Бизнес-план инвестиционного проекта «Реконструкция пс №370 Чертаново 220/110/10 кВ»




Скачать 158.98 Kb.
Дата10.06.2016
Размер158.98 Kb.
Филиал « Московские высоковольтные сети » ПАО «МОЭСК»

БИЗНЕС-ПЛАН

инвестиционного проекта

«Реконструкция ПС №370 Чертаново 220/110/10 кВ»


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 10

11.Выводы 10






  1. Общая информация о проекте


Описание инвестиционного проекта

На подстанции №370 «Чертаново» установлены: два автотрансформатора АТ-1, АТ-2 мощностью 200 МВА; два трансформатора Т-3, Т-4 мощностью 63 МВА; четыре линейных регулировочных трансформатора

Загрузка трансформаторов в аварийном режиме составляет 134,6%.

Планируемые работы:

- для снятия перегрузки на ПС «Чертаново» производится замена двух автотрансформаторов АТ-1 и АТ-2 мощностью 200 МВА на два автотрансформатора мощностью 250 МВА каждый с системой охлаждения «ДЦ» с пластиночными радиаторами и регуляторами напряжения;

- замена существующих выключателей на элегазовые;

- реконструкция ошиновки 10-110-220 кВ с учетом замены оборудования;

- демонтаж ячейки ПСВ 220 кВ и монтаж нового элегазового выключателя в новой ячейке ПСВ;

- строительство КРУЭ-220 кВ по схеме «две системы шин», рассчитанного на присоединение 4-х линий 220 кВ, 2-х автотрансформаторов, 2-х трансформаторов, шиносоединительного выключателя, перевод всех присоединений в КРУЭ-220 кВ, демонтаж ОРУ-220 кВ;

- строительству КРУЭ-110 кВ, перевод всех присоединений из ОРУ-110 кВ в КРУЭ-110 кВ, демонтаж ОРУ-110 кВ;

- строительство нового ЗРУ- 10 кВ с питанием от трансформаторов;

- замена вольтодобавочных трансформаторов мощностью 40 МВА на вольтодобавочные трансформаторы мощностью 63 МВА;

- установить выключатели между реактором и вольтодобавочным трансформатором в цепи 10 кВ АТ-1 и АТ-2.

- замена двух трансформаторов мощностью 63 МВА 110/10-10 кВ (Т-З и Т-4) на два трансформатора мощностью 63 МВА 220/10-10 кВ;


Цели реализации ИП

Основными задачами, которые необходимо решить в результате реализации данного инвестиционного проекта, являются:

- повышение надёжности электроснабжения потребителей Южного 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: АТ-1 – 86%; АТ-2 - 86%; Т-3 – 67%; Т-4 – 67%.

Индекс технического состояния ПС: 62,9
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 топливно-энергетического 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)





  1. 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

Подстанция №370 «Чертаново» была построена в 1974 году по адресу: ул. Подольских курсантов, вл. 9


  1. Основные технические решения



Этапы реализации проекта


  • Реализация проекта 2008-2019 гг.


Технологические решения
Таблица . Технические характеристики в части ПС

Наименование показателя

Заданные характеристики

Характеристики ПС (ячеек ПС)

Номинальные напряжения

 220 кВ; 110 кВ; 10 кВ

Конструктивное исполнение подстанции и распределительных устройств (открытое, закрытое, комплексная трансформаторная подстанция, комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией (КРУЭ) и т.д.)

ОРУ-220 кВ – КРУЭ-220 кВ

ОРУ-110 кВ – КРУЭ-110 кВ

ЗРУ-10 кВ


Тип схемы каждого распределительного устройства

КРУЭ-110 кВ – две рабочие системы шин

Количество линий, подключаемых к подстанции, по каждому распределительному устройству

КРУЭ-110 кВ – ЛЭП-110 кВ

Количество ячеек по каждому распределительному устройству

КРУЭ-220 кВ – 9 ячеек



Количество и мощность силовых трансформаторов и автотрансформаторов

АТ 2х250 МВА 220/110/10 кВ;

+ 2х63 МВА 220/10-10 кВ



Тип, количество и мощность средств компенсации реактивной мощности

 Средства компенсации реактивной мощности в соответствии с согласованным с филиалом ОАО «СО ЕЭС» - Московское РДУ расчетом режимов проектом не предусматриваются

Противоаварийная автоматика

На каждом силовом трансформаторе предусмотрено устройство автоматики регулирования напряжения под нагрузкой (АРНТ).

Предусмотрена автоматика частотной разгрузки (ЧАПВ), также комплект автоматики ограничения снижения напряжения (АОСН).



Характеристики устанавливаемого оборудования

Основное электротехническое оборудование с однозначным указанием места его установки в схеме и требований к мониторингу и диагностике

Автотрансформаторы 2х250 МВА 220/110/10 кВ;

Трансформаторы 2х63 МВА 220/10-10 кВ



Отвод земли

Реализация проекта осуществляется в границах существующей территории подстанции


  1. Инвестиционные затраты

Инвестиционные затраты по проекту с учетом применения методики снижения на 30% составляют 3 228 674,41 тыс. руб. без НДС и 3 809 835,81 тыс. руб. с НДС.


Таблица . Структура инвестиционных затрат

п/п

Наименование статьи затрат

Ед. измерения

Итого

1.

Реконструкция ПС №370 Чертаново 220/110/10 кВ


тыс. руб. без НДС

3 228 674,41

2.

Проектно-изыскательские работы

тыс. руб. без НДС



141 027,52

3.

Строительно-монтажные работы

тыс. руб. без НДС



 1 317 280,77

4.

Оборудование

тыс. руб. без НДС



1 678 932,56

5.

Прочие

тыс. руб. без НДС



91 433,56



Таблица . Инвестиционные затраты на период строительства

п/п

Наименование статьи затрат

Ед. изм.

2008-2015

2016

2017

2018

2019

1.

Инвестиционные затраты

млн. руб. без НДС

2 653,43

50,00

50,00

65,14

410,00


  1. План-график реализации инвестиционного проекта




Таблица . График ввода-вывода электросетевых объектов

Наименование показателя

Ед.изм.

2013-2014

2015

2016

2017

2018

2019

Ввод новой мощности

МВА

+500













+200

Вывод старой мощности

МВА

-400













-126

Прирост (+)/снижение (-) мощности

МВА

100













74


Таблица . План-график реализации инвестиционного проекта

Наименование работ

2006

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Начало реализации проекта



















Проектно-изыскательские работы



















Закупка оборудования



















Поставка оборудования



















Строительные работы



















Монтажные работы



















Пуско-наладочные работы



















Ввод в эксплуатацию




















  1. Маркетинговая информация








Зона реализации проекта:

Реконструкция ПС №370 Чертаново 220/110/10 кВ выполняется для обеспечения электроснабжения бытовых потребителей Южного АО г. Москвы.
















Таблица 6. Перспективный баланс электрической мощности в зоне реализации
реконструкции ПС 370 «Чертаново»





Виды продукции

Ед.изм.

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

1

Установленная мощность

МВА

500

700

700

700

700

700

700

2

Планируемый дополнительный объем реализации

МВт*ч

0

71 746

123 925

219 587

329 163

434 826

434 826

3

Цена реализации

тыс. руб. /МВт

1,78

1,90

1,99

2,09

2,19

2,26

2,33



  1. Источники финансирования проекта



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 реконструкции Реконструкция ПС 220 кВ № "Чертаново" (сметная стоимость) – 3 809 835,81 тыс. руб. с НДС.



  1. 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, 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 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).




  1. Показатели экономической эффективности инвестиционного проекта





Экономическая эффективность инвестиционного проекта

1

Чистая приведенная стоимость (NPV)

тыс.руб.

1 183 339



2

Внутренняя норма доходности (IRR)

%

15,5%

3

Модифицированная внутренняя норма доходности (MIRR)

%

13%

4

Дисконтированный период окупаемости

лет

14,60

5

Индекс доходности




1,37

6

Простой период окупаемости

лет

8,17

Детальная информация о расчетах представлена в Приложении.








  1. 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 показателей

Ед. изм.

-10%

-5%

0

5%

10%

Достаточность средств, полученных расчетами методом RAB, для финансирования всех затрат по инвестиционному проекту

%

100%

100%

100%

100%

100%

NPV, чистая приведенная стоимость

тыс.руб.

770 514

967 098

1 183 339

1 410 393

1 637 245

IRR, внутренняя норма доходности

%

14,32%

14,88%

15,48%

16,09%

17%

Дисконтированный срок окупаемости

лет

16,80

15,64

14,60

13,68

12,91

Индекс доходности

 

1,24

1,30

1,37

1,44

1,51



  1. Выводы

На основании данных заключений делается вывод о целесообразности для предприятия реализации указанного проекта.

Реализация инвестиционного проекта обеспечит:

– удовлетворение спроса потребителей на электроэнергию;

– повышение надежности электроснабжения потребителей;

– повышение безопасности и снижение трудоемкости эксплуатации трансформаторов;

– повышение уровня, качества и доступности электроснабжения потребителей;

– предупреждение несчастных случаев, связанных с эксплуатацией старого оборудования.



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).





База данных защищена авторским правом ©uverenniy.ru 2016
обратиться к администрации

    Главная страница