ÃÎÄÎÂÎÉ ÎÒ×¨Ò 2012 Â ÅÄÈÍÎÌ ÐÈÒÌÅ · Оплата труда 161 ......

Êàëèíèíãðàäñêàÿ ÒÝÖ-2

Ñåâåðî-Çàïàäíàÿ ÒÝÖ

Êàøèðñêàÿ ÃÐÝÑ

×åðåïåòñêàÿ ÃÐÝÑ

Ïåðìñêàÿ ÃÐÝÑ

Ïå÷îðñêàÿ ÃÐÝÑ

Âåðõíåòàãèëüñêàÿ ÃÐÝÑ

Óðåíãîéñêàÿ ÃÐÝÑ

Ãóñèíîîç¸ðñêàÿ ÃÐÝÑ

Õàðàíîðñêàÿ ÃÐÝÑ

Þæíîóðàëüñêàÿ ÃÐÝÑ

Èðèêëèíñêàÿ ÃÐÝÑ

Äæóáãèíñêàÿ ÒÝÑ

Ñî÷èíñêàÿ ÒÝÑ

Êîñòðîìñêàÿ ÃÐÝÑ

Èâàíîâñêèå ÏÃÓ

ÃÎÄÎÂÎÉ ÎÒ×¨Ò 2012

ÃÎ

ÄÎ

ÂÎ

É Î

Ò×

¨Ò

201

2

Â ÅÄÈÍÎÌ ÐÈÒÌÅ

ÊÀËÈÍÈÍÃÐÀÄ ÌÎÑÊÂÀ ÏÅÐÌÜ ÓËÀÍ-ÓÄÝ ×ÈÒÀ

WWW.IRAO-GENERATION.RU

ÃÎÄÎÂÎÉ ÎÒ×¨Ò ÇÀ 2012 ÃÎÄОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО«ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ»

Годовой отчёт «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» за 2012 год

Предварительно утверждён

Советом директоров ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

31 мая 2013 года (протокол от 31.05.2013 № 79)

Генеральный директор Г. Ф. Бинько

Главный бухгалтер М. Р. Евдокимова

ÃÎÄÎÂÎÉ ÎÒ×¨Ò

2

2012

■ Обращение Председателя Совета директоров ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» 4

■ Обращение Генерального директора ООО «ИНТЕР РАО – Управление электрогенерацией», управляющей организации ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» 6

Информация об Обществе и его положении в отрасли 10Приоритетные направления деятельности Общества 10

Краткая история Общества 13

Основные события 2012 года 13

Информация о станциях 14

Информация о рисках и системе управления рисками 47

Обзор финансово-экономических результатов 56Выручка 56

Себестоимость 58

Прочие расходы и доходы от неосновной деятельности 59

Прибыль 59

Структура баланса 62

Финансовые показатели Общества за 2012 год 69

Производственная деятельность 72Выработка электроэнергии 72

Производство тепловой энергии 75

Удельный расход условного топлива (УРУТ) на отпуск электроэнергии и тепла 75

Потребление топлива 77

Энергоремонтная деятельность 87

Сбыт электроэнергии и тепла 92Сведения о структуре рынка электроэнергии 92

Cбыт электроэнергии 98

Продажа мощности 105

Отпуск тепловой энергии 110

Инвестиционная деятельность Общества 116Приоритетные инвестиционные проекты 116

Техническое перевооружение и реконструкция существующих производственных мощностей 124

Итоги инвестиционной деятельности в 2012 году 131

Закупочная деятельность 136Основные положения политики Общества в области закупочной деятельности 136

