Принципы проектирования электрических станций и подстанций

Проектирование электрических станций, подстанций, электрических сетей и систем заключается в составлении описаний еще не существующих объектов, предназначенных для производства, передачи и распределения электроэнергии. Эти описания в графической и текстовой форме составляют содержание проекта, т. е. совокупности документов, необходимых для создания нового энергетического оборудования и установок.

Проектирование электроэнергетических систем и их установок содержит три основных этапа:

1. рассмотрение перспектив развития на 15—20 лет вперед-

2. перспективное проектирование на период до 10 лет;

3. уточнение проектов на период до 5 лет.

На первом этапе являются технико-экономические доклады (ТЭД) о развитии энергетики регионов и страны в целом. Определяются суммарная мощность нагрузки потребителей, мощности теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), конденсационных, гидравлических, атомных и гидроаккумулирующих электростанций (КЭС, ГЭС, АЭС и ГАЭС), их размещение, состав энергоблоков, необходимый резерв[24]..

На втором этапе разрабатываются схемы энергообъединении, определяются состав станций в каждой энергосистеме и пропускные способности межсистемных и внутрисистемных линии.

На третьем этапе уточняются и корректируются схемы развития энергетического хозяйства страны и районов, а также ведется конкретное проектирование намеченных на втором этапе и утвержденных на третьем этапе объектов: станций подстанций, линий электропередачи и сетей. На этом же этапе проверяется техническая выполнимость плановых решений, определяются необходимые капиталовложения или проверяется достаточность намеченных капиталовложений.

Электрические станции и подстанции проектируются как составляющие единой энергетической системы (ЕЭС), объединенной энергосистемы (ОЭС) или районной электроэнергетической системы (ЭЭС).

Основные цели проектирования электрических станций, подстанций, сетей и энергосистем следующие:

1. производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления;

2. надежная работа установок и энергосистем в целом;

3. заданное качество электроэнергии;

4. сокращение капитальных затрат на сооружение установок;

5. снижение ежегодных издержек и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.

Первая цель определяется техническим заданием на электроснабжение потребителей определенного народнохозяйственного комплекса или административно-экономического района. Вторая и третья — существующими техническими нормативами. Четвертая и пятая выступают в качестве экономического критерия оптимальности. Оптимальность решения при проектировании означает, что заданный производственный эффект (располагаемая мощность, отпускаемая энергия, уровень надежности и качества) получается при минимальных возможных затратах материальных и трудовых ресурсов.

Алгоритм решения задачи проектирования любой технической системы состоит из ряда проектных процедур и операций.

Техническая система, такая, как электрическая станция или подстанция, имеет, как правило, иерархическую структуру, состоящую из элементов, фрагментов и подсистем. Элемент — это такая часть системы, выбор параметров которого осуществляют посредством простейшей операции. Например, элементами электрической станции являются электрические машины, аппараты, проводники и др.

Совокупность функционально связанных элементов называется фрагментом. Выбор фрагмента осуществляется проектной процедурой, состоящей из ряда операций. Фрагмент характеризуется не только параметрами и числом элементов, но и структурой связей элементов. Фрагментом электрической станции или подстанции является, например, распределительное устройство.

Подсистемой является обособленная часть системы, состоящая из множества фрагментов и имеющая ограниченное число связей с другими подсистемами. Подсистемами в электрической станции можно считать электроустановки собственных нужд, устройства автоматики и управления. Проектирование подсистемы достоит из ряда процедур, каждая из которых дает проектное решение отдельного фрагмента в виде проектного документа.

Совокупность проектных решений фрагментов позволяет установить возможное множество решений для подсистемы и выбрать из них оптимальное по какому-либо критерию. Комплект выбранных решений для всех подсистемы дает одно из решений для всего объекта и составляет содержание проекта.

Варьируя критерии выбора оптимальных решений для подсистем и фрагментов, можно сформировать множество возможных вариантов для всей системы. Однако формирование множества и выбор оптимального решения для такой системы, как электрическая станция, возможно только с помощью системы автоматического проектирования. В настоящее время число рассматриваемых вариантов для фрагментов и подсистем ограничивается номенклатурой выпускаемого оборудования и рекомендуемых типовых решений.

Процесс проектирования электрических станций проходит четыре стадии, а именно составление схемы развития отрасли, проекта, рабочего проекта и рабочей документации.

Задача создания проекта электрической станции или подстанции как элементов ЗЭС или ОЭС может ставиться и при перспективном и при конкретном проектировании. Проектирование электрических станций ведется в специализированных проектных организациях. Две последние стадии могут быть совмещены, если применяются типовые решения.

Задание на проектирование электрической станции содержится в схеме развития энергосистемы и включает в себя описание типа, местоположения, назначения станции, ее исходных параметров, топлива и источников водоснабжения, режимов работы станции, места в графике нагрузки энергосистемы и местных потребителей, схемы присоединения станции к системе и схемы самой энергосистемы. В задании указываются также плановые сроки проектирования и сооружения и очередность ввода.

Задание на проектирование подстанции энергосистемы и потребительских подстанций включает в себя аналогичную информацию и создается на основе проекта развития энергосистемы, который выполняется институтом «Энергосетьпроект» Задание на проектирование составляет заказчик проекта (министерство, ведомство, промышленное предприятие и др.) на основании схемы развития энергосистемы и технико-экономического обоснования целесообразности планируемого строительства. Задание согласовывается с проектной организацией и генеральным подрядчиком.

Проект представляет собой совокупность документов содержащих основные проектные решения станции или подстанции. В состав проекта входят паспорт, технико-экономическое обоснование, смета, документы на технологическую, электрическую - гидротехническую и строительную части.

Рабочий проект и рабочая документация состоят из пояснительной записки с расчетами и рабочих чертежей, по которым производятся строительно-монтажные работы. В рабочем проекте осуществляет корректировку решений в соответствии с замечаниями, полученными при утверждении проекта, уточняют параметры элементов по текущим условиям комплектования оборудования и изготовления на предприятиях.

В пояснительной записке указываются важнейшие технико-экономические показатели проектируемой станции (подстанции): общий объем капиталовложений и удельные (на 1 кВт установленной мощности) капиталовложения, удельный (на единицу отпущенной электрической или тепловой энергии) расход условного топлива, годовая выработка энергии, расход энергии на собственные нужды, удельная численность персонала (штатный коэффициент), себестоимость отпущенной энергии, объем важнейших видов строительно-монтажных работ, площадь отчуждаемой территории, сборность строительных конструкций, сроки строительства и ввода очередей, оценка природоохранных свойств объектов станции.

