электропередачи:
Кс = Клеп + Кпс
Далее по каждой системе электропередачи надо определить их экономические мощности Nэк, тыс. кВт по загрузке трансформаторов на расчетный срок. При этом фактические значения удельных капиталовложений определяются по формуле:
у
Ктр = Кс : Nэк (тенге/кВт)
Определенные таким образом фактические удельные затраты на ввод электросетевых объектов по разным системам электропередачи должны быть усреднены по энергосистеме (области) и эта величина будет являться фактическим показателем для формулы (5) по определению платы потребителей за присоединяемую мощность.
Предлагается также второй способ определения удельных капвложений на транспорт мощности по питающим сетям
у энергосистемы - Ктр.
Затраты на транспорт мощности по питающим электрическим сетям энергосистемы являются следствием прироста нагрузок *Nп (кВт) потребителей электроэнергии в целом по энергосистеме в течение расчетного срока (как правило, 5 лет).
На основании этого прироста нагрузок по техническим и экономическим критериям предусматривается ввод в эксплуатацию определенных элементов питающих сетей - линий электропередачи и подстанций 220 кВ и выше, а для сельских районов - 110 кВ и выше с необходимым объемом капиталовложений Кс (тенге). В этом случае удельная стоимость транспорта мощности по питающим сетям
у энергосистемы (области) Ктр определяется следующим образом:
у
Ктр = Кс : * Nп, (тенге/кВт);
Определенные таким образом удельные капиталовложения на транспорт мощности по питающим сетям энергосистемы для трех регионов Республики Казахстан приведены в Приложении 3.
При определении платы потребителями за присоединяемую нагрузку, при соответствующем обосновании, допускается применение фактических
у
удельных затрат на транспорт мощностей Ктр по энергосистеме(области).
В случае возникновения трудностей в определении удельных показателей по конкретным электрическим станциям энергосистемы (области) рекомендуется более упрощенный метод определения размера платы потребителем за присоединяемую электрическую нагрузку.
По условиям топливоснабжения, с учетом географического расположения, климатических условий, наличия топливно-энергетических ресурсов и действующих или проектируемых базисных электрических станций территориально Республику Казахстан рекомендуется разделить на три региона:
I регион - районы наличия дешевого энергетического твердого топлива - углей месторождений "Кара Жыра" (Семипалатинская область), Экибастузского, Майкубенского, Шубаркольского, Торгайского месторождений - Восточно-Казахстанская, Семипалатинская, Карагандинская, Павлодарская, Жезказганская, Акмолинская, Северо-Казахстанская, Костанайская, Торгайская и Кокшетауская области, где продолжительность отопительного периода 4200-5500 часов, расчетная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления от - 40 С до - 30 С, относящиеся к следующим энергосистемам: Алтайэнерго, Карагандаэнерго, Костанайэнерго, Павлодарэнерго, Экибастузэнерго, Целинэнерго.
Базисным источником электрической энергии для региона принимается Экибастузская ГРЭС-2.
II регион - районы привозного топлива: Алматинская, Талдыкорганская, Жамбылская, Южно-Казахстанская и Кзыл-Ординская области, где продолжительность отопительного периода 3500-4000 часов, расчетная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления от - 30 С до - 20 С, относящиеся к энергосистемам Алматынэнерго и Южказэнерго.
Базисным источником электрической энергии для региона принимается Южно-Казахстанская ГРЭС.
III регион - районы действия газомазутного топлива: Мангистауская, Атырауская, Западно-Казахстанская и Актюбинская области, где продолжительность отопительного периода 3200-5000 часов, расчетная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления от - 30 С до 20 С, относящиеся к энергосистемам Атырауэнерго и Запказэнерго.
Базисным источником электрической энергии для региона принимается Актюбинская ЭС.
При возникновении трудностей в определении удельных показателей по конкретным ТЭС в расчет принимаются показатели прогрессивных КЭС регионов Республики Казахстан, представленных в Приложении 4 , тогда расчеты по определению размера платы потребителями за присоединяемую электрическую нагрузку (формула 5) максимально упрощаются, т.к. в
у у
этом случае удельные показатели Кэ и Кпр принимаются из Приложения 4 (расчеты проиллюстрированы примером 2).