Реализация годовой комплексной программы закупок (ГКПЗ) 2012 года 138

Годовая отчётность о закупочной деятельности 139

Акционерный капитал, ценные бумаги, дивидендная политика 144

ÎÃËÀÂËÅÍÈÅ

ÎÃË

ÀÂ

ËÅÍ

ÈÅ


3

2012

Корпоративное управление 148Принципы и документы Общества 148

Органы управления и контроля 149

■ Общее собрание акционеров Общества 149

■ Совет директоров Общества 149

■ Вознаграждение членам Совета директоров 152

■ Состав исполнительных органов общества 153

■ Ревизионная комиссия Общества 153

Система внутреннего контроля 154

Аудитор Общества 155

Кадровая и социальная политика Общества 158Структура кадрового состава 159

Оплата труда 161

Принципы и направления социальной политики Общества 162

Благотворительность 166

Охрана окружающей среды 170Основные приоритеты и направления экологической политики Общества 171

Качественная оценка влияния деятельности Общества в 2012 году 171

Природоохранные мероприятия Общества, реализованные в 2012 году 174

Экологические задачи, стоящие перед Обществом в 2013 году 175

Финансовая отчётность 178Аудиторское заключение по отчётности за 2012 год в соответствии с РСБУ 178

Бухгалтерская отчётность за 2012 год в соответствии с РСБУ 180

Приложения 187Приложение 1. Сведения о соблюдении ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»Кодекса корпоративного поведения 187

Приложение 2. Сведения о крупных сделках и сделках, в совершении которыхимеется заинтересованность 188

Приложение 3. Информация об объёмах каждого из энергоресурсов,использованных в 2012 году 190

Приложение 4. Характеристика основного оборудованияОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» 190

Контактная информация 203 ■ Реквизиты Общества 203

■ Контактные лица для акционеров 203

■ Контактные лица для СМИ 203

■ Аудитор Общества 203

■ Регистратор Общества 203

ÎÃË

ÀÂ

ËÅÍ

ÈÅ


4

2012

Представляем вашему вниманию отчёт о де-

ятельности ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогене-

рация» за 2012 год.

Ключевым событием прошлого года для нас

стало завершение процесса консолидации

генерирующих активов Группы «ИНТЕР РАО

ЕЭС»: 1 октября 2012 года производствен-

ные мощности, ранее принадлежавшие

ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3», были присо-

единены к ОАО «ИНТЕР РАО – Электроге-

нерация». ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3» при

этом прекратили своё существование, а их

акционеры получили возможность конвер-

тировать свои акции в высоколиквидные,

инвестиционно привлекательные акции

ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» со значительным по-

тенциалом роста стоимости.

Завершение реорганизации Общества по-

зволило сформировать единый операцион-

ный контур корпоративного управления рос-

сийскими электрогенерирующими активами

Группы «ИНТЕР РАО ЕЭС» и заложить на-

дёжную платформу для дальнейшего повы-

шения качества менеджмента, а также роста

производственной эффективности и финан-

совой устойчивости бизнеса.

Таким образом, был сделан очень серьёз-

ный шаг на пути к реализации амбициозной

стратегической цели Общества — достиже-

ние лидирующего положения на российском

рынке производства электроэнергии.

Годовой объём финансирования инвестици-

онной программы ОАО «ИНТЕР РАО – Элек-

трогенерация» (с учётом финансирова-

ния инвестиционной программы филиалов

ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3» за первые де-

вять месяцев 2012 года) составил 42,5 млрд

рублей, из которых 36,5 млрд рублей — ин-

вестиции в реализацию проектов нового

строительства, и ещё 6 млрд рублей — фи-

нансирование программы технического пе-

ревооружения и реконструкции.

Важно также отметить, что на конец отчётно-

го периода Общество имело крайне низкий

уровень долговой нагрузки. В составе кре-

диторской задолженности Общества отсут-

ствовали привлечённые кредитные ресурсы.

Данный факт говорит о высокой степени фи-

нансовой устойчивости и независимости его

бизнеса, а также наличии возможностей для

привлечения при необходимости дополни-

тельного внешнего финансирования на вы-

годных для Общества условиях.

Основным приоритетом Общества

на 2013 год должна стать дальнейшая реа-

лизация инвестиционной программы, кото-

рая в том числе предполагает существенное

увеличение суммарной установленной мощ-

ности входящих в состав ОАО «ИНТЕР РАО –

Электрогенерация» предприятий и вывод

из эксплуатации части морально устаревше-

го оборудования за счёт строительства но-

вых современных энергоблоков.

