БП Черкизово

Филиал « Московские высоковольтные сети » ПАО «МОЭСК»
БИЗНЕС-ПЛАН
инвестиционного проекта
«Реконструкция ПС-110 кВ Черкизово»
Директор филиала
А.В. Чегодаев
Согласовано:
Директор Департамента организации реконструкции
и технического развития ПАО «МОЭСК»
Г.С.Сиденко
Согласовано:
Директор Департамента перспективного
развития сети ПАО «МОЭСК»
Ю.А.Любимов
Оглавление
1.
Общая информация о проекте......................................................................................................3
2.
Юридический статус объекта инвестиций..................................................................................4
3.
Основные технические решения ..................................................................................................5
4.
Инвестиционные затраты .............................................................................................................6
5.
План-график реализации инвестиционного проекта .................................................................6
6.
Маркетинговая информация ........................................................................................................7
7.
Источники финансирования проекта ..........................................................................................8
8.
Показатели операционной деятельности ....................................................................................8
9.
Показатели экономической эффективности инвестиционного проекта ..................................9
10.
Анализ рисков и чувствительности проекта ...........................................................................9
11.
Выводы .....................................................................................................................................10
2
1.
Общая информация о проекте
Описание инвестиционного проекта
Необходимость реконструкции ПС Черкизово вызвана перегрузкой и высокой степенью
износа трансформаторов, что в свою очередь, не соответствует современным требованиям по
надежности, безопасности и ремонтопригодности.
Наименование основного
оборудования
Год выпуска
оборудования
8хМКП-110М ЩПЭ-33
1961г
Трансформаторы:
4хТДНГУ-40500/110
1965г;
1952г;
1960г;
1964г.
Износ
Примечание
Срок
службы
15-20 лет
Срок
службы
25 лет
В соответствии с
классификатором
основных средств,
включаемых в
амортизационные
группы (утв. ПП
РФ от 1 января
2002г №1)
Планируемые работы:
IП/к Шумоглушение выполнен в 2010г.
II-
Пусковой комплекс
1 этап – Строительство здания КРУЭ 110кВ и насосной по схеме «2 рабочие системы
шин» рассчитанного на присоединение 4-х линий, 4-х трансформаторов и
шинносоединительного выключателя 110 кВ., ЩПТ, А/Б, ЩСН, подключение систем РЗАП,
АСУ,ТП, ТМ перевод ОРУ в КРУЭ, строительство сетей , водопровода и канализации, ВОЛС
организация каналов связи ПС «Черкизово»- Измаилово»-ПС «Восточная» и ПС «Черкизово»ПС «Лефортово»- ПС «Электрозаводская»- ПС «Елоховская», ЦУС ОАО «МОЭСК» - РДП
ПС, ТСН-3 и резервное электроснабжение.
2 этап - Демонтаж старого ОРУ110кВ, строительство здания ЗТП и замена 4-х
трансформаторов 40,5 МВА 110/10/6 кВ на 2х63 МВА напряжением 110/10кВ и 2х25 МВА
напряжением 110/6 кВ с установкой в ЗТП совмещённого с ЗРУ 10кВ(2 секции на 16
линейных 2х кабельных ячеек), монтаж систем РЗА и ПА, АСУ ТП, АИИС КУЭ, ТМ,
строительство очистных сооружений, переключение на новые трансформаторы.
Цели реализации ИП
Основными задачами, которые необходимо решить в результате реализации данного
инвестиционного проекта, являются:
- повышение надёжности электроснабжения потребителей Восточного округа г. Москвы;
- передача требуемых мощностей в городские электрические сети для удовлетворения
нарастающего спроса потребителей на электроэнергию
- повышение безопасности и снижение трудоемкость эксплуатации подстанции;
--повышение уровня, качества и доступности электроснабжения потребителей;
- предупреждение несчастных случаев, связанных с эксплуатацией старого
оборудования.
Состояние ПС
Загрузка трансформаторов в аварийном режиме: Т-1 – 43%; Т-2 -173%; Т-3 – 81%; Т-4 –
129%.
Индекс технического состояния ПС: 58,16
Основание для включения ИП
Объект включен в ИПР по соглашениям: нет
Объект тех. присоединения: нет
3
Наличие объекта в целевых программах: Программа развития электроэнергетики города
Москвы на 2014-2019 гг., утвержденная распоряжением Департамента топливноэнергетического хозяйства города Москвы от 29.04.2014 №.01-01-14-13/14.
Критерий включения в ИПР: №2 (Повышение надежности функционирования
распределительного электросетевого комплекса для обеспечения бесперебойного
энергоснабжения объектов (за искл. объектов по технологическому присоединению) (в т.ч.
повышение качества оказываемых услуг))
2.
Юридический статус объекта инвестиций
Сведение об
Обществе
 Публичное акционерное общество «Московская объединенная
электросетевая компания» (ПАО «МОЭСК»);
 юридический адрес: 115114 г. Москва, 2-й Павелецкий проезд, д.3
стр. 2;
 Генеральный директор Петр Алексеевич Синютин
(тел. 8 (495) 980-12-80).
Сведения об объекте
инвестиций
ПС «Черкизово» была построена в 1938 году по адресу: г. Москва,
Гольяновский пр-т, стр. 2
4
3.
Основные технические решения
Этапы реализации проекта
 Проектно-изыскательские работы – 2008-2010 гг.
 Строительно-монтажные работы по разработанной и утвержденной проектной
документации –2010-2018 гг.
 Пуско-наладочные работы –2018-2019 гг.
Технологические решения
Таблица 1. Технические характеристики в части ПС
Наименование показателя
Заданные характеристики
Характеристики ПС (ячеек ПС)
Номинальные напряжения
110 кВ; 10 кВ; 6 кВ
Конструктивное исполнение подстанции и
распределительных устройств (открытое,
ОРУ-110 кВ – КРУЭ-110 кВ
закрытое, комплексная трансформаторная
Необходимость и объем реконструкции
подстанция, комплектное распределительное
ЗРУ-6 кВ и
устройство с элегазовой изоляцией (КРУЭ) и
ЗРУ-10 кВ определить проектом.
т.д.)
Тип схемы каждого распределительного
КРУЭ-110 кВ – две рабочие системы шин
устройства
Количество линий, подключаемых к подстанции,
КРУЭ-110 кВ – ЛЭП-110 кВ
по каждому распределительному устройству
Количество ячеек по каждому
КРУЭ-110 кВ – 9 ячеек
распределительному устройству
Количество и мощность силовых
2х63 МВА 110/10кВ + 2х25 МВА 110/6кВ
трансформаторов и автотрансформаторов
Средства компенсации реактивной
мощности в соответствии с согласованным
Тип, количество и мощность средств
с филиалом ПАО «СО ЕЭС» - Московское
компенсации реактивной мощности
РДУ расчетом режимов проектом не
предусматриваются
На каждой ЛЭП 110 кВ предусмотрена
автоматика повторного включения (АПВ).
На каждом силовом трансформаторе
предусмотрено устройство автоматики
регулирования напряжения под нагрузкой
Противоаварийная автоматика
(АРНТ).
Предусмотрена автоматика частотной
разгрузки
(ЧАПВ),
также
комплект
автоматики
ограничения
снижения
напряжения (АОСН).
Характеристики устанавливаемого оборудования
Трансформатор силовой 110/10 кВ 2х63
Основное электротехническое оборудование с
МВА;
однозначным указанием места его установки в
Трансформатор силовой 110/6 кВ 2х25
схеме и требований к мониторингу и диагностике
МВА
Реализация проекта осуществляется в
Отвод земли
границах существующей территории
подстанции
5
Инвестиционные затраты
4.
Инвестиционные затраты по проекту с учетом применения методики снижения на 30%
составляют 1 453 753,84 тыс. руб. без НДС и 1 715 429,54 тыс. руб. с НДС.
Таблица 2. Структура инвестиционных затрат
Наименование статьи затрат
Ед. измерения
Итого
Реконструкция ПС-110 кВ "Черкизово"
тыс. руб. без НДС
1 453 753,84
Проектно-изыскательские работы
тыс. руб. без НДС
60 650,15
Строительно-монтажные работы
тыс. руб. без НДС
350 886,91
Оборудование
тыс. руб. без НДС
915 902,71
Прочие
тыс. руб. без НДС
126 314,07
Таблица 3. Инвестиционные затраты на период строительства
№ Наименование
Ед. изм.
