Исполнение и перспективы реализации инвестиционных проектов. Приоритеты инвестирования. Анализ деятельности группы электросетевых компаний. - презентация

1 Исполнение и перспективы реализации инвестиционных проектов. Приоритеты инвестирования. Анализ деятельности группы электросетевых компаний

2 1. ТОО « Онтустик Жарык Транзит » Приоритет инвестирования в 2010 г. ОбоснованиеЭффект Инвестиции в реконструкцию сетей низкого класса напряжения 10-0,4 кВ 1.Моральный и физический износ оборудования потребительских сетей – порядка 80%. 2.Определяющая доля потерь электроэнергии приходится на указанные сети. 3.Необходимость обеспечения надежности в электроснабжении потребителей ( определяющая доля аварийных отключений приходится на указанные сети ) По снижению потерь электрической энергии – тыс. тенге

3 Физические объемы исполнения инвестиционной программы 2010 года. Наименованиеед. изм. Инвестпрограмма 2010 год планфакт % ВЛ -10 кВкм 120,626119, ВЛ -0,4 кВкм 103,33105, КЛ -6 кВкм 25, ТП, КТП, РПшт СИПкм 31,84431,

4 Физические объемы исполнения инвестиционной программы 2010 г. п п Мероприятия по АСКУЭ оптового рынка 1 Заменены и установлены 3- х фазные счетчики на подстанциях ( Западная, Бадам, Буржарская, Тамерлановка и Арысь ) – 94 шт. (86 точек технического учета и 8 точек коммерческого учета ) 2. Установлены телекоммуникационные шкафы на ПС 35 кВ « Буржарская », ПС 110 кВ « Бадам », Ордабасинские ЭС и в офисе ТОО « ОЖТ » – 5 шт 3. Установлены шкафа для серверов в офисе ТОО « ОЖТ – 1 шт ; В телекоммуникационные шкафы установлены система питания и аккумуляторные батареи ; Установлены блок боксы на ПС 35 кВ « Буржарская », ПС 110 кВ « Арысь »; Установлена мачта связи для антенн на ПС 110 кВ « Бадам »; Произведен монтаж основного и резервного сервера базы данных ; Произведен монтаж АТС 9 идет тестирование ). п п Мероприятия по АСКУЭ розничного рынка 1. на ГКТП 586: Установлено – 99 счетчиков. Система АСКУЭ РРЭ включена в работу. Ведутся наладочные работы и устраняются замечания.

5 Физические объемы исполнения ремонтной программы 2010 г. Капитальный ремонт в физ. объемах планфакт % ВЛ 110 кВкм 126,150131,510104,2 ВЛ 35 кВкм 326,296313,30596,0 ВЛ 6-10 кВкм 797,335785,80098,6 ВЛ -0,4 кВкм 1 215,270956,99078,7 Подстанции 110/35/10/6 кВшт ,4 Трансформаторышт ,7 КТП -10/0,4 кВшт ,1 Текущий ремонт в физ. объемах планФакт % ВЛ 110 кВкм 358,736260,41672,6 ВЛ 35 кВкм 547,394612,735111,9 ВЛ 6-10 кВкм 1 360, ,62084,8 ВЛ -0,4 кВкм 1 694, ,39083,6 Подстанции 110/35/10/6 кВшт ,4 Трансформаторышт ,7 КТП -10/0,4 кВшт ,5 Техническое обслуживание в физ. объемах планфакт % ВЛ 110 кВкм 813,467809,22799,5 ВЛ 35 кВкм 1 524, ,70695,9 ВЛ 6-10 кВкм 1 972, ,710106,6 ВЛ -0,4 кВкм 2 631, ,775115,7 Подстанции 110/35/10/6 кВшт ,8 КТП -10/0,4 кВшт ,0

6 Расчет ключевых показателей оперативного контроля 1. Приведенный коэффициент полезного действия транспорта электроэнергии - показывает составляющую дохода, оставшуюся в распоряжении компании после расчета за электроэнергию приобретенную на потери в сетях. Соответственно увеличение указанного коэффициента благоприятно сказывается на финансовом результате работы электросетевой компании 2. Тренд эффективности - показывает реальное снижение коммерческой составляющей потерь электроэнергии ( при сопоставимых : конфигурации сети и нагрузок энергоисточников ) по сравнению с аналогичным периодом прошлого года Основными критериями эффективности работы электросетевых компаний являются следующие показатели, анализируемые в динамике : Сравнительная таблица2009г2010гУвеличение (снижение),+/- Поступление электроэнергии в сетькВт.ч ,17% Общие потери кВт.ч % 21,93%19,19%-2,74% Коммерческие потери кВт.ч % 2,95%0,50%-2,45% Приведенные общие потери% 22,23% Тренд эффективности,+/-% 3,04% Транспорт электроэнергиикВт.ч ,62% Затраты на покупку потерьтенге Доходы от транспорта электроэнергиитенге КПД транспорта электроэнергии% 59,50%66,00%6,50% Приведенный КПД транспорта электроэнергии % 59,68%66,00%6,32%