Я абсолютно уверен в том, что руковод-

ство Общества в полной мере понимает по-

ставленные акционерами задачи и успешно

справится с ними, обеспечив дальнейший

рост стоимости бизнеса.

Александр Матвеев,

Председатель Совета директоров

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

ОБРАЩЕНИЕ ПРЕДСЕДАТЕЛЯ СОВЕТА ДИРЕКТОРОВ ОАО «ИНТЕР РАО –ЭЛЕКТРО ГЕНЕРАЦИЯ»

ÎÁÐ

ÀÙ

ÅÍÈ

Å Ï

ÐÅÄ

ÑÅÄ

ÀÒÅË

ß ÑÎ

ÂÅÒÀ

Ä

ÈÐÅ

ÊÒÎ

ÐÎ

Â


6

2012

Подводя итоги 2012 года, прежде всего хо-

чу отметить, что он стал первым годом опе-

рационной деятельности ОАО «ИНТЕР РАО –

Электрогенерация»: с 1 января 2012 года

Общество приступило к работе на рынке элек-

троэнергии и сбыта (до этого момента эксплу-

атацию четырёх производственных объектов,

принадлежавших Обществу на начало года,

осуществляло ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», кото-

рому они были переданы в аренду).

В октябре 2012 года был завершён процесс

реорганизации Общества, и в его состав

вошли генерирующие активы, ранее при-

надлежавшие ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3».

В результате Общество стало единой, хо-

рошо организованной структурой, в со-

став которой входит 15 действующих и одна

строящаяся электростанция на территории

от Калининграда до Забайкалья с суммарной

установленной мощностью 19,7 ГВт.

Завершение реорганизации Общества обе-

спечило резкий рост стоимости его акти-

вов, составившей по итогам 2012 года более

229 млрд рублей, из которых свыше 74% при-

шлось на основные средства.

Одновременно в рамках своей долгосроч-

ной стратегии, ориентированной на дости-

жение к 2020 году безусловного лидерства

среди российских генерирующих компаний

по показателям эффективности, надёжности

и безопасности, ОАО «ИНТЕР РАО – Электро-

генерация» продолжило реализацию мас-

штабной инвестиционной программы.

В 2012 году на трёх его станциях завершилось

строительство новых современных энерго-

блоков: в первом полугодии 2012 года был вве-

дён в эксплуатацию энергоблок ПГУ-325 МВт

на Ивановских ПГУ, а во втором полугодии —

энергоблок ПГУ-460 МВт на Уренгойской

ГРЭС и пылеугольный энергоблок мощностью

225 МВт на Харанорской ГРЭС.

Численность персонала на электростан-

циях ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

в 2012 году составила 12 765 человек.

При этом, уделяя большое внимание по-

вышению квалификации сотрудников и их

профессиональной подготовке, Общество

продолжило активно развивать программы

ОБРАЩЕНИЕ ГЕНЕРАЛЬНОГО ДИРЕКТОРА ООО «ИНТЕР РАО – УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЕЙ»,УПРАВЛЯЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ»

ÎÁÐ

ÀÙ

ÅÍÈ

Å ÃÅ

ÍÅÐ

ÀË

ÜÍÎ

ÃÎÄ

ÈÐÅ

ÊÒÎ

ÐÀ


7

2012

ÎÁÐÀ

ÙÅÍ

ÈÅ ÃÅÍ

ÅÐÀË

ÜÍÎ

ÃÎÄ

ÈÐÅÊ

ÒÎÐÀ

обучения персонала, инвестировав в них бо-

лее 65 млн рублей.

Важными составляющими корпоративной

социальной ответственности Общества так-

же стали благотворительные инициативы,

направленные на поддержание социальной

стабильности в регионах присутствия, и ре-

ализация мер по снижению негативного воз-

действия на окружающую среду и повыше-

нию энергоэффективности.

В 2013 году дальнейшее развитие полу-

чит реализация инвестиционной програм-

мы ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация».

На 2013 год запланирован ввод в эксплуата-

цию:

■ энергоблока № 4 установленной мощно-

стью 210 МВт на Гусиноозёрской ГРЭС;


стью 400 МВт на Южноуральской ГРЭС-2;


стью 225 МВт на Черепетской ГРЭС.

И наконец в 2013 году запланировано важное

для Общества событие — ввод в эксплуата-

цию Джубгинской ТЭС, сооружение которой

ведётся в рамках «Программы строительства

олимпийских объектов и развития города Со-

чи как горноклиматического курорта».

Наряду с этим перед менеджментом ОАО

«ИНТЕР РАО – Электрогенерация» стоит це-

лый ряд задач, связанных с дальнейшим по-

вышением синергии управления объеди-

нёнными активами и обеспечением роста

основных финансовых и производственных

показателей деятельности Общества.

Я твёрдо убеждён в том, что Управляю-

щая организация и сотрудники станций

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» при-

ложат все имеющиеся у них силы и знания

для успешного выполнения поставленных

акционером задач.

Геннадий Бинько,

Генеральный директор ООО «ИНТЕР РАО –

Управление электрогенерацией», управляю-

щей организации ОАО «ИНТЕР РАО – Элек-

трогенерация»

08:00КАЛИНИНГРАДСКАЯ ТЭЦ-2

В ЕДИНОМ РИТМЕРасположенные от Калининграда до Забайкалья электростанции Общества демонстрируют слаженную работу, невзирая на расстояния и разницу часовых поясов

Калининградское время MSK–1 (UTC+3)


10

2012

ПРИОРИТЕТНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОБЩЕСТВА

Основными видами деятельности

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» (да-

лее — Общество, Компания) является:

■ производство электрической и тепловой

энергии;

■ поставка (продажа) электрической и те-

пловой энергии.

В различных сферах и областях деятельно-

сти ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

приоритетными направлениями являются:

Â ñôåðå èñïîëüçîâàíèÿ ñóùåñòâóþùèõ ìîùíîñòåé:

■ оптимизация загрузки станций за счёт пе-

рераспределения нагрузки на более эконо-

мичное и надёжное оборудование;

■ сокращение продолжительности ремонтов;

■ сокращение материальных затрат на ре-

монты путём оптимизации номенклатуры ис-

пользуемых материалов;

■ обеспечение гарантированных поста-

вок топлива для нужд объектов генерации

за счёт заключения долгосрочных договоров

с поставщиками, проведения прямых перего-

воров, развития собственных топливных ак-

тивов;

■ организация прозрачного процесса заку-

пок.

Â îáëàñòè óïðàâëåíèÿ áèçíåñ-ïðîöåññàìè:

■ внедрение системы и стандартов управле-

ния качеством;

■ внедрение новой системы ключевых пока-

зателей эффективности;

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ

ÈÍÔÎÐÌÀÖÈß ÎÁ ÎÁÙÅÑÒÂÅ È ÅÃÎ ÏÎËÎÆÅÍÈÈÂ ÎÒÐÀÑËÈ


11

2012

Â ñôåðå êîðïîðàòèâíîãî óïðàâëåíèÿ:

■ следование лучшим международным стан-

дартам корпоративного управления и про-

зрачности финансовой отчётности и корпо-

ративной структуры.

Â ñôåðå îõðàíû îêðóæàþùåé ñðåäû è áåçîïàñíîñòè òðóäà:

■ снижение удельных выбросов в атмосфе-

ру за счёт использования современных вы-

сокоэффективных технологий в электроэ-

нергетике с высоким КПД;

■ системная профилактическая работа

по снижению уровня травматизма.

МИССИЯ

Миссия ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенера-

ция» заключается в содействии устойчивому

развитию экономики и повышению качества

жизни населения во всех регионах присут-

ствия Компании за счёт обеспечения на-

дёжного энергоснабжения, удовлетворения

растущего спроса на электроэнергию и при-

менения инновационных технологий и реше-

ний в области энергоэффективности и энер-

госбережения.

СТРАТЕГИЧЕСКИЕ ЦЕЛИ ОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ»

■ Создание условий обеспечения надёжно-

сти и энергетической безопасности функ-

ционирования производственных активов,

а также обеспечение бесперебойного энер-

госнабжения населения.

■ Рост стоимости бизнеса Компании.

■ Обеспечение лидерства среди предпри-

ятий российского энергетического сектора

в области эффективности управления энер-

гоактивами с фокусом на внедрении иннова-

ций и повышении энергетической эффектив-

ности.

■ развитие системы мотивации менеджмента

и работников.

Â îáëàñòè ñáûòîâîé äåÿòåëüíîñòè:

■ использование возможностей в конку-

рентных секторах: реализация электриче-

ской энергии, реализация мощности;

■ диверсификация клиентской базы за счёт

выхода на конечных потребителей электро-

энергии и мощности;

■ непосредственное участие в розничных

рынках электрической энергии;

■ обеспечение активного диалога с государ-

ственными органами и организациями по во-

просам развития рынков электрической энер-

гии и мощности РФ в целях обеспечения их

максимальной либерализации, прозрачности,

достижения полноценной конкуренции на них.

Â îáëàñòè èíâåñòèöèîííîé äåÿòåëüíîñòè:

■ приоритетное развитие генерации в тех

регионах, где существует или прогнозиру-

ется наиболее значительный рост спроса

на электрическую энергию и мощность;

■ проведение рациональной инвестицион-

ной политики, направленной на повышение

конкурентных преимуществ Общества и, как

следствие, обеспечение отдачи на вложен-

ный капитал на экономически обоснованном

уровне;

■ осуществление инновационной и инвести-

ционной деятельности в соответствии с но-

вейшими стандартами качества и технологи-

ями.

Â ñôåðå ôèíàíñîâîé äåÿòåëüíîñòè:

■ сохранение устойчивости доходов и де-

нежных потоков от операционной деятельно-

сти;

■ поддержание оптимального уровня лик-

видности;

■ реализация компромиссной модели управ-

ления оборотным капиталом.

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È


12

2012

■ формирование концепций эксплуатации

по видам оборудования и создание эксперт-

ных центров по видам оборудования в опера-

ционных компаниях, внедрение систем моти-

вации, привязанных к результатам;

■ создание системы управления активами

и фондами, построение эффективной систе-

мы ремонтно-сервисного обслуживания.

■ Утверждённая акционером общества

Стратегия бизнеса в сфере производства

электрической энергии, управления надёж-

ностью и безопасностью оптовых генериру-

ющих активов Группы ИНТЕР РАО на терри-

тории России предусматривает достижение

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» сле-

дующих показателей:

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ОБЩЕСТВА

Стратегические планы развития

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» нахо-

дятся в плоскости общей стратегии развития

ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» на период до 2015 го-

да (с перспективой до 2020 года).

Приоритетной стратегической задачей Об-

щества является выполнение целевых по-

казателей, установленных акционером Об-

щества для бизнеса в сфере производства

электрической энергии на территории Рос-

сии в части установленной мощности и по-

казателей эффективности оборудования,

а также обеспечение надёжного и беспере-

бойного энергоснабжения потребителей.

Достижение указанных целей должно быть

обеспечено за счёт реализации следующих

мероприятий:

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ

ÏîêàçàòåëüÎÀÎ «ÈÍÒÅÐ ÐÀÎ –Ýëåêòðîãåíåðàöèÿ»

Åä. èçì. Ïîêàçàòåëè íà 31.12.2012

Öåëåâîå çíà÷åíèå (2015)

Öåëåâîå çíà÷åíèå (2020)

Îïåðàöèîííûå ïîêàçàòåëè

Установленная мощность* ГВт 19,7 21 20,3

Выработка электрической энергии

млрдкВт·ч 89 99 112,5

Ïîêàçàòåëè íàä¸æíîñòè

Доля современной мощности % 10 20 26

Коэффициент аварийности % 1,3 1 0,97

Коэффициент готовности % 81,56 90 93

* C учётом вывода неэффективного и отработавшего свой ресурс оборудования.


13

2012

и ОАО «ОГК-3», перешли под контроль

100% дочерней компании ОАО «ИНТЕР РАО

ЕЭС» — ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогене-

рация». Акции ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3»,

принадлежавшие миноритарным акцио-

нерам данных обществ, конвертированы

в обыкновенные акции ОАО «ИНТЕР РАО

ЕЭС» дополнительных выпусков. С 1 октября

2012 года прекращены операции по ценным

бумагам в реестре акционеров ОАО «ОГК-1»

и ОАО «ОГК-3».

9 ноября на Уренгойской ГРЭС введена

в эксплуатацию парогазовая установка мощ-

ностью 460 МВт. С вводом нового энерго-

блока установленная мощность Уренгойской

ГРЭС выросла с 24 МВт до 484 МВт. Паро-

газовая установка соответствует самым со-

временным нормам экологической безопас-

ности и энергоэффективности. Сочетание

газотурбинных и паротурбинных установок,

объединённых общим технологическим ци-

клом, позволяет получить дополнительную

тепловую и электрическую энергию, повы-

сив, таким образом, коэффициент полезно-

го действия (КПД) оборудования электро-

станции.

16 ноября введён в эксплуатацию энерго-

блок № 3 Харанорской ГРЭС в Забайкаль-

ском крае мощностью 225 МВт. На третьем

блоке Харанорской ГРЭС установлено уни-

кальное оборудование, обеспечивающее

экологически безопасную эксплуатацию

объекта и экономию ресурсов. Пылеуголь-

ный энергоблок установлен в составе паро-

вой турбины производства ОАО «Силовые

машины» (типа К-225-12,8-3Р) и энергетиче-

ского котла производства ОАО «ЭМАльянс»

(Еп-630-13,8 565БТ (ТПЕ-216М)). Основным

видом топлива будет являться уголь разре-

зов «Харанорский 2Б» и «Харанорский 3Б».

КРАТКАЯ ИСТОРИЯ ОБЩЕСТВА


создано 15.06.2011 на основании решения

единственного учредителя — ОАО «ИНТЕР

РАО ЕЭС». В течение 2011–2012 годов

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» пе-

реданы имущественные комплексы Иванов-

ских ПГУ, Калининградской ТЭЦ-2, Северо-

Западной ТЭЦ и Сочинской ТЭС.

01.10.2012 в результате завершившейся ре-

организации в форме присоединения к Об-

ществу ОАО «Первая генерация», созданно-

го в результате реорганизации ОАО «ОГК-1»

в форме выделения, и ОАО «Третья генера-

ция», созданного в результате реоргани-

зации ОАО «ОГК-3» в форме выделения,

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» ста-

ло собственником имущественных комплек-

сов 16 электростанций, находящихся на тер-

ритории Российской Федерации.

ОСНОВНЫЕ СОБЫТИЯ 2012 года

4 июня введён в эксплуатацию второй энер-

гоблок Ивановских ПГУ мощностью 325 МВт.

В состав основного оборудования второ-

го энергоблока ПГУ-325 входят две газовые

турбины ГТД-110 мощностью 110 МВт с элек-

трогенераторами типа ТЗФГ-110-2МУЗ (про-

изводства ОАО «Силовые машины»), два

котла-утилизатора типа П-88 (производства

ОАО «Машиностроительный завод «ЗиО-По-

дольск»), а также паротурбинная установка

типа К-110-6,5 с электрогенератором ТЗФП-

110-2МУЗ (производства ОАО «Силовые ма-

шины»).

1 октября Группа «ИНТЕР РАО ЕЭС» завер-

шила процедуру реорганизации, в результа-

те которой российские генерