БП ПС Тушино

Филиал « Московские высоковольтные сети » ПАО «МОЭСК»
БИЗНЕС-ПЛАН
инвестиционного проекта
«Реконструкция ОРУ-110 кВ ПС 110/10/6 Тушино»
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 .............................................................................................................8
5.
План-график реализации инвестиционного проекта .................................................................9
6.
Маркетинговая информация ......................................................................................................10
7.
Источники финансирования проекта ........................................................................................11
8.
Показатели операционной деятельности ..................................................................................11
9.
Показатели экономической эффективности инвестиционного проекта ................................12
10.
Выводы .....................................................................................................................................13
2
1.
Общая информация о проекте
Описание инвестиционного проекта
Подстанция № 111 «Тушино» была построена в 1937 году по адресу: г. Москва,
Цветочный пр., д. 3 и предназначена в основном для электроснабжения производственных и
бытовых потребителей районов «Южное Тушино» и «Покровское-Стрешнево» г. Москвы.
Сооружение КРУЭ-110 кВ вместо ОРУ-110 кВ в требуется для повышения надежности
работы ПС «Тушино» и для включения ПС «Герцево».
Цели реализации ИП
На ПС необходимо выполнить следующие основные работы:
КРУЭ 110 кВ выполнить по схеме «две секционные рабочие системы шин» с двумя
секционными выключателями и двумя шиносоединительными выключателями, рассчитанное
на присоединение 9-ти линий 110 кВ (7 ячеек – для существующих линий, 2 ячейки –
резервные), 3 ячейки для подключения существующих 3-х трансформаторов и две резервные
трансформаторные ячейки. Существующие трансформаторы 110/10/6 кВ подключить к КРУЭ110 кВ кабельными перемычками 110 кВ. Выполнить шумоглушение трансформаторов Т-1, Т2 разместив их в закрытых камерах.
- В здании КРУЭ-110 кВ разместить новый щит управления подстанции, предусмотрев
комнаты для дежурного персонала.
- В здании КРУЭ-110 кВ разместить насосную пожаротушения. Выполнить автоматическое
пожаротушение всех трансформаторов.
- Осуществить перевод присоединений ОРУ-10 кВ в КРУЭ-110 кВ. После перевода всех
присоединений из ОРУ-110 кВ в КРУЭ-110 кВ выполнить демонтаж ОРУ-110 кВ.
- Для захода линий 110 кВ на ПС №111 либо вне её территории выполнить переходные
пункты.
- Выполнить установку дополнительного четвертого трансформатора мощностью 80 МВА
напряжением 110/10/6 кВ, оснащенный устройством РПН (тип определить проектом).
- Устанавливаемый Т-4 мощностью 80 МВА напряжением 110/10/б кВ присоединить к КРУЭ
110 кВ, а также к секциям РУ-6,10 кВ.
Установленные трансформаторы Т-1 мощностью 63 МВА напряжением 110/10/б кВ, Т-2
мощностью 63 МВА напряжением 110/10/6 кВ, Т-3 мощностью 80 МВА напряжением
110/10/6 кВ присоединить к секциям РУ-6, 10 кВ.
Состояние ПС
Загрузка трансформаторов в аварийном режиме: Т-1 – 59%; Т-2 -58%; Т-3 – 91%;
Индекс технического состояния ПС: 77,1
Основание для включения ИП
Объект включен в ИПР по соглашениям: нет
Объект тех. присоединения: нет
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: №5 (Стадия завершения работ по объекту (за исключением
объектов по технологическому присоединению). Данный критерий охватывает все объекты
вне зависимости от приоритета, который был присвоен критерию объекта при включении
объекта в инвестиционную программу)
3
2.
Сведение об
Обществе
Сведения об объекте
инвестиций
Юридический статус объекта инвестиций
 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).
ПС №111 «Тушино» была построена в 1937 году по адресу:
расположена по адресу: г. Москва, Цветочный пр., д. 3
4
3.
Основные технические решения
Этапы реализации проекта
 Проектно-изыскательские работы – 2012-2013 гг.
 Строительно-монтажные работы по разработанной и утвержденной проектной
документации – 2014 – 2018 гг.
 Пуско-наладочные работы – 2018 г.
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, закрытое,
комплексная трансформаторная подстанция,
КРУЭ, закрытое РУ
комплектное распределительное устройство с
элегазовой изоляцией (КРУЭ) и т.д.)
две секционированные рабочие
Тип схемы каждого распределительного устройства
системы шин
Количество ячеек по каждому распределительному
КРУЭ 110 кВ - 16 яч.
устройству
Количество и мощность силовых трансформаторов и
2х63 МВА 110/10/6 кВ + 2х80 МВА
автотрансформаторов
110/10/6 кВ
Средства компенсации реактивной
мощности в соответствии с
Тип, количество и мощность средств компенсации
согласованным с филиалом ОАО
реактивной мощности
«СО ЕЭС» - Московское РДУ
расчетом режимов проектом не
предусматриваются
Система собственных нужд
ТСН - 3 шт.
1.Применить для защиты от
перенапряжений взрывобезопасные
ОПН с полимерной (силиконовой)
изоляцией. ОПН на напряжение 110
кВ должны иметь максимальный
взрывобезопасный ток короткого
замыкания не ниже 65 кА, на
напряжение 10, 6 кВ - не ниже 20 кА.
2.При выполнении заходов в
КРУЭ кабелем оснастить концевые
Изоляция и защита от перенапряжений
муфты
кабеля
110
кВ
с
полиэтиленовой изоляцией (вводы в
КРУЭ)
системой
диагностики
частичных разрядов в кабельных
муфтах.
При выполнении заходов в
КРУЭ воздушной линией применить
линейные вводы с твердой изоляцией
и
полимерной
(силиконовой)
покрышкой производства завода
5
«Мосизолятор».
3.Оснастить концевые муфты
кабеля 110 кВ с полиэтиленовой
изоляцией
перемычек
между
силовыми трансформаторами и КРУЭ
системой диагностики частичных
разрядов в кабельных муфтах.
4.Применить
в
качестве
опорно-стержневых изоляторов (при
наличии их в схеме) полимерные
изоляторы 110 кВ типа ИОСПК.
5.Выполнить
предпусковую
диагностику (с учетом требований
электромагнитной
совместимости)
КРУЭ-110 кВ ПС «Тушино».
Основные решения по релейной защите и автоматике
Выполнить
реконструкцию
релейной защиты и автоматики в
соответствии с утвержденным
Регламентом
подготовки,
согласования и утверждения ТТ,
ТУ, ТЗ,ЗП и ПСД на сооружение,
техническое перевооружение и
реконструкцию объектов ОАО
«МОЭСК»
- «Рекомендациями
по
модернизации, реконструкции и
замене
длительно
эксплуатирующихся
устройств
релейной
защиты
и
электроавтоматики энергосистем»
(РД 153-34.0-35.648-01);
- Распоряжением
ОАО
«МОЭСК» № 203р от 20.03.2014
года «Об утверждении альбома
типовых функциональных схем
взаимодействия
устройств
релейной защиты и автоматики»;
- Распоряжением
ОАО
«МОЭСК» № 385р от 09.06.2014
года «Об утверждении требований
к оформлению схем размещения
защит».
Противоаварийная автоматика
ААРТ, АОПО отсутствует
Характеристики устанавливаемого оборудования
Основное электротехническое оборудование (в т.ч.
автотрансформаторы, трансформаторы, аппараты
средств компенсации реактивной мощности,
выключатели, разъединители, ограничители
Определяется проектом
перенапряжения, трансформаторы тока,
(1 доп.тр-тор 80 МВА 110/10/6 кВ)
трансформаторы напряжения и т.д.), с однозначным
указанием места его установки в схеме и требований к
мониторингу и диагностике
6
Реализация проекта осуществляется в
границах существующей территории
подстанции
Отвод земли
Охрана окружающей среды
В соответствии с ФЗ РФ «Об охране окружающей среды» в редакции федерального
закона от 14.03.2009г. №32-ФЗ и другими действующими нормативными документами
предусмотреть мероприятия, исключающие вредное воздействие подстанции на окружающую
среду.
Разработать раздел "Охрана окружающей среды» в соответствии с действующими
нормативными документами.
В соответствии с Федеральным законом РФ от 23.11.1995 N 174-ФЗ "Об экологической
экспертизе" и другими действующими нормативными документами провести оценку
воздействия на окружающую среду.
В соответствии с Федеральным законом от 10.01.2002 N 7-ФЗ "Об охране окружающей
среды" и другими действующими нормативными документами предусмотреть мероприятия,
исключающие вредное воздействие электросетевых объектов (подстанций, ЛЭП) на
окружающую среду и здоровье населения на период проведения строительных работ и
последующей эксплуатации.
В соответствии с действующими нормативными документами разработать разделы
проектной документации:
- Перечень мероприятий по охране окружающей среды (для ПС) и Мероприятия по
охране окружающей среды (для линейных объектов)
- Проект организации санитарно защитной зоны (для ПС)
- Технологический регламент процесса обращения с отходами строительства и сноса
(при необходимости);
- Дендрологическая часть проекта (при необходимости).
При проектировании должны учитываться нормативы допустимой антропогенной
нагрузки на окружающую среду, предусматриваться мероприятия по предупреждению и
устранению загрязнения окружающей среды, а также способы использования,
обезвреживания, размещения отходов производства и потребления, применяться
ресурсосберегающие, малоотходные, безотходные и иные наилучшие доступные технологии,
способствующие охране окружающей среды, восстановлению природной среды,
рациональному использованию и воспроизводству природных ресурсов, охране здоровья
населения. При проведении строительных работ необходимо учесть мероприятия по
восстановлению природной среды, рекультивации земель, благоустройству территорий.
Проектирование проводится на основании действующего законодательства и методикам
определения выбросов/сбросов загрязняющих веществ, объемов образования отходов,
уровней физических воздействий, рекомендованным контролирующими органами.
Мероприятия по охране окружающей среды должны быть отражены в других разделах
проектной документации в части их касающейся.
7
4.
Инвестиционные затраты
Инвестиционные затраты по проекту с учетом применения методики снижения на 30%
составляют 956 162,2 тыс. руб. без НДС и 1 128 271,0 тыс. руб. с НДС.
Таблица 2. Структура инвестиционных затрат
Наименование статьи затрат
Ед. измерения
Реконструкция ОРУ-110 кВ ПС 110/10/6 Тушино
Итого
тыс. руб. без НДС
992 964, 68
тыс. руб. без НДС
Проектно-изыскательские работы
82 792,68
тыс. руб. без НДС
Строительно-монтажные работы
371 633, 33
тыс. руб. без НДС
Оборудование
446 834, 11
тыс. руб. без НДС
Прочие
91 705,19
Таблица 3. Инвестиционные затраты на период строительства
№
Наименование
статьи затрат
Ед.
изм.
2011-2015
2016
2017
2018
2019
1.
Инвестиционные
затраты
млн.
руб.,
без
НДС
477,34
272,58
123,98
141,75
26,71
2.
Справочно:
стоимость
оборудования,
изготовленного с
использованием
инновационных
технологий
млн.
руб.
без
НДС
п/
п
Определяется проектом
8
5.
План-график реализации инвестиционного проекта
Таблица 4. График ввода-вывода электросетевых объектов
Наименование
показателя
Ввод новой мощности
Вывод старой мощности
Прирост (+)/снижение (-)
мощности
Наименование
показателя
Ввод новой мощности
Вывод старой мощности
Прирост (+)/снижение (-)
мощности
Ед.изм.
2016
2017
2018
МВА
МВА
+80
0
МВА
+80
Ед.изм.
2016
2017
2018
2019
2019
Км
Км
Км
Таблица 5. План-график реализации инвестиционного проекта
Наименование
работ
Начало реализации
проекта
Проектноизыскательские
работы
Закупка
оборудования
Поставка
оборудования
Строительные
работы
Монтажные работы
2011-2015
2016
2017
Пуско-наладочные
работы
Ввод в эксплуатацию
9
2018
2019
6.
Маркетинговая информация
Зона реализации проекта:
Реконструкция ПС 110/10/6 кВ "Тушино" выполняется для обеспечения надежности
электроснабжения производственных и бытовых потребителей районов Южное Тушино,
Покровское-Стрешнево г. Москвы.
№п/п
1.
2.
3.
Таблица 6. Перспективный баланс электрической мощности в зоне реализации
реконструкции ПС 110/10/6 кВ "Тушино"
Виды продукции
Ед.изм. 2015
2016
2017
2018 2019 2020 2021
Установленная
мощность
Планируемый
дополнительный объем
реализации
Цена реализации
МВА
426
кВт*ч
321,366
тыс.руб. 1,78
/Мвт
434
847,794
1,90
10
443
452
461
470
480
544,750
415,645
463,958
693,237
107,101
2,09
2,19
2,26
2,33
1,99
Источники финансирования проекта
7.
Финансирование инвестиционного проекта и возврат привлеченных средств,
в
соответствии с инвестиционной программой.
Реализация проекта планируется в 2012-2018 гг.
Источник финансирования проекта- RAB
Общие затраты по реконструкции ПС 110/10/6 кВ "Тушино" (сметная стоимость с методикой)
–1 128 271,0 тыс. руб. с НДС.
Финансирование
инвестиционного проекта,
млн.руб. с НДС
8.
2012-2015
2016
2017
2018
2019
563,26
269,89
117,93
147,80
29,39
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
(определяется в соответствии с Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов
11
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
5.3.
5. Экономическая эффективность инвестиционного проекта
Чистая приведенная стоимость
(NPV)
тыс.руб.
760 598
Внутренняя норма доходности
(IRR)
%
16,9%
Модифицированная внутренняя
норма доходности (MIRR)
%
15%
5.4.
5.5.
5.6.
Дисконтированный период
окупаемости
Индекс доходности
Простой период окупаемости
5.1.
5.2.
15,88
лет
1,74
лет
Детальная информация о расчетах представлена в Приложении.
12
9,98
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
Изменение тарифов на услуги по передаче электрической энергии
Отклонения факторов от запланированных
Ед. изм.
показателей
Достаточность средств, полученных расчетами
%
методом RAB, для финансирования всех затрат
по инвестиционному проекту
тыс.руб.
NPV, чистая приведенная стоимость
%
IRR, внутренняя норма доходности
лет
Дисконтированный срок окупаемости
Индекс доходности
11.
-10%
-5%
0
5%
10%
100%
100%
100%
100%
100%
641 470
733 463
760 598
917 207
1 008 907
16,2%
16,7%
16,9%
17,7%
18,1%
16,70
16,05
15,88
14,97
14,51
1,62
1,71
1,74
1,89
1,98
Выводы
Реализация проекта реконструкции ПС №213 «Тушино» направлена в первую очередь
на повышение надежности электроснабжения, улучшение качества поставляемой
электроэнергии и получение социального эффекта.
Отказ от реализации данного проекта приведет к ограничению потребления
электроэнергии и мощности, что, в свою очередь, неблагоприятно отразится на всех группах
потребителей.
Приложения
1. Финансовая модель реализации проекта (Альт-Инвест).
13