3.1.1. Примеры расчета платы потребителей за
присоединяемую электрическую нагрузку
Пример расчета N 1
Потребитель электроэнергии - электрифицируемый участок железной дороги с заявляемой электрической нагрузкой Nп, равной 15066 кВт, расположен на территории Жезказганской области (1 регион).
Источником электрической энергии является Жезказганская ТЭЦ-2 на твердом топливе с располагаемой мощностью N, равной 464 тыс.кВт.
Имеются следующие данные:
К = 503 млн. тенге, в том числе строительно-монтажные работы составляют 53% от К (с учетом СМР на природоохранные мероприятия), Кпр = 151,2 млн. тенге, т.е. 30% от К.
Сейсмичность района менее 6 баллов.
В данном случае Жезказганская ТЭЦ-2 рассматривается как расширяемый источник электроэнергии области (расширение может быть в другом месте, например, на Балхашской ТЭЦ). Затраты на создание электрической мощности Жезказганской ТЭЦ-2 составляют 56% от установленной (располагаемой) мощности станции (44% используется на создание тепловой мощности).
При известной величине составляющих затрат участие данного потребителя в расширении электростанции определяется по формуле (2):
э
Кп = (Кэ/N + Кпр/N) Nп х Кпер х Ктэц
э
где Ктэц = 0,56 - доля затрат на создание электрической мощности, включая природоохранные мероприятия;
Кпер = 1 по состоянию уровня цен на 1991 г.
Плата потребителем за присоединяемую нагрузку к электрическим сетям энергосистемы (Пэ) определяется по зависимости (5):
у у у
Пэ = (Кэ + Кпр + Ктр)х Nп х Кпер,
у
где Кэ = 0,56 х 503 : 464 = 607 (тенге/кВт);
у
Кпр = 151,2 : 464 = 325,9 (тенге/кВт);
у
Ктр = 260 тенге/кВт - по приложению 3.
Так как в данном случае в качестве расширяемого источника использована конкретная Жезказганская ТЭЦ-2, а не прогрессивная КЭС у у
района, то вместо Кэ в расчет принимаются Кэ прив с учетом конкретных условий, т.е. района размещения источника Ктер (Приложение 1), а также климата и сейсмичности района Ккл (Приложение 2), определяемые по формулам (3) и (4):
у у у у
Кэ прив = (Кэ тэц - Ксмр) + Ксмр х Ктер х Ккл,
Как указывалось выше, Ксмр = 0,53 х Кэ, тогда
у у
Кэ прив = (Кэ/N - 0,53 Кэ/N) + Кэ тэц х 0,53 Кэ/N х Ктер х Ккл =
(0,56 х 503 : 464 - 0,56 х 0,53 х 503 : 464)+ 0,56 х 0,53 х
503 : 464 х 1 х 1,015 = (0,56 х 1084 - 0,56 х 574,5) + 0,56 х
574,5 х 1,0 х 1, 015 = (607 - 321,7) + 326,6 = 611,9(тенге/кВт).
Плата за присоединяемую электрическую нагрузку:
у у у
Пэ = (Кэ прив + Кпр + Ктр)х Nп х Кпер =
= (611,9 + 325,9 + 260)х 15066 х 1,0 = 18,04 (млн. тенге).
Таким образом, данный потребитель электроэнергии участвует как в расширении электростанции области, так и в развитии питающих сетей энергосистемы.
Пример расчета N 2
(по упрощенной методике)
Потребитель электроэнергии - электрифицируемый участок железной дороги с заявляемой электрической нагрузкой Nп, равной 15066 кВт, расположен на территории Жезказганской области (1 регион).
Источником электрической энергии является прогрессивная конденсационная электростанция (КЭС) региона - Экибастузская ГРЭС-2, необходимые удельные показатели приведены в Приложении 4.
Плата потребителя электроэнергии в расширение прогрессивной КЭС региона и в развитие питающих электрических сетей энергосистемы определяется по выражению (5):
у у у
Пэ = (Кэ + Кпр + Ктр)х Nп х Кпер =
= (448 + 224 + 260)х 15066 х 1,0 = 14,0 (млн. тенге),
у
где по Приложению 3 Ктр = 260 тенге/кВт.
Плата потребителя в размере 14 млн. тенге на 72% будет использована для расширения электростанции и на 28% - для развития питающих электрических сетей энергосистемы.
Как показывают результаты расчетов для одного и того же потребителя, плата за присоединяемую электрическую нагрузку (15066 кВт), в случае расчета с данными конкретной ТЭЦ, получилась на 28,8% дороже, чем в варианте с прогрессивной КЭС региона.