п/п статьи затрат
млн.
Инвестиционные
1.
руб. без
затраты
НДС
Справочно:
стоимость
оборудования,
млн.
2. изготовленного с руб. без
использованием
НДС
инновационных
технологий
5.
20092015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
551,18
70,00
141,32
236,75
454,51
-
-
Определяется проектом
План-график реализации инвестиционного проекта
Таблица 4. График ввода-вывода электросетевых объектов
Наименование показателя
Ввод новой мощности
Вывод старой мощности
Прирост (+)/снижение (-)
мощности
Ед.изм.
МВА
МВА
2016
0
0
2017
0
0
2018
0
0
МВА
0
0
0
Наименование показателя
Ввод новой мощности
Вывод старой мощности
Прирост (+)/снижение (-)
мощности
Ед.изм.
Км
Км
2016
0
0
2017
0
0
2018
0
0
км
0
0
0
6
2019
+210
-162
+48
2020
0
0
0
2019
0
0
0
2020
0
0
0
Таблица 5. План-график реализации инвестиционного проекта
20082017
2018
2019
2015
2016
2014
Наименование работ
Начало реализации проекта
Проектно-изыскательские работы
Закупка оборудования
Поставка оборудования
Строительные работы
Монтажные работы
Пуско-наладочные работы
Ввод в эксплуатацию
6.
Маркетинговая информация
Зона реализации проекта:
Реконструкция ПС 110/10/6 кВ "Черкизово" выполняется для обеспечения электроснабжения
производственных и бытовых потребителей районов «Соколиная Гора», «Преображенский»
г. Москвы.
Таблица 7. Перспективный баланс электрической мощности в зоне реализации
реконструкции ПС-110 кВ "Черкизово"
№п/п
1.
2.
3.
Виды продукции
Установленная мощность
Планируемый
дополнительный объем
реализации
Цена реализации
Ед.изм.
МВА
2015 2016 2017
162 162 162
МВт*ч
тыс.руб.
/Мвт
1,78
7
1,90
1,99
2018
210
2019
210
2020
210
2021
210
35986
41983
47981
53978
2,09
2,19
2,26
2,33
Источники финансирования проекта
7.
Финансирование инвестиционного проекта и возврат привлеченных средств,
в
соответствии с утвержденной инвестиционной программой.
Реализация проекта планируется в 2008-2019 гг.
Источник финансирования проекта- RAB
Общие затраты по Реконструкция ПС-110 кВ Черкизово (сметная стоимость) – 1 715 429,54
тыс. руб. с НДС
Финансирование
инвестиционного проекта,
млн.руб. с НДС
8.
2009-2015
2016
2017
2018
2019
2020
651,23
128,62
119,90
223,49
464,93
127,26
Показатели операционной деятельности
Общие принципы осуществления расчетов.
1)
Полезный отпуск (прирост) электрической энергии потребителям в зоне реализации
проекта определяется следующим образом:
1.1. Годовой дополнительный полезный отпуск при полной загрузке введенных мощностей
(прирост в случае реконструкции) рассчитывается:
Pгод = Nмва х 0,85 х 0,5 х 1,05 х 5600, где
Nмва - вводимая трансформаторная мощность или прирост мощности при реконструкции ПС
(МВА),
- 0,85 – коэффициент перевода мощности в МВт,
- 0,5х1,05 – режим n-1 с допустимой перегрузкой 5%,
- 5600 – среднее число часов использования в год (ЧЧИ).
1.2. График загрузки вновь или дополнительно введенной трансформаторной мощности в
первый и последующие годы после ввода в эксплуатацию определяется экспертным путем
начиная с года ввода трансформаторной мощности по проекту исходя из имеющейся
информации о перспективах застройки района и среднестатистических данных по набору
мощности в различных регионах.
При этом, в случае ввода трансформаторной мощности частями (этапами) прирост полезного
отпуска определяется начиная с года ввода мощности по первому этапу.
2)
Выручка по передаче электроэнергии рассчитывается исходя из планируемого
полезного отпуска с ПС (прироста в случае реконструкции) и среднего одноставочного тарифа
на передачу электроэнергии. Средний одноставочный тариф на первые пять лет периода
проведения расчетов финансовой модели определяется на основании действующих на момент
проведения расчетов тарифов на услуги по передаче электроэнергии отдельно по Москве и
Московской области и прогнозов по полезному отпуску по уровням напряжения (данные
Бизнес-плана Общества, утвержденного на Совете директоров Общества). На последующие
периоды средний одноставочный тариф на передачу электроэнергии индексируется на
прогнозные уровни инфляции (ИПЦ).
3)
Себестоимость передачи электроэнергии определяется в первый год ввода в
эксплуатацию трансформаторной мощности по инвестиционному проекту. Расчет
осуществляется укрупнено по двум составляющим: амортизация и прочие расходы.
Амортизация рассчитывается исходя из стоимости вводимых основных фондов и их срока
полезного использования. Прочие расходы в себестоимости (оплата труда с отчислениями,
техническое обслуживание и ремонт, иные расходы, учитываемые в себестоимости)
рассчитываются как произведение вводимого в основные фонды количества условных единиц
8
(определяется в соответствии с Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов
и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утв.
Приказом ФСТ России от 6 августа 2004 г. N 20-э/2) на средние затраты на обслуживание 1-й
условной единицы (определяется по фактическим затратам прошлого периода). В
последующем, размер рассчитанных годовых затрат на эксплуатацию введенной мощности
индексируется на прогнозные уровни инфляции.
4)
При расчете будущих поступлений и расходов (выручка, себестоимость) используется
уровень инфляции (ИПЦ) в соответствии с Прогнозом индексов-дефляторов и инфляции до
2030 г. (в %, за год к предыдущему году), опубликованном на сайте Минэкономразвития
России в период проведения расчетов. На 2031 год и далее уровень инфляции приравнивается
к показателю 2030 года.
5)
Ставка дисконтирования, применяемая в расчетах дисконтированного денежного
потока определяется в соответствии со Сценарными условиями формирования
инвестиционных программ, утвержденными Советом директоров Общества (на текущий
период – 12%).
Данные по полезному отпуску, выручке, затратам и прогнозный отчет о прибылях и убытках
представлены в приложении (расчет в программе Альт-Инвест).
9.
Показатели экономической эффективности инвестиционного проекта
5. Экономическая эффективность инвестиционного проекта
5.1.
Чистая приведенная стоимость (NPV)
тыс.руб.
5.2.
Внутренняя норма доходности (IRR)
%
5.3.
Модифицированная внутренняя норма
доходности (MIRR)
%
5.4.
Дисконтированный период
окупаемости
лет
5.5.
Индекс доходности
-516 764
7,4%
10%
нет
0,59
Детальная информация о расчетах представлена в Приложении.
10.
Анализ рисков и
чувствительности
проекта
Анализ рисков и чувствительности проекта
При оценке чувствительности инвестиционного проекта класса «Новое
строительство и расширение действующих электросетевых объектов» в
качестве фактора, отражающего изменение внешних условий реализации
и способного оказать наиболее существенное влияние на эффективность
проекта, использовано изменение тарифов на услуги по передаче
электрической энергии
9
Изменение тарифов на услуги по передаче электрической энергии
Отклонения факторов от запланированных
Ед. изм. -10%
-5%
0
5%
10%
показателей
Достаточность средств, полученных расчетами
%
100%
100%
100%
100%
100%
методом RAB, для финансирования всех затрат
по инвестиционному проекту
тыс.руб. -601 391 -558 957 -516 764 -474 590 -432 708
NPV, чистая приведенная стоимость
%
IRR, внутренняя норма доходности
7,4%
6,5%
7,0%
7,8%
8,2%
лет
Дисконтированный срок окупаемости
Нет
Нет
Нет
Нет
Нет
Индекс доходности
0,59
0,53
0,56
0,62
0,65
11.
Выводы
Реализация проекта направлена, в первую очередь, на повышение надежности
электроснабжения, улучшение качества поставляемой электроэнергии и получение
социального эффекта.
Приложения
1. Финансовая модель реализации проекта (Альт-Инвест).
10