7 Характеристика нагрузки сети

8 Универсальным показателем правильности направления инвестиций является тренд изменения потерь энергии в электрических сетях

9 Приоритеты инвестирования в 2011 г. Приоритет инвестирования в 2011 г. ОбоснованиеОжидаемый эффект 1. Основной объем инвестиций по прежнему направлен в оборудование сетей 10-0,4 кВ 1.Моральный и физический износ оборудования потребительских сетей – порядка 80%. 2.Определяющая доля потерь электроэнергии приходится на указанные сети. 3.Необходимость обеспечения надежности в электроснабжении потребителей ( определяющая доля аварийных отключений приходится на указанные сети ) По снижению потерь электроэнергии – тыс. тенге 2. Проведение реконструкции ВЛ - 110, входящих в состав кольца Шардаринская ГЭС – Центр нагрузок г. Шымкент ( с увеличением сечения электропередачи ) В период минимальных и максимальных нагрузок Шардаринской ГЭС технические потери в указанном кольце составляют величину порядка 30% от суммарной величины. По снижению потерь электроэнергии тыс. тенге 3. Строительство новых сетей 10/0,4 кВ в микрорайонах Пахтакор -1 и Жайлау Существующие сети в указанных микрорайонах построены методом « самостроя » и, соответственно, высокая аварийность указанных сетей в значительной мере влияет на нежность работы питающих центров, находящихся на балансе ТОО « ОЖТ ». Увеличение активов компании, повышение надежности работы питающих центров

10 Инвестиционная и ремонтная программы 2011 года Сегмент инвестирования Ед. изм в физ. объемахзатраты, в тенге Строительство сетей 10-0,4 кВ в мкр. Пахтакор -1, Жайлау в т. ч. ПСД ВЛ 110 кВкм 73, ВЛ 35 кВкм 29, Подстанции 110 кВшт ВЛ 6-10 кВкм 166, ВЛ -0,4 кВкм 119, КЛ 6-10 кВкм 4, КЛ -0,4 кВкм 9, КТП, ТПшт Внедрение СИПкм 67, Приобретение спецавтотехники АСКУЭ ВСЕГО : Инвестиционная программа - Ремонтная программа

11 2. ТОО « Караганды Жарык » Приоритет инвестирования в 2010 г. ОбоснованиеЭффект 1. Поэтапное внедрение элементов АСКУЭ оптового и розничного рынка Точное балансирование крупных оптовых и розничных потребителей предполагает резкое снижение коммерческих потерь электроэнергии. По снижению потерь электроэнергии тыс. тенге 2. Разработка схемы, ТЭО и плана по реконструкции и техническому перевооружению электросетей ,4 кВ г. Караганды 1.Необходимость подготовки к масштабной реконструкции сетей низкого класса напряжения – как носителя определяющей доли потерь электроэнергии. 2.Наличие значительной перегрузки городских ЭС, как следствие, отсутствие возможности подключения дополнительной мощности и предпосылки к высокой аварийности. Детализированный стратегический план по обновлению порядка 23% городских ЭС. По истечении 3 лет реализации 5- ти летней инвестиционной программы – обеспечение технических потерь электроэнергии в пределах нормируемой величины.

12 Физическое исполнение инвестиционной программы 2010 года N пп Сегмент инвестирования 2010 г. План 2010 г. Факт Отклонение в % 1 Автоматизированная система коммерческого учета электрической мощности и энергии ( АСКУЭ ) II и III этапы, в том числе % 2 Система учета потребителей % 3 Модернизация учета бытовых потребителей % 4 Модернизация измерительных трансформаторов тока коммерческого учета на ПС кВ % 5 Разработка схемы, ТЭО и плана по реконструкции и техничекому перевооружению электросетей ,4 кВ г. Караганды % ИТОГО : %

13 Физическое исполнение ремонтной программы 2010 года наименованиеед. изм. план факт в % к плану года в % к плану с начала года на год с начала года ЛЭП всегокм 944, ВЛ-110 кВкм 323, ВЛ-35 кВкм 60, ВЛ-6-10 кВкм 140, ВЛ-0,4 кВкм 313, КЛ-6-10 кВкм 85, КЛ-0,4 кВкм 21, Подстанций, ТП, КТП шт

14 Расчет ключевых показателей оперативного контроля Сравнительная таблица2009г2010гУвеличение (снижение),+/- Поступление электроэнергии в сетькВт.ч ,91% Общие потери кВт.ч % 15,37%14,35%-1,02% Коммерческие потери кВт.ч % 4,03%3,02%-1,01% Приведенные общие потери% 15,39% Тренд эффективности,+/-% 1,04% Транспорт электроэнергиикВт.ч ,13% Затраты на покупку потерьтенге Доходы от транспорта электроэнергиитенге КПД транспорта электроэнергии% 65,52%58,15%-7,37% Приведенный КПД транспорта электроэнергии % 54,66%58,15%3,49%

15

16 Универсальным показателем правильности направления инвестиций является тренд изменения потерь энергии в электрических сетях

17 Приоритет инвестирования в 2011 году ОбоснованиеЭффект 1. Начало строительства ПС 220/110/10 кВ « Жарык » с перезаводкой смонтированных ЛЭП кВ и ЛЭП -110 кВ 1. Обеспечение надежности электроснабжения потребителей за счет обеспечения кольцевого питания 2. Подключение дополнительных мощностей Поэтапное подключение дополнительной мощности порядка 33 МВт по истечении срока реализации инвестиционного проекта 2. Элементы реконструкцияи существующих подстанций 100 кВ (« Юго - Восток », « Сантехническая », « Ботаническая », « Новый город ») 1. Обеспечение надежности электроснабжения потребителей за счет обеспечения кольцевого питания 2. Подключение дополнительных мощностей Поэтапное подключение дополнительной мощности порядка 72 МВт по истечении срока реализации инвестиционного проекта 3. Инвестиции в реконструкцию сетей низкого класса напряжения 10-0,4 кВ Наличие значительной перегрузки городских ЭС, как следствие, отсутствие возможности подключения дополнительной мощности и предпосылки к высокой аварийности. Обеспечение дополнительной загрузки сетей в 2011 году на 10,5 МВт среднечасовой мощности. Соответственно прирост дохода на 316,6 млн. тенге 4. Внедрение АСКУЭ розничного рынка Точное балансирование розничных потребителей предполагает резкое снижение коммерческих потерь электроэнергии. Осуществляется в рамках подготовки введения балансирующего рынка электроэнергии РК. По снижению потерь электроэнергии – тыс. тенге

18 Инвестиционная программа 2011 года ппСегмент инвестицийИнвестиции, тыс. тенге 1 Проектирование и строительство ПС 220/110/10 кВ " Жарык " Мероприятия по подключению ПС 220/110/10 кВ " Жарык " Расширение ОРУ -220 кВ ТЭЦ -3 (3 ячейки ) Перезаводка на ТЭЦ -3 ВЛ -220 кВ " ТЭЦ -3 - Жарык " с временной схемы на постоянную Перезаводка на ПС 220/110/10 кВ " Жарык " ВЛ -220 кВ " ТЭЦ -3 - Жарык " с временной схемы на постоянную Перезаводка на ПС 220/110/10 кВ " Жарык " ВЛ -110 кВ " Жарык - Новый город " с временной схемы на постоянную Перезаводка на ПС 220/110/10 кВ " Жарык " ВЛ -110 кВ " ТЭЦ -3 - Жарык " с временной схемы на постоянную Проектирование и строительство ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ " Жарык - Юго - Восток " ( две одноцепных линии по L=5,5 Км ) ВЛ 110 кВ " ТЭЦ -3 - Сантехническая " ( одноцепная линия L=1,3 Км ) Реконструкция существующих ПС 110 кВ в т. ч ПС Юго - Восток ПС Ботаническая ПС Сантехническая ПС Новый город 0 5 Выполнение работ по реконструкции и техническому перевооружению электросетей ,4 кВ в соответствии с разработанными рабочими проектами КЛ – 10 кВ (220,465 км.) КЛ - 0,4 кВ (312,935 км.) кВЛ – 10 кВ (102,723 км.) ВЛ – 0,4 кВ (393,547 км.) ТП, КТП (257 шт.) Замена приборов учета ( шт.) Реконструкция ЦРП (3 шт.) 6 Реконструкция средств УКВ подстанций

19 Ремонтная программа 2011 года Наименованиеед измплан на год ЛЭП, всегокм 993,199 ВЛ 110 кВкм 196,878 ВЛ 35 кВкм 164,545 ВЛ 10 кВкм 186,702 ВЛ 0,4 кВкм 300,454 КЛ 35 кВкм 7,6 КЛ 10 кВкм 114,158 КЛ 0,4 кВкм 22,862 ПС 220/110/35/10/6 кВ, ЦРПшт 21 КТП, ТП 6-10/0,4 кВшт 217