Это объясняется тем, что агрегаты ТЭЦ, как правило относительно небольшой мощности, поэтому их удельная стоимость значительно больше по сравнению с агрегатами КЭС. Поэтому результаты расчетов по определению размера платы потребителями за присоединяемую электрическую нагрузку с конкретными (местными) электростанциями будут, как правило, на 25-30% больше, чем результаты расчетов по упрощенной методике.
3.2. Методика определения размера платы
потребителя за присоединяемую тепловую нагрузку
3.2.1. Теплоисточники
Размер платы потребителя за присоединяемую тепловую нагрузку рекомендуется определять по удельной стоимости промстроительства "условной котельной" с показателями, приведенными к условиям региона расположения потребителя - покупателя энергии с применением коэффициентов, учитывающих условия подключения к конкретному источнику тепла энергоснабжающей организации.
В качестве "условной котельной" принята промышленно- отопительная котельная тепловой мощностью 400 Гкал/ч на твердом топливе с "экологически чистым" оборудованием, с закрытой системой горячего водоснабжения, для первого территориального района.
Базовый удельный показатель стоимости строительства "условной котельной", определенный расчетным путем на основании объектов -
у представителей Республики Казахстан - Кти = 530 тыс. тенге/Гкал/ч (в ценах 1991 г.).
Для приведения показателей удельных затрат в строительство "условной котельной" к условиям региона расположения потребителя - покупателя энергии с учетом подключения к конкретному источнику тепла энергоснабжающей организации рекомендуется применение следующей системы коэффициентов:
Ктер - территориальный коэффициент изменения сметой стоимости
по областям республики, принимается по Приложению 1;
Ккл - климатический и сейсмический коэффициенты изменения сметой
стоимости, принимается по Приложению 2;
К1ти - коэффициент, учитывающий подключение потребителя тепловой
энергии к энергоисточнику (к ТЭЦ - 0,65, к котельной -
1-1,3);
К2ти = 0,6 (при газомазутном топливе) коэффициент, учитывающий
вид топлива конкретного источника тепла энергоснабжающей
организации;
К3ти - коэффициент, учитывающий экологическую напряженность
района расположения конкретного источника тепла
энергоснабжающей организации, принимается по Приложению 5;
К4ти - 1,1 (при открытой системе горячего водоснабжения)
коэффициент, учитывающий сложившуюся систему горячего
водоснабжения конкретного источника тепла
энергоснабжающей организации.
При присоединении паровой нагрузки к ТЭЦ, независимо от параметров (с учетом перевода 1 т/ч пара = 0,6 Гкал/ч) применяется коэффициент К5ти = 2 к величине платы за присоединяемую нагрузку в паре.
Кпер - переводной коэффициент, учитывающий изменение размера платы за присоединяемую нагрузку по отношению к уровню цен на 1.01.91 г.
3.2.2. Тепловые сети
Базовый удельный показатель стоимости строительства тепловых сетей принят для следующих исходных условий строительства:
- тепловой район - 400 Гкал/ч;
- плотность тепловой нагрузки - 0,5 Гкал/ч х га;
- смешанный способ прокладки;
- сухие грунты;
- схема подключения потребителей горячего водоснабжения - закрытая;
- график регулирования отпуска тепла - 150/70 С;
- расчетная наружная температура для проектирования систем отопления - минус 25 С;
- базовый удельный показатель стоимости строительства тепловых сетей, определенный расчетным путем на основании объектов -
у представителей Республики Казахстан - Ктс = 72,1 тыс. тенге/Гкал/ч (в ценах 1991 г.).
Переход от базового показателя к местным условиям строительства осуществляется путем введения соответствующих коэффициентов:
К1тс - территориальный коэффициент на строительство тепловых сетей (см. Приложение 5);
К2тс - на плотность тепловой нагрузки (см. Приложение 6);
К3тс - на суммарный уровень подключенной тепловой нагрузки (см. Приложение 7);
К4тс - на климатические условия - расчетную температуру наружного воздуха (см. Приложение 8);
К5тс - на особые условия строительства: сейсмичность, обводненные грунты, просадочность, горные подработки и др. - 1,1 (см. Примечание 2);
К6тс - коэффициент, учитывающий затраты на выполнение требований СНиП по надежности (см. Приложение 9);
К7тс - на открытую систему горячего водоснабжения - 1,05.