Электроэнергетические установки, электрические станции, станции, линии электропередачи, электрические сети, системы электроснабжения являются подсистемами ЭЭС, ОЭС, ЕЭС. Последние представляют собой большие системы искусственного типа, обладающие целым рядом характерных признаков, таких, как

- целенаправленность выполнения функций при изменении условий;

- организация взаимодействия множеств элементов и подсистем, включая человека, для достижения поставленных целей;

- множественность изменяющихся параметров, определяющих функционирование и его результаты;

- управление функционированием и развитием в условиях неоднозначно известного поведения системы и ее окружения;

- непрерывное развитие во времени целей, возможностей и организации управления;

- наличие многих критериев для оценки удачности решений управлению развитием и функционированием.

Большие системы требуют для своего изучения и проектирования особого, системного, подхода, который является одной из форм диалектического подхода к рассмотрению сложных явлений. Системный подход подразумевает комплексное, многостороннее, рассмотрение объекта при его исследовании и проектировании с учетом множественности его свойств и неопределенности имеющейся информации. Системный подход является средством преодоления метафизического мышления (в форме догматических, релятивистских и эклектических решений), а также логических ошибок и эмоциональных пристрастий проектировщика. Системный подход концентрирует внимание инженера и исследователя на существенных свойствах больших систем – множественности и неопределенности.

Множественность – это свойство предмета мысли быть представленным совокупностью(множеством) предметов, составляющих объем понятия. У больших систем существуют счетные множества целей, функций, элементов, параметров, условий, факторов, свойств, состояний, событий, результатов, вариантов, связей, этапов развития и др[42]..

Неопределенность – это свойство множества предметов мысли, заключающееся в невозможности однозначного определения его существенных признаков. Причина неопределенности – непрерывность процесса развития и познания предмета мысли(системы и ее окружения) во времени. Образно говоря, сегодняшние знания относятся ко вчерашнему дню, завтрашние условия будут отличаться от сегодняшних и вчерашних.

Вышеперечисленные счетные множества, характеризующие большие системы, в зависимости от времени рассмотрения объекта могут быть неопределенными по составу(перечню), по важности(значимости) своих компонентов и по вероятности реализации этих компонентов в будущем.

Несчетные множества параметров конструкций, режимов, условий, показателей и факторов могут быть неопределенными по значению, по возможному диапазону и по распределению вероятностей значений.

Для формализованного описания конкретных больших систем энергетики и их установок требуется раскрытие неопределенности указанных множеств в различных формах: в виде преечисления компонентов, упорядочения(сравнения, ранжировка, взвешивание) предметов и свойств, систематизации(распознавание признаков, составление иерархии отношений), измерений, экспертной оценки и расчета. В зависимости от конкретных условий при проектировании электроэнергетических установок для раскрытия неопределенности используются:

1. анализ ретроспективной информации;

2. постановка активных и пассивных экспериментов;

3. дедуктивные и индуктивные рассуждения на основе достоверных исходных посылок;

4. математическое и физическое моделирование процессов;

5. экспертные и эвристические методы типа метода Делфи и метода мозгового штурма.

Вследствие невозможности абсолютного полного и достоверного раскрытия неопределенности при известной заблаговременности проектирования ЭЭС, ОЭС и ЕЭС предъявляется ряд требований к формальным оценочным и оптимизационным моделям, используемым при решении проектных задач (в операциях и процедурах). В моделях должна учитываться воспроизводимость объектов рассматриваемого класса на практике, т.е. массовость или уникальность. Модели должны быть убедительными для инженеров в отношении учитываемых факторов и принятых допущений.

Точность оценочной модели задается необходимостью уверенно различать технические характеристики при сравнении вариантов технических решений и определяется возможностями экспериментальных и вычислительных методов и точностью исходных данных. В качестве меры точности в оценочных моделях выступают максимальные и среднеквадратические погрешности, верхние и нижние доверительные границы, максимальные и минимальные оценки значений величин по уравнениям регрессии, оптимистические и пессимистические экспертные оценки.

От уровня точности моделей зависят вероятности ошибок при принятии технических решений: ошибка первого рода с вероятностью α браковки верного решения (риск поставщика); ошибка второго рода с вероятностью β принятия неверного решения (риск потребителя). Чем меньше эти вероятности, тем больше достоверность результатов решения. От точности, убедительности и достоверности зависит степень уверенности в правильности принимаемых решений. Оптимизационные модели в условиях неопределенности исходной информации должны учитывать необходимость корректировки решений при возможных изменениях расчетных условий. Следовательно, гибким вариантам должно отдаваться предпочтение, а выбранное оптимальное решение необходимо проверять на устойчивость при изменении исходных данных. Оптимизационные модели должны быть приспособлены к смене критериев эффективности решений при возникновении зоны неопределенности (неразличимости вариантов), давать возможность поиска и синтеза новых эффективных решений на основе многокритериального подхода.

Решение практических задач проектирования связано также с неопределенностью требований к техническим показателям установок. Требования и их значимость неодинаковы в разных задачах на разных этапах и, следовательно, не могут быть всегда однозначно определены всеми лицами, ответственными за решения.

Системный подход к решению задач проектирования опирается на достижения современной математики и вычислительной техники. При этом используются модели технической кибернетики, теории вероятностей, математической статистики, теории информации, теории исследования операций, теории больших систем, теории экспертных оценок, факторного эксперимента, теории распознавания образов и теории надежности.

Системный подход позволяет учитывать случайность событий, неопределенность исходной информации, неоднозначность результатов и рекомендаций, диффузность связей между входными и выходными характеристиками объектов, множественность вариантов решений и действий подсистем.

Решение оценочных и оптимизационных задач при выполнении операций и процедур алгоритма проектирования электроэнергетических установок с выдачей результата в форме проектного документа требует высокой скорости при минимуме трудозатрат. Это требование диктуется высокими темпами развития энергетики и сжатыми сроками выполнения проектных работ. С другой стороны, от качества выполнения проектов станций зависит эффективность функционирования ЭЭС, ОЭС и ЕЭС, а следовательно, всего народного хозяйства.

Повышению качества и скорости проектирования способствует создание специализированных проектных организаций, ведение поисковых научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ в НИИ и вузах. При этом проектирование и исследования ведутся комплексно на основе системного подхода. Крупная электростанция рассматривается как сложная система, и все ее подсистемы проектирует одна организация, начиная работу с предварительных изысканий и заказа специальных исследований, кончая ее выдачей технической документации и курированием строительства и монтажа.

Системный характер носит и разработка топливно-энергетических и водохозяйственных комплексов, где наряду с энергетическими объектами ТЭС, АЭС, и ГЭС рассматриваются вопросы, связанные с использованием природных ресурсов и охраной окружающей среды[38]..

Повышение качества проектов обеспечивается, с одной стороны, учетом опыта строительства и эксплуатации, с другой стороны, непрерывным потоком новых технических решений. Ускорение проектирования обусловливается применением типовых, проверенных проектных решений, использованием готовых алгоритмов и программ, совершенствованием нормативных документов и созданием систем автоматизированного и автоматического проектирования.

Организационно опыт, накопленный при проектировании, строительстве, монтаже и эксплуатации станций и подстанций,' учитывается с помощью различных мероприятий, основные из которых:

ежегодные совещания главных специалистов проектных институтов с работниками служб эксплуатации;

всесоюзные научно-технические совещания и конференции работников предприятий Минэнерго и научных учреждений, посвященные отдельным вопросам проектирования и строительства, а также эксплуатации станций и ЭЭС;

тематическое и комплексное обследование объектов, построенных по проектам данного института;

участие энергетиков РФ в международных съездах и организациях;

курирование объекта представителями проектной организации от этапа изысканий до ввода в эксплуатацию.

Опыт проектирования, строительства, монтажа и эксплуатации обобщается также в форме нормативных документов и материалов, в научно-технической литературе, в периодической печати и ведомственных информационных материалах. Существуют группы нормативных материалов — правил, норм, руководящих указаний, стандартов, например: Правила устройства электроустановок (ПУЭ), Правила технической эксплуатации (ПТЭ) электрических станций и сетей, правила техники безопасности (ПТБ) при эксплуатации электроустановок электростанций и подстанций и др.;

Нормы технологического проектирования (НТП) тепловых электрических станций и тепловых сетей, НТП гидростанций, НТП атомных электростанций, НТП понижающих подстанций с высшим напряжением 35—750 кВ и др.;

руководящие указания по расчету токов короткого замыкания, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания, руководящие указания и нормативы по проектированию развития энергосистем, руководящие указания релейной защите, методические указания по определению устойчивости энергосистемы и др.;

государственные стандарты (ГОСТ) на оборудование, устройства, термины и определения, условные обозначения и др.

Ускорение и удешевление проектирования и повышение качества проектов достигаются с помощью типового проектирования, т. е. применения типовых решений фрагментов проекта. Так, распределительные устройства (РУ) различных электростанций и щиты управления могут быть составлены из типовых ячеек. При проектировании систем электроснабжения собственных нужд (СН) можно использовать типовые схемы питания отдельных групп потребителей.

Наличие однородных элементов и фрагментов, а также сходных или одинаковых проектных решений является предпосылкой. К типовому проектированию. Для этого необходима унификация элементов и повторяющихся в проектах фрагментов. Разработаны типовые проекты распределительных устройств, Щитов управления, ГРЭС с блоками 150, 200, 300, 500 МВт; унифицированные проекты АЭС с блоками 440, 1000 и 1500 МВт.

Типовой проект разрабатывают для некоторых усредненных годных условий при широкой номенклатуре элементов и узлов, что позволяет на его основе достаточно быстро составлять проект конкретной станции или подстанции. Однако недостатки и ошибки, допущенные в типовом проекте, могут принести большой ущерб как при многократном его использовании, так и при недостаточной способности типовых решений к адаптации в некоторых условиях.

Сроки строительства, как и проектирования, резко сокращаются при использовании изделий и устройств заводского изготовления. Качество готового объекта при этом значительно улучшается вследствие индустриализации строительно-монтажных работ.

При строительстве электростанций используют, а следовательно, включают в проект:

комплектные распределительные устройства (КРУ) высокого напряжения, распределительные щиты и сборки напряжением до 1000 В, токопроводы, панели управления, защиты и автоматики;

унифицированные строительные и архитектурные детали (фундаментные блоки, колонны, стеновые и кровельные панели); строительно-технологические секции для серийных ТЭЦ повышенной заводской готовности, комплектные трансформаторные подстанции, комплектные дизель-электрические станции и др.

Поиск новых технических решений и их обоснование при проектировании новых энергетических объектов является непременным условием высокого качества работы проектировщиков. Своевременная замена морально устаревших элементов, схем и фрагментов новыми изделиями промышленности, новыми решениями, использование результатов научно-технической революции определяют технический прогресс в современной энергетике.

Поиск новых, перспективных технических решений должен основываться не столько на инженерной интуиции проектировщика, сколько на знании прошлой и текущей патентной и технической литературы, на правильно организованной патентно-технической службе информации. Эвристический подход отдельных талантливых изобретателей и рационализаторов должен сочетаться с организацией коллективного экспертного поиска возможных решений по отдельным фрагментам, подсистемам и самому объекту в целом в рамках работы научно-технического совета проектной организации.

Поиск новых, эффективных методов решения инженерных задач при оценке технических показателей, оптимизации и выборе параметров объектов требует широкого внедрения научных методов теории исследования операций, системного подхода и математического моделирования.

Конечная цель использования достижений науки и техники и новых методов проектирования — экономия ресурсов: ресурсов живого и овеществленного труда, природы и времени — на всех этапах и стадиях энергетического производства[31].

2. Анализ инвестиционной программы ОАО «МРСК Урала»

2.1 Характеристика ОАО «МРСК Урала»

В рамках реформирования российской энергетической системы 28 февраля 2005 года решением единственного учредителя (Распоряжение ОАО РАО "ЕЭС России" от 24 февраля 2005 года) было создано открытое акционерное общество "Межрегиональная распределительная сетевая компания Урала и Волги" и зарегистрировано в городе Екатеринбурге. 14 августа 2007 года компания переименована в ОАО "МРСК Урала".

Процесс реформирования электросетевого комплекса региона был завершен в апреле 2008 года, и с 01 мая 2008 года ОАО «МРСК Урала» функционирует как единая операционная компания, осуществляющая управление распределительными сетевыми комплексами (РСК) на территории 4 регионов:

· Свердловская область

· Челябинская область

· Пермский край

· Курганская область

С 2007 года состав ОАО «МРСК Урала» входят три филиала — «Свердловэнерго», «Челябэнерго» и «Пермэнерго», а также два дочерних зависимых предприятия — ОАО «Курганэнерго» и ОАО «Екатеринбургская электросетевая компания» (ЕЭСК).

По состоянию на 01 января 2009 года общая протяженность сетей ОАО «МРСК Урала» составляет около 150 тыс. км. Общее количество обслуживаемых электроподстанций — более 36 тыс. Общество является большим, в организации работают около 11.8 тыс. человек (3 кв. 2010 г.).

Высшим органом управления Общества является Общее собрание акционеров. Общее руководство деятельностью Общества за исключением решения вопросов, отнесенных Федеральным законом "Об акционерных обществах" и Уставом Общества к компетенции Общего собрания акционеров осуществляет Совет директоров Общества. Коллегиальным исполнительным органом Общества является Правление. Единоличным исполнительным органом Общества является Генеральный директор.

Структура органов управления показана на рисунке 1.

Рисунок 1 – Органы управления ОАО «МРСК Урала»

Целью деятельности организации является получение прибыли.

Основными видами деятельности ОАО «МРСК Урала» являются услуги по передаче и распределению электрической энергии, а также по технологическому присоединению потребителей к электрическим сетям.

Передача электрической энергии – одна из основных услуг ОАО "МРСК Урала", которая осуществляется в рамках заключенных с клиентами договоров.

Недискриминационный доступ к услугам по передаче электрической энергии предусматривает обеспечение равных условий предоставления указанных услуг их потребителям независимо от организационно-правовой формы и правовых отношений с лицом, оказывающим эти услуги.

Потребителями услуг по передаче электрической энергии являются лица, владеющие на праве собственности или на ином законном основании энергопринимающими устройствами и (или) объектами электроэнергетики, технологически присоединенные в установленном порядке к электрической сети (в том числе опосредованно) субъекты оптового рынка электрической энергии, осуществляющие экспорт (импорт) электрической энергии, а также энергосбытовые организации и гарантирующие поставщики в интересах обслуживаемых ими потребителей электрической энергии.

Услуги по передаче электрической энергии предоставляются сетевой организацией на основании договора о возмездном оказании услуг по передаче электрической энергии.В соответствии с п.18 «Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг» лицо, которое намерено заключить договор (далее - заявитель), направляет в сетевую организацию:

а) заявление о заключении договора, которое должно содержать следующие сведения, подтверждаемые приложенными к нему документами:

- реквизиты потребителя услуг по передаче электрической энергии или потребителя электрической энергии, в интересах которого заключается договор;

- объемы и предполагаемый режим передачи электрической энергии с разбивкой по месяцам;

- объем присоединенной максимальной мощности и характер нагрузки энергопринимающих устройств (энергетических установок), присоединенных к сети, с ее распределением по каждой точке присоединения и с приложением акта разграничения балансовой принадлежности электросетей и эксплуатационной ответственности сторон;

- однолинейная схема электрической сети потребителя услуг (потребителя электрической энергии, в интересах которого заключается договор);

- срок начала оказания услуг по передаче электрической энергии;

б) копию договора об оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению - в случае заключения договора с организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью;

в) проект договора - по желанию заявителя.

"МРСК Урала" является основным поставщиком по оказанию услуг технологического присоединения к электросетям на территории Свердловской, Челябинской и Курганской областях, Пермского края.

Технологические присоединения к электросетям – это присоединения энергопринимающих устройств, впервые вводимых в эксплуатацию либо реконструированных в случае увеличения присоединенной мощности либо изменении категории надежности электроснабжения, точек присоединения или схемы внешнего электроснабжения.

Технологическое присоединения ОАО «МРСК Урала» за февраль представлено на таблице 1.

Таблица 1 – Технологическое присоединение (подключение) заявителей к ОАО "МРСК Урала" за февраль 2013 года

Наименование филиала	Количество поданных заявок	Заключено договоров	Выполнено договоров	Аннулировано заявок на ТП
шт	МВт	шт	МВт	шт	МВт	шт	МВт
Пермэнерго		24,1		9,26		139,5		0,69
Свердловэнерго		177,8		10,41		5,273		0,42
Челябэнерго		83,04		42,16		5,94		5,56
ЕЭСК		28,47		2,01		2,82		1,19
ИТОГО		313,41		63,83		153,53		7,85

Технологическое присоединения ОАО «МРСК» Урала за январь 2013 года представлено на таблице 2.

Таблица 2 – Технологическое присоединение (подключение) заявителей к ОАО "МРСК Урала" за январь 2013 года.

Наименование филиала	Количество поданных заявок	Заключено договоров	Выполнено договоров	Аннулировано заявок на ТП
шт	МВт	шт	МВт	шт	МВт	шт	МВт
Пермэнерго		11,68		4,27		133,71		0,48
Свердловэнерго		137,2		2,71		1,88		0,04
Челябэнерго		20,32		6,42		1,89		4,09
ЕЭСК		14,93		0,61		1,27		0,04
ИТОГО		184,13		14,01		138,75		4,64

Открытое акционерное общество "ОАО МРСК Урала" имеет хорошую нормативно-правовую базу, представленную как в электронном виде, так и в печатном виде.

2.1.1. Основные показатели деятельности ОАО «МРСК Урала»

Технико-экономические показатели ОАО «МРСК Урала» представлены в таблице 3

Таблица 3 – Технико-экономические показатели ОАО «МРСК Урала»

Финансовые показатели, тыс. руб.			Относительное изменение	Абсолютное изменение
Выручка от реализации, в т.ч.	54 571 746	49 783 796	109,62%	4 787 950
от передачи электроэнергии	52 866 144	47 763 291	110,68%	5 102 853
от технологического присоединения	1 327 617	1 685 727	78,76%	-358 110
Себестоимость	50 063 731	44 842 725	111,64%	5 221 006
Затраты на рубль выручки, руб/руб	91,74%	90,07%	101,85%	1,67%
Прибыль от продаж	4 508 016	4 941 072	91,24%	-433 056
EBITDA*	5 920 814	5 124 407	115,54%	796 407
Рентабельность EBITDA, %	10,80%	10,30%	104,85%	0,5%
Прибыль до налогообложения	3 039 816	2 390 587	127,16%	649 229
Чистая прибыль	2 548 050	1 684 773	151,24%	863 277
Чистая рентабельность, %	4,70%	3,40%	138,24%	1,3%
Краткосрочные кредиты и займы			0,00%	0,00
Долгосрочные кредиты и займы	6 030 928	5 537 633	108,91%	493 295
в т.ч. облигации			0,00%	-219
Долг / собственный капитал, %	19%	19%	100,00%	0,00
Собственный капитал / активы, %	66%	67%	98,51%	-0,01

По итогам 2011 года выручка ОАО «МРСК» составила 54 млрд 571 млн 746 тыс. руб. (+9,62 % к уровню 2010 года). Основную долю выручки составляет выручка от передачи электроэнергии.

Себестоимость ОАО «МРСК» составила 2 млрд 967,2 млн руб. (+7,2 % к уровню 2010 года).

Показатели рентабельности повысились на от уровня 2010 года в результате опережения темпа роста прибыли над темпом роста выручки предприятия.

Прибыль от продаж снизилась на 8,76%, зато прибыль до налогообложения и чистая прибыль увеличились на 24,16% и 51,24%.

Затраты на рубль выручки увеличились на 1,85 %, это негативная тенденция.

По итогам 2011 года отношение задолженности к собственному капиталу не изменилось.

Таким образом, исходя из предварительного обзора баланса ОАО «МРСК» за 2010-2011 год, можно сделать вывод о том, что состояние предприятия благоприятное[41].

2.1.2 Итоги деятельности ОАО «МРСК Урала» за 2011 год.

В 2011 году в Обществе начала работать программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности на 2011–2015 гг., а также был утвержден план мероприятий по реализации обязательного энергетического обследования объектов производственно-хозяйственных нужд и объектов электросетевого хозяйства в 2011-2012 гг. В рамках федеральной программы «Считай, экономь и плати» ОАО «МРСК Урала» начала реализацию пилотного проекта построения интеллектуальной системы учета электроэнергии на основании технологии «Smart Metering» в Перми. Проект направлен на выработку единого типового решения по интеллектуальному учету для тиражирования в других регионах России. Его реализация подтверждает лидирующие позиции предприятий ОАО «Холдинг МРСК» в государственно важных вопросах внедрения энергосберегающих технологий и инновационных решений, решения задачи повышения энергоэффективности экономики страны в целом и стимулирования энергоэффективного потребления электроэнергии у населения.

Слаженная и эффективная работа представителей акционеров и менеджмента компании позволила успешно преодолеть влияние негативных факторов, наиболее значимые из которых — сдерживание роста тарифа и переход крупных потребителей на прямые договоры с ОАО «ФСК ЕЭС», и закончить год со значительным ростом чистой прибыли. По итогам 2011 года чистая прибыль Общества составила 2 548 050 тыс. руб., что на 863 млн. руб. больше уровня прошлого года.

Выручка от реализации услуг выросла на 10% к прошлому году и достигла 54 572 млн. руб. При этом опережающими темпами росла себестоимость. Ее увеличение на 12% обусловлено в основном ростом системных затрат — затрат на покупку потерь, услуги ОАО «ФСК ЕЭС», услуги ТСО — и ростом других неподконтрольных затрат. Прибыль до налогообложения составила 3 040 млн. руб., что на 649 млн. руб. больше чем в 2010 году. Это объясняется получением дополнительного дохода от участия в других организациях, восстановлением ранее созданного резерва под условные факты хозяйственной деятельности и по сомнительным долгам и уменьшением процентов к уплате в результате снижения кредитного портфеля.

ОАО «МРСК Урала» демонстрирует положительную динамику капитальных вложений. Объем инвестиций в 2011 году вырос по отношению к прошлому году на 1 850 млн. руб. и составил рекордные для предприятия 6 412 млн. руб.

Данное увеличение обусловлено необходимостью реализации стратегии ОАО «Холдинг МРСК» и Общества по модернизации распределительного электросетевого комплекса с целью повышения надежности, обеспечения бесперебойного электроснабжения, повышения качества передачи электроэнергии за счет замены изношенного оборудования.

В последующие годы, начиная с 2013 г., прогнозируется дальнейший рост объема капиталовложений. Он связан с увеличением источника инвестиций, в том числе в рамках перехода на RAB регулирование. Объем инвестиций в 2012 году прогнозируется на уровне 2011 года в связи с ограничением роста тарифов и в соответствии с тарифными решениями, уже утвержденными органами исполнительной власти.

В 2011 году ОАО «МРСК Урала» продолжило успешную работу по интеграции электросетевого пространства в регионах присутствия и смогло в очередной раз увеличить свою долю на коммунальном электроэнергетическом рынке. Так, за 2011 год было заключено 5 новых договоров аренды электросетевого имущества с муниципальными образованиями и различными ведомствами. Наиболее крупный из них – договор аренды электросетевого хозяйства г. Красноуральска в Свердловской области объемом 2 222 у.е. Всего на территории ОАО «МРСК Урала» заключено 30 договоров аренды с объемом обслуживания более 34,8 тыс. у.е., приобретено в собственность в течение 2011 года электросетевых объектов суммарным объемом более 3,5 тыс. у.е. В 2010 году к сетям ОАО «МРСК Урала» присоединились более 16,5 тыс. новых потребителей, что почти в полтора раза больше, чем в прошлом году. При этом значительно выросла и суммарная присоединенная мощность. Она составила 477 МВт против 273,7 МВт в предыдущем периоде.

Плановые объемы ремонтов, определенные ремонтной программой 2011 года, выполнены на 100% и составили по итогам года 1 296 671 тыс. руб. Особое внимание в 2011 году было уделено расширению просек ВЛ 35-220 кВ до проектной ширины.

Большое значение в Обществе традиционно придается мероприятиям по охране труда, повышению квалификации персонала, сотрудничеству с общественными организациями и профильными учебными заведениями. Общество целенаправленно работает над формированием максимально благоприятной для развития бизнеса коммуникационной среды в русле единых подходов к реализации репутационной политики ОАО «Холдинг МРСК» и ДЗО.

В «МРСК Урала» организована системная работа со средствами массовой информации с целью формирования положительной деловой репутации, увеличения информационного влияния и паблицитного капитала Общества, продвижения его интересов во внешней среде. В 2011 году новое развитие получили партнерские отношения с организациями представляющими интересы бизнеса, такими как общероссийскими общественными организациями «Опора России» и «Деловая Россия», всероссийским комитетом «Электропрофсоюз», Российским союзом промышленников и предпринимателей. Общество сохраняет статус ведущего электросетевого предприятия в регионах, ведет активную работу с органами власти, что позволяет получать поддержку своих инициатив со стороны руководителей регионов. Повышению деловой репутации социально ответственного предприятия способствовало участие Общества в организованных ОАО «Холдинг МРСК» массовых мероприятиях, направленных на решение важных репутационных задач сохранения преемственности поколений энергетиков, воспитания патриотизма, развития рационализаторства изобретательства среди молодых специалистов предприятия.

Подводя итог, нужно отметить, что возникшие по ходу 2011 года существенные изменения на рынке электроэнергетики оказали значительное негативное влияние на формирование выручки компании. Пересмотр в середине года тарифов и уход крупных потребителей на прямые договоры с ОАО «ФСК ЕЭС» поставили перед Советом директоров и менеджментом компании сложные управленческие задачи. Однако, принятые меры по снижению издержек, своевременная корректировка собственных планов, повышение эффективности управления предприятия принесли впечатляющий результат. В сложных условиях компания не только смогла избежать экономического спада, но и закончила год с ростом по всем ключевым показателям. Этот факт позволяет с уверенностью констатировать, что выбранные направления развития Общества и установленные приоритеты оказались верными.

Принятые решения и проделанная работа заложили основу для успеха и в следующем году, который обещает быть одним из самых сложных в новейшей истории работы электросетевых хозяйств Урала. Совет директоров и менеджмент компании нацелены сохранить в этих условиях высокую инвестиционную активность, результативное управление Обществом и статус социально ответственного и клиентоориентированного предприятия. [41].

2.1.3. Профиль компании «МРСК Урала»

ОАО «МРСК Урала» — электросетевая компания, осуществляющая транспорт электроэнергии по электрическим сетям напряжением 0,4–220 кВ и технологическое подключение потребителей к сетям на территории Свердловской и Челябинской областей, а также Пермского края. Свою основную деятельность компания осуществляет в условиях естественной монополии, регулируемой государством в части установления тарифов на оказание услуг по передаче электроэнергии и услуг по технологическому присоединению потребителей.

ОАО «МРСК Урала» занимает доминирующее положение на рынке услуг по передаче электрической энергии в регионах присутствия. Данный рынок постоянно расширяется за счет роста потребления энергии и присоединения новых абонентов. Всего на территории действия ОАО «МРСК Урала» насчитывается 289 территориальных сетевых организаций (включая промышленные предприятия, оказываю щие услуги по передаче электроэнергии для субабонентов), из которых около 30 крупных. По состоянию на 31.12.2011 года доля компании на рынке коммунальной энергетики по величине полезного отпуска электроэнергии до конечного потребителя составляет 65%. По количеству условных единиц ОАО «МРСК Урала» занимает 55% рынка.

По количеству условных единиц доля рынка по передаче электроэнергии до конечного потребителя в регионах присутствия по филиалу «Пермэнерго» — 65%, по филиалу «Свердловэнерго» — 45%, по филиалу «Челябэнерго» — 62%. Доля полезного отпуска электроэнергии до конечного потребителя в регионах присутствия по филиалу «Пермэнерго» — 71%, «Свердловэнерго» — 64%, «Челябэнерго» – 64%.

По состоянию на 01.01.2012 года суммарная протяженность воздушных линий электропередачи, находящихся в зоне ответственности филиалов ОАО «МРСК Урала», по трассе составляет 115 012 км. Суммарная протяженность воздушных лини электропередач представлена в таблице 4.

Таблица 4 – Протяженность воздушных линий электропередачи ОАО «МРСК Урала»

Филиал	Класс напряжения	Итого
ВЛ 35 кВ и выше	ВЛ 0,4-20 кВ
Пермэнерго	8 322	33 967	42 289
Свердловэнерго	9 937	26 166	36 103
Челябэнерго	8 091	28 529	36 620
МРСК Урала	26 350	88 662	115 012

Общая протяженность кабельных линий электропередачи по состоянию на 01.01.2012 года составляет 5 175 км. Общая протяженность кабельных линий электропередач показаны в таблице 5.

Таблица 5 – Протяженность кабельных линий электропередачи ОАО «МРСК Урала»

Филиал	Класс напряжения	Итого
КЛ 35 кВ и выше	КЛ 0,4-20 кВ
Пермэнерго		2 376	2 473
Свердловэнерго
Челябэнерго		2 071	2 084
МРСК Урала		5 063	5 175

По состоянию на 01.01.2012 года количество ПС, находящихся в зоне ответственности филиалов ОАО «МРСК Урала», составляет 1 029 шт., установленная мощность силовых трансформаторов ПС составляет 21 116 МВА. Подстанции, находящиеся в зоне ответственности ОАО «МРСК Урала» представлены в таблице 6.

Таблица 6 – Подстанции мощностью 35 кВ, 110-220 кВ ОАО «МРСК Урала»

	ПС 35 кВ	ПС 110-220 кВ	Итого ПС
Филиал	Кол-во, шт.	Мощность, МВА	Кол-во, шт.	Мощность, МВА	Кол-во, шт.	Мощность, МВА
Пермэнерго				5 901		7 599
Свердловэнерго				6 513		7 236
Челябэнерго				5 271		6 282
МРСК Урала		3 432		17 685		21 116

Суммарное количество трансформаторных подстанций 6-20/0,4 кВ, находящихся в зоне ответственности филиалов ОАО «МРСК Урала», на 01.01.2012 года составляет 28 275 шт. с установленной мощностью 7 822 МВА. [41]. Трансформаторные подстанции ОАО «МРСК Урала» представлены в таблице 7.

Таблица 7 – Трансформаторные подстанции мощностью 6-20/0,4 кВ ОАО «МРСК Урала»

Филиал	ТП 6-20/0,4 кВ	Итого ТП
Мачтовые ТП, шт.	Комплектные ТП, шт.	Закрытые ТП, шт.	Кол-во, шт.	Мощность, МВА
Пермэнерго		9 537			3 083
Свердловэнерго		5 103		7 845	2 061
Челябэнерго		5 391		9 115	2 678
МРСК Урала	3 751	20 031	4 493	28 275	7 822

2.1.4. Приоритетные направления ОАО «МРСК Урала»

ОАО «МРСК Урала» является одной из крупнейших компаний энергетической отрасли на территории Уральского региона, осуществляющей организацию функционирования распределительного электросетевого комплекса на территории Свердловской, Челябинской области и Пермского края.

В соответствии с задачами реформирования электроэнергетики и со своим Уставом целями деятельности Компании являются:

· реализация государственной политики в области электроэнергетики;

· создание условий для эффективного функционирования распределительно-сетевого комплекса региона;

· осуществление эффективной эксплуатации и централизованного технологического управления электросетевыми объектами;

· реализация единой стратегии в области инвестиций и привлечения капитала для решения общесистемных задач развития распределительно-сетевого комплекса;

· разработка и реализация научно-технической политики и внедрения новых прогрессивных видов техники и технологий;

· достижение бесперебойного и надежного обеспечения потребителей электрической энергией регионов зоны влияния МРСК и извлечение на этой основе прибыли.

Интенсивное жилищное строительство, сопровождающееся развитием инфраструктуры, а также рост промышленного производства и строительство новых промышленных предприятий в 2006–2008 гг., привели к предельно допустимым нагрузкам действующих электрических сетей. Даже в условиях снижения потребления, на сегодняшний день загрузка отдельных подстанций 35–110 кВ превосходит допустимую. Четко прослеживаются зоны дефицита электрической мощности по режимам работы распределительных сетей 110–220 кВ: в Свердловской области (Серово-Богословский и Свердловский энергоузлы), в Челябинской области (Челябинский, Чебаркульско-Миасский, Златоустовско-Кропачевский узлы), в Пермском крае (Пермско-Закамский и Березниковско-Соликамский). Электрические сети ОАО «МРСК Урала» при существующих ныне темпах нового строительства и реконструкции физически и морально устаревают. Средний процент износа оборудования подстанций, кабельных и воздушных сетей составляет порядка 67%.

В этой связи стратегическими целями деятельности Общества являются:

1. Повышение уровня качества и надёжности оказываемых услуг конечным потребителям

· Создание системы достоверного измерения качества и надежности электроснабжения на основе международных стандартов и её использование при формировании инвестиционных и ремонтных программ

· Повышение ответственности за достижение целевых значений по качеству и надёжности в рамках системы регулирования для всех сетевых организаций

· Удовлетворение потребностей экономики регионов в новых присоединениях к электрическим сетям

· Достижение следующих целевых показателей к 2016 году:

- SAIFI не более 2 случаев на потребителя в год;

- SAIDI не более 60 минут на потребителя в год;

- Доля случаев отключений оборудования с неполной или недостоверной информацией в системах учёта не более 3%;

- Стабильность напряжения (доля потребителей, не испытывавших скачков напряжения более 10%) не менее 95%;

- Доля “потерянных” входящих вызовов от населения на телефоны call-центров не более 5%;

- Среднее время ожидания абонентов ответа оператора (IVR-системы) call-центра не более 15 минут для 20% самых длинных ожиданий;

- Доля накопленных просроченных заявок на технологическое присоединение

- от количества поступивших заявок за год не более 5%

2. Сохранение тарифных источников инвестиций в обновление и развитие сети

· Сохранение системы RAB с уточнением её параметров, а также повышение прозрачности формирования тарифов и инвестиционных программ всех сетевых организаций

· Решение проблемы неплатежей энергосбытовых организаций за счёт усиления ответственности их собственников, упорядочения системы договоров с ними со стороны МРСК, ликвидации недобросовестных энергосбытовых организаций

· Достижение следующих целевых показателей к 2016 году:

- Доля рынка распределения по НВВ в регионах присутствия не менее 80%

- (включая подконтрольную НВВ ДЗО ОАО «ЕЭСК»);

- Просроченная дебиторская задолженность не более 2% НВВ

3. Повышение эффективности инвестиций

· Повышение результативности инвестиций в существующую сеть благодаря эффективному ранжированию и отбору проектов, отслеживанию достигаемых результатов

· Достижение высокой загрузки вводимых мощностей благодаря более качественному планированию спроса, пересмотру критериев закрытия центров питания, введению поэтапного строительства, а также усилению соответствующей системы мотивации различных служб МРСК

· Снижение удельной стоимости строительства за счёт внедрения типовых проектных (технических) решений, повышения прозрачности удельных затрат

· Повышение качества реализации инвестиционных проектов в результате внедрения системы проектного управления строительством

· Достижение следующих целевых показателей к 2016 году:

- Удельные затраты по капитальным вложениям на одного заявителя, снижение на 30% к 2014 году (в реальном выражении);

- Загрузка новых подстанций в течение 4 лет после запуска (расчёт по схеме n-1) не менее 45%;

- Стоимость инвестированного капитала — ниже нормы, установленной регулятором для привлечения капитала не менее, чем на 2%.

4. Энергосбережение и снижение потерь

· Внедрение систем достоверного учета электроэнергии, соответствующих требованиям Стандарта о технической политике по учету электроэнергии в распределительном электросетевом комплексе МРСК, в объеме, предусмотренном утвержденными программами перспективного развития систем учета электроэнергии, с достижением степени оснащенности современными приборами учета на РРЭ к 2017 году 19,8%

· Создание в филиалах МРСК единой системы энергосбережения и повышения энергетической эффективности с достижением целевого показателя по уровню потерь электрической энергии — с 9,7% (2012 год) к 9,2% (2015 год), при этом обеспечить разработку мероприятий, реализующих потенциал существующего резерва снижения потерь электроэнергии до 8,2% к 2020 году (в сопоставимых условиях, без учета потребителей «последней мили»).

5. Повышение эффективности операционных затрат

· Оптимизация затрат на ремонты, эксплуатацию, оперативно-технологическое управление и вспомогательные функции благодаря внедрению программы управления активами, повышению производительности труда

· Развитие персонала, включая обучение и обмен знаниями, повышение нацеленности на выполнение КПЭ и профессиональный рост, эффективную оценку и продвижение лучших сотрудников

· Достижение следующих целевых показателей к 2016 году: сокращение операционных издержек на потребителя на 20% по сравнению с уровнем 2011 года

6. Повышение прозрачности деятельности МРСК

· Повышение прозрачности деятельности МРСК и всех ДЗО за счёт информационной открытости, а также внедрения принципа ведения переговоров с регулирующими органами «тариф взамен на качество и надёжность»

· Проведение целенаправленной политики по повышению доверия к МРСК

· Достижение следующих целевых показателей к 2016 году:

- полнота раскрываемой филиалами и МРСК информации — 100% филиалов представляют ключевую информацию в интернете;

- рост доли потребителей, воспринимающих МРСК (филиалы МРСК) положительно — не менее 50% потребителей, узнающих бренд.

2.2. Долгосрочная инвестиционная программа ОАО «МРСК Урала» на территории Свердловской области.

Инвестиционная программа филиала ОАО «МРСК Урала» – «Свердловэнерго» разработана на основе соглашения о взаимодействии между правительством Свердловской области и РАО ЕЭС России, анализа схемно-режимной ситуации энергоузлов, планов развития территорий, прогнозного потребления электроэнергии.

Программа включает так же первоочередные безотлагательные меры по реконструкции и модернизации существующих объектов системы электроснабжения с целью сокращения их износа, снижения аварийности и обеспечения надёжного и бесперебойного электроснабжения.

Цели программы. Снятие существующих ограничений по присоединению новых потребителей на существенной части территории Свердловской области и обеспечение резерва мощности опережающими темпами.

Обеспечение нормативных показателей надёжности и качества оказываемых услуг по передаче электроэнергии существующим и вновь подключаемым потребителям в условиях роста потребления электроэнергии.

Повышение устойчивости энергосистемы при существенных возмущениях с целью не допущения развития крупных аварий, уменьшения времени локализации повреждения и сокращения времени перерывов энергоснабжения потребителей.

Существующее положение. В результате интенсивного экономического роста в период 2007-2008гг., сопровождающегося ростом потребления электроэнергии, во многих районах Свердловской области исчерпан резерв установленной мощности электрических сетей. Значительная часть территории Свердловской области «закрыта» для «доступного» подключения – без выполнения мероприятий по усилению электрической сети.

В составе Свердловской энергосистемы можно выделить шесть энергорайонов:

Серово-Богословский – характеризуется удаленностью от основных сетей энергосистемы и наличием на территории сетей крупных промышленных предприятий металлургической промышленности с плотным графиком нагрузки: БАЗ-СУАЛ, Серовский ферросплавный завод, Металлургический завод им. Серова. При отключении ВЛ 500 кВ Тагил – БАЗ напряжение в сети 110 кВ снижается до недопустимых значений. По условиям статической устойчивости требует ввод ограничения нагрузки потребителей энергорайона на величину около 300 МВт. Электрические связи по сети 110 кВ энергорайона с соседними весьма ограничены.

Нижнетагильский – электрическая нагрузка района представлена промышленным, коммунально-бытовым и сельскохозяйственным секторами: Уральский электрохимический комбинат, Нижнетагильский металлургический комбинат, Уралвагонзавод, Корпорация ВСМПО-АВИСМА, Качканарский ГОК «Ванадий». Электрические связи по сети 110 кВ энергорайона с соседними весьма ограничены.

Западный – самый крупный энергорайон Свердловской энергосистемы, в него входят такие крупные промышленные узлы как Свердловский (г.Екатеринбург с пригородом), Первоуральский, Красноуфимский и Полевской. Потребители электрической мощности – предприятия тяжелого машиностроения, черной металлургии, строительной индустрии, пищевой и легкой промышленности, коммунально-бытовым сектором, имеющим тенденцию к быстрому росту. Мощности электрических станций недостаточно для покрытия нагрузок потребителей. Наблюдается высокая загрузка сетей 110 кВ района г. Екатеринбурга и низкие уровни напряжения на транзитах 110 кВ Первоуральская – Красноуфимская.

Восточный – основные потребители энергоузла – промышленные предприятия, сельское хозяйство и коммунально-бытовые потребители. Наиболее энергоемкие потребители такие как, СУАЛ-УАЗ, Синарский трубный завод, Каменск-Уральский металлургический завод, сконцентрированы в Каменском энергоузле. Сеть 110 кВ энергорайона характеризуется большой протяженностью линий электропередач и как следствие – снижение уровня на удаленных от питающего центра подстанциях 110 кВ.

Артемовский – характеризуется небольшой величиной электрической нагрузки, потребители которой находятся на достаточно большой территории, что привело к наличию на территории энергорайона одноцепных линий электропередач 110 кВ большой протяженностью (62-153 км). Промышленные потребители района – металлургический и станкостроительный заводы в г. Алапаевск, Сафьяновская медь в г. Реж, Мотозавод в г. Ирбит, Фанерный комбинат в г. Тавда, Комбинат по производству спичек и Цементнобетонный завод в г. Туринск. Район имеет слабые связи с энергосистемой по сети 110 кВ. При аварийном (или ремонтном) отключении ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС – Ницца снижаются уровни напряжения в сети 110 кВ на подстанциях не только Артемовского, но и Талицкого энергорайона (107 кВ).

Талицкий – потребители электрической мощности – сельскохозяйственный сектор, электротяга, предприятия по переработке продукции сельского хозяйства, небольшие промышленные предприятия (Биохимический завод, Завод «Талицкий полимер») и коммунально-бытовой сектор. Линии электропередач 110 кВ, связывающие потребителей данных сетей с источником питания, имеют большую протяженность (140-160 км). Напряжение па подстанциях, удаленных от центров питания, составляют 104-105 кВ. при аварийном или ремонтном отключении ВЛ 110 кВ Ницца – Красноплянск напряжение на удаленных подстанциях снижается до 96-97 кВ.

Обоснование мероприятий. Реализация долгосрочной инвестиционной программы ОАО «МРСК Урала» на 2011-2016 гг. позволит в рамках полномочий компании решить проблемы дефицита мощности в проблемных электрических узлах, реконструировать «закрытые» центры питания, остановить старение энергетического оборудования.

Инвестиционная программа ОАО «МРСК Урала» - «Свердловэнерго» на 2011-2016 гг. предусматривает капитальные вложения в размере 32 496,0 млн. руб. (в прогнозных ценах без учета НДС). Затраты на присоединение потребителей составят 1 487, 8 млн. руб. (в прогнозных ценах без учета НДС). Динамика капитальных вложений наглядно отображена на рисунке 2.

Рисунок 2 – Динамика капитальных вложений 2010 – 2016 гг.

За данный период будет введено в эксплуатацию 2 923 км линий электропередач 0,4-110 кВ и 1 503 МВА трансформаторной мощности на ПС 35-110 кВ. Планируемые линии электропередач и подстанции наглядно представлены на рисунке 3.

Рисунок 3 – Динамика ввода мощности 2010 – 2016 гг.

Источниками финансирования инвестиционной программы на 2011 - 2016 гг. являются собственные и привлеченные средства.

Инвестиционная программа на 2011 - 2016 гг. предусматривает как реконструкцию существующих, так и строительство новых объектов электросетевого комплекса. Соотношение объемов реконструкции и нового строительства отображено на рисунке 4.

Рисунок 4 – Соотношение объемов реконструкции и нового строительства.

Основная доля капитальных вложений инвестиционной программы приходится на электросетевые объекты (подстанции, электрические линии). Кроме этого, в инвестиционной программе предусмотрено выполнение работ по модернизации систем учета электроэнергии, релейной защиты и автоматики, телемеханики и связи, реконструкция производственных объектов. Структра КВЛ показана на рисунке 5

Рисунок 5 – Структура капитальных вложений.

Реконструкция. В настоящее время на территории Свердловской области большое количество сетевых объектов, имеющих 100% износ и нуждающихся в реконструкции. На протяжении ряда лет в энергетику не вкладывали средств, и парк оборудования морально и физически устарел. Обеспечение электроэнергией потребителей производилось исходя из минимального вкладывания средств. Деревянные опоры сгнили, провода и кабели потеряли механическую прочность, подвергаясь коррозии, ветровым и другим агрессивным воздействиям окружающей среды. Силовое оборудование на подстанциях морально и физически устарело, что приводит к частым аварийным ситуациям. Это привело к большим потерям, как объема транспорта электроэнергии, так и его качества. Для изменения данной ситуации необходимо оптимизировать схемы питания, устанавливать новое оборудование на подстанциях, менять деревянные опоры на железобетонные и металлические, устанавливать новый современный тип провода и кабеля, изоляторы и грозотросы, избавляться от длинных «хвостов».

Инвестиции в основной капитал ОАО «МРСК Урала» осуществляются в форме капитальных вложений, которые включают в себя затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих объектов, приобретение оборудования и другие расходы капитального характера.

Инвестиционная программа ОАО «МРСК Урала» на 2011 год утверждена Советом директоров (протокол № 91 от 09.09.2011 года). Фактические данные по итогам реализации инвестиционной программы 2011 года указаны в таблице 8

Таблица 8 – Фактические данные по итогам реализации инвестиционной программы ОАО «МРСК Урала» за 2011 год:

Филиал	Освоение, млн.руб. без НДС	Ввод ОФ, млн.руб	Финансирование, млн. руб. с НДС	Ввод мощности	Прирост мощности
МВА	км	МВА	КМ
Пермэнерго	2 439	2 770	2 818
Свердловэнерго	2 266	2 044	2 417
Челябэнерго	1 691	1 662	1 783
Исп. аппарат
МРСК Урала	6 412	6 484	7 038		1 169

Фактические данные по исполнению инвестиционной программы ОАО «МРСК Урала» за 2011 г. по направлениям инвестиций отображены в таблице 9.

Таблица 9 – Фактические данные по исполнению инвестиционной программы ОАО «МРСК Урала» за 2011 г. по направлениям инвестиций (млн. руб. без НДС)

Дата добавления: 2015-07-26