Затраты в строительство тепловых сетей определяются путем умножения удельного базового показателя Ктс на приведенные коэффициенты.
Примечания:
1. Рекомендуемые коэффициенты не являются безоговорочными. Учет местных условий, в том числе дальний транспорт тепла, при конкретном проектировании может внести поправки в величину этих коэффициентов в ту или иную сторону.
2. При наличии нескольких факторов общий коэффициент на особые условия строительства получается перемножением коэффициентов.
3.2.3. Примеры расчета платы потребителей за
присоединяемую тепловую нагрузку
Условные обозначения:
Q - тепловая мощность энергоисточника, Гкал/ч;
Qп - присоединяемая тепловая нагрузка потребителя, Гкал/ч;
Кт - полные затраты на строительство "условной котельной" - источника тепловой энергии с учетом природоохранных мероприятий, млн. тенге;
у
Кэ - удельные затраты на строительство базисного источника электрической энергии, тенге на 1 кВт;
У
Кт - удельные затраты на строительство "условной котельной" - источника тепловой энергии, тыс. тенге на 1 Гкал/ч;
у
К тс - удельные затраты в строительство магистральных тепловых сетей, тыс. тенге на 1 Гкал/ч;
Пт - плата за присоединяемую тепловую нагрузку, млн. тенге;
Пти - плата за присоединяемую тепловую нагрузку в расширение теплоисточника, млн. тенге;
Птс - плата за присоединяемую тепловую нагрузку в развитие тепловых сетей, млн. тенге;
гв
Пт - плата за присоединяемую тепловую нагрузку в горячей воде, млн. тенге;
п
Пт - плата за присоединяемую тепловую нагрузку в паре, млн. тенге.
Плата за присоединяемую тепловую нагрузку определяется по формуле:
Пт = Пти + Птс
у
Пти = (Qп + К5ти х 0,6 х Dп)х Кт х Ктер х Ккл х К1ти х К2ти х
-6
К3ти х К4ти х Кпер х 10 , млн. тенге
у
Птс = Qп х Ктс х К1тс х К2тс х К3тс х К4тс х К5тс х К6тс х К7тс х Кпер, млн. тенге
Пример 1. Потребитель расположен в г. Павлодаре. Присоединяемая тепловая нагрузка в горячей воде Qп = 25 Гкал/ч, в паре - Dп = 10 т/ч.
Источник тепла - ТЭЦ-3 на твердом топливе. Схема теплоснабжения - централизованная. Система горячего водоснабжения - закрытая. Магистральные тепловые сети подземно-надземные. Город Павлодар согласно СНиП II-7-18 относится к I-му району. Сейсмичность района 6 баллов. Грунты мокрые. Расчетная температура для проектирования системы отопления - 37 С. Плотность тепловой нагрузки - 0,71 Гкал/ч на гектар.
у у
Кти = 530 тыс. тенге/Гкал/ч; Ктс = 72,1 тыс.тенге/Гкал/ч
Ктер = 1,16; Ккл = 1,015; К1ти = 0,65; К2ти = 1; К3ти = 1,15;
К4ти = 1; К5ти = 2; Кпер = 60 (на момент расчета).
К1тс = 1,07; К2тс = 0,59; К3тс = 0,79; К4тс = 1,12; К5тс = 1,1;
К6тс = 1; К7тс = 1;
Плата за присоединяемую тепловую нагрузку в горячей воде составит:
Пт = Пти + Птс
у
Пти = (Qп + К5ти х 0,6 х Dп)х Кт х Ктер х Ккл х К1ти х К2ти х
-6
К3ти х К4ти х Кпер х 10, млн. тенге
у
Птс = Qп х Ктс х К1тс х К2тс х К3тс х К4тс х К5тс х К6тс х
К7тс х Кпер, млн.тенге
3
Пти = (25 + 2 х 0,6 х 10)х 530 х 10 х 1,16 х 1,015 х 0,65 х 1 х
-6
1,15 х 1 х 60 х 10 = 1035,5 млн. тенге
3
Птс = 25 х 72,1 х 10 х 1,07 х 0,59 х 0,79 х 1,12 х 1,1 х 1 х 1
х -6
60 х 10 = 66,5 млн. тенге
Пт = Пти + Птс = 1035,5 + 66,5 = 1102 млн. тенге
Приложение 1
Территориальные коэффициенты изменения сметной
стоимости СМР по областям Республики Казахстан, Ктер
-------------------------------------------------------------
Наименование областей | Значения, Ктер
-------------------------------------------------------------
1. Акмолинская | 1,19
2. Актюбинская | 1,12
3. Алматинская | 1,06
4. Атырауская | 1,19
5. Восточно-Казахстанская | 1,23
6. Жамбылская | 1,17
7. Жезказганская | 1,10
8. Западно-Казахстанская | 1,14
9. Карагандинская | 1,19
10. Кокшетауская | 1,22
11. Костанайская | 1,20
12. Кзыл-Ординская | 1,10
13. Мангистауская | 1,00
14. Павлодарская | 1,16
15. Северо-Казахстанская | 1,13
16. Семипалатинская | 1,16
17. Талдыкорганская | 1,15
18. Торгайская | 1,00
19. Южно-Казахстанская | 1,09
20. г. Алматы | 1,00
Приложение 2
Климатические и сейсмические коэффициенты
изменения сметной стоимости СМР, Ккл
--------------------------------------------------------------------
Вид | Климатические коэффициенты | Сейсмические коэффициенты
затрат | для районов <*> | для районов
|-----------------------------------------------------------
| I | II | III | IV | V | VI | VII
| |базис- | | | сейсм. | сейсм. | сейсм.
| |ный | | | 7 балл. | 8 балл.| 9 балл.
--------------------------------------------------------------------
Строи- | | | | | | |
тельно | | | | | | |
монтаж-| | | | | | |
ные | | | | | | |
работы |1.015 | 1.0 |1.005 | 0.999 | 1.020 | 1.047 | 1.060
--------------------------------------------------------------------
Сноска. Исходные данные, принятые для разработки климатических и сейсмических коэффициентов:
--------------------------------------------------------------------
Климатичес-| Принятые обозначения районов в таблице коэффициентов
кие и сей- |
смические |-------------------------------------------------------
районы | I | II | III | IV | V | VI | VII
по СНиП | | | | | | |
------------|------|------|-------|-------|-------|--------|--------
Ветровой | | | | | | |
район по | | | | | | |
СНиП | | | | | | |
2-01-01-82 | III | I | III | III | | I |
------------|------|------|-------|-------|-------|--------|--------
Снеговой | | | | | | |
район по | | | | | | |
СНиП | | | | | | |
2-01-01-82 | IV | III | II | I | | III |
------------|------|------|-------|-------|-------|--------|--------
Расчетная | | | | | | |
температура| | | | | | |
наружного | | | | | | |
воздуха |-40 С |-30 С |-30 С | -20 С | | -30 С |
------------|- ----|----------------------|-------|--------|--------
Сейсмич- | | | | |
ность | | | | |
района на | | | | |
по СНиП | | | | |
II-7-18 | | до 6 баллов | 7 | 8 |9 балл.
-------------------------------------------------------------------
Приложение 3
Удельные капильные вложения
на 1 кВт нагрузки потребителя
элетроэнергии в строительство
линий электропередачи (ЛЭП) и
подстанций (ПС) - транспорт мощностей
у
по питающим электрическим сетям энергосистемы, Ктр
-------------------------------------------------------------------
Наименование экономических | Значения
районов | у
| Ктр, тенге/кВт
----------------------------------------|--------------------------
1. Северо-Казахстанский (I-регион) | 260
|
2. Южно-Казахстанкий (II-регион) | 220
|
3. Западно-Казахстанский (III-регион) | 240
-------------------------------------------------------------------
Примечания: 1. Удельные капитальные вложения в строительство
линий электропередачи (ЛЭП) и подстанций (ПС)
приведены с учетом территориальных коэффициентов
на СМР для трех регионов Республики Казахстан.
2. Значения удельных капитальных вложений в
строительство линий электропередачи (ЛЭП) и
подстанций (ПС) соответствует уровню цен 1991 г.
Приложение 4
Показатели строительства прогрессивных КЭС
----------------------------------------------------------------------
Наименование КЭС|Мощно|Вид |Стоимость |Удельные |Удельные
|сть, |топли-|строительства|затраты на |затраты в
|МВТ |ва |К, млн.тенге |строительство,|природо-
| | | |тенге/кВт |охранные
| | |-------------|--------------|мероприятия
| | |Всего,|в т.ч.|Всего,|в т.ч. | у
| | | К |СМР, | у |СМР,у |Кпр,
| | | |Ксмр |Кэ | Ксмр|тенге/кВт
----------------------------------------------------------------------
1. Экибастузская|4000 Уголь 2688 1013 448 237 224
ГРЭС-2 (I регио)|
2. Южно-Казах- |3240 Уголь 3549 2040 914 630 181
стан ГРЭС |
(II регион) |
3. Актюбинская |954 Газ, 513 281 442 295 96
ЭС (III регион) | мазут
----------------------------------------------------------------------
Примечание: 1. Значения удельных затрат прогрессивных КЭС
получены в результате обработки проектносметной
документации Экибазтузской ГРЭС-2 и
сметно-финансовых расчетов технико-экономических
обоснований (ТЭО) строительства
Южно-Казахстанской ГРЭС и Актюбинской ЭС, которые
могут быть уточнены на последующих стадиях
проектирования и реализации строительства.
2. В состав затрат строительно-монтажных работ
(СМР) входят и затраты на реализацию
природоохранных мероприятий.
3. Значения удельных затрат на строительство
соответствуют уровню цен 1991 г.
(1 тенге = 1,04 доллара США)
Приложение 5
Территориальные коэффициенты на строительство
тепловых сетей к базовой стоимости, К1тс
----------------------------------------------------------------
Наименование областей | Территориальные коэффициенты
| для тепловых сетей
----------------------------------------------------------------
1. Акмолинская | 1,07
2. Актюбинская | 1,02
3. Алматинская | 1,05
4. Атырауская | 1,13
5. Восточно-Казахстанская | 1,08
6. Жамбылская | 1,02
7. Жезказганская | 1,13
8. Западно-Казахстанская | 1,01
9. Карагандинская | 1,10
10. Кокшетауская | 1,06
11. Костанайская | 1,11
12. Кзыл-Ординская | 1,05
13. Мангистауская | 1,00
14. Павлодарская | 1,07
15. Северо-Казахстанская | 1,13
16. Семипалатинская | 1,00
17. Талдыкорганская | 1,07
18. Торгайская | 1,12
19. Южно-Казахстанская | 1,08
------------------------------------------------------------------
Приложение 6
Коэффициенты на плотность тепловой нагрузки
к базовой стоимости тепловых сетей, К2тс
--------------------------------------------------------------------
Наименование | Расчетная тепловая нагрузка района, Гкал/ч
|----------------------------------------------
| 25 | 50 | 100 | 200 | 300 | 400 | 500 |600
--------------------------------------------------------------------
1. 2-3 этажная заст- |
ройка при плотности |
0,32 Гкал/чхга |1,36 1,33 1,32 1,31
2. 5 этажная зас- |
тройка при плотности |
0,71 Гкал/чхга |0,59 0,64 0,70 0,70 0,70 0,74 0,78 0,78
/квартальная |
планировка/ |
--------------------------------------------------------------------
Приложение 7
Коэффициенты на суммарный уровень подключенной
тепловой нагрузки к базовой стоимости тепловых сетей, К3тс
--------------------------------------------------------------------
Наименование | Расчетная тепловая нагрузка района, Гкал/ч
|----------------------------------------------
| 25 | 50 | 100 | 200 | 300 | 400 | 500 | 600
--------------------------------------------------------------------
1. 5 этажная зас-
тройка при плотности
0,50 Гкал/чхга 0,78 0,82 0,87 0,94 0,99 1,00 1,01 1,02
/микрорайонная
планировка/
--------------------------------------------------------------------
Приложение 8
Коэффициенты на климатические условия -
расчетную температуру наружного воздуха - к
базовой стоимости тепловых сетей, К4тс
--------------------------------------------------------------------
Наименование | Коэффициенты на расчетную | температуру
--------------------------------------------------------------------
Расчетная температура наружного |
воздуха для проектирования |
систем отопления, t нро, С |
--------------------------------------------------------------------
1. минус 5 С 1,00
2. минус 10 С 1,00
3. минус 15 С 1,00
4. минус 25 С 1,00
5. минус 26 С 1,01
6. минус 27 С 1,02
7. минус 28 С 1,03
8. минус 29 С 1,04
9. минус 30 С 1,05
10. минус 31 С 1,06
11. минус 32 С 1,07
12. минус 33 С 1,08
13. минус 34 С 1,09
14. минус 35 С 1,10
15. минус 36 С 1,11
16. минус 37 С 1,12
17. минус 38 С 1,13
18. минус 39 С 1,14
19. минус 40 С 1,15
---------------------------------------------------------------------
Приложениие 9
Коэффициент, учитывающие затраты на выполнение
требований СНиП по надежности к базовой
стоимости тепловых сетей, К5тс
--------------------------------------------------------------------
Наименование | Тепловая нагрузка, Q
| Гкал/ч
--------------------------------------------------------------------
Расчетная температура наружного | 200 | 300 | 400
воздуха для проектирования | | |
систем отопления, t нро, С | | |
--------------------------------------------------------------------
1. минус 5 С 1,00 1,00 1,00
2. минус 10 С 1,00 1,00 1,00
3. минус 15 С 1,00 1,00 1,00
4. минус 20 С 1,00 1,07 1,08
5. минус 25 С 1,00 1,07 1,08
6. минус 26 С 1,00 1,07 1,08
7. минус 27 С 1,00 1,07 1,08
8. минус 28 С 1,00 1,07 1,08
9. минус 29 С 1,00 1,07 1,08
10. минус 30 С 1,07 1,08 1,09
11. минус 31 С 1,07 1,08 1,09
12. минус 31 С 1,07 1,08 1,09
13. минус 33 С 1,07 1,08 1,09
14. минус 34 С 1,07 1,08 1,09
15. минус 35 С 1,07 1,08 1,09
16. минус 36 С 1,07 1,08 1,09
17. минус 37 С 1,07 1,08 1,09
18. минус 38 С 1,07 1,08 1,09
19. минус 39 С 1,07 1,08 1,09
20. минус 40 С 1,07 1,08 1,09
---------------------------------------------------------------------
Приложение 10
Коэффициенты, учитывающие экологическую напряженность
района расположения конкретного источника тепла
энергоснабжающей организации, К3ти
---------------------------------------------------------------------
Наименование областей, городов, | Значение К3ти
населенных пунктов |
---------------------------------------------------------------------
1 | 2
---------------------------------------------------------------------
1.Акмолинская область
1.1. г. Акмола 1,10
2. Актюбинская область
2.1. г. Актюбинск 1,10
3. Алматинская область
3.1. г. Алматы 1,30
3.2. г. Капчагай 1,03
4. Атырауская область
4.1. г. Атырау 1,13
4.2. г. Индер 1,10
5. Восточно-Казахстанская область
5.1. г. Усть-Каменогорск 1,25
5.2. г. Лениногорск 1,13
5.3. г. Зыряновск 1,10
6. Жамбылская область
6.1. г. Тараз 1,15
6.2. г. Каратау 1,13
7. Жезказганская область
7.1. г. Жезказган 1,20
7.2. г. Никольск 1,13
7.3. г. Балхаш 1,20
8. Западно-Казахстанская область
8.1. г. Уральск 1,05
8.2. г. Аксай 1,10
9. Карагандинская область
9.1. г. Караганда 1,25
9.2. г. Темиртау 1,20
9.3. г. Сарань 1,10
9.4. г. Топар 1,10
10. Кокшетауская область
10.1. г. Кокшетау 1,10
10.2. г. Щучинск 1,20
10.3. г. Бурабай 1,20
11. Костанайская область
11.1. г. Костанай 1,10
11.2. г. Рудный 1,10
12. Кзыл-Ординская область
12.1. г. Кзыл-Орда 1,20
12.2. г. Байконур 1,20
12.3. г. Казалинск 1,10
12.4. г. Аральск 1,20
13. Мангистауская область
13.1. г. Актау 1,10
14. Павлодарская область
14.1. г. Павлодар 1,15
12.2. г. Экибастуз 1,15
12.3. г. Аксу 1,10
15. Северо-Казахстанская область
15.1. г. Петропавловск 1,10
16. Семипалатинск
16.1. г. Семипалатинск 1,25
17. Талдыкорганская область
17.1. г. Талдыкорган 1,07
17.2. г. Текели 1,07
18. Торгайская область
18.1. г. Аркалык 1,05
19. Южно-Казахстанская область
19.1. г. Шымкент 1,15
19.2. г. Кентау 1,15
19.3. г. Туркестан 1,10
20. Другие населенные пункты республики 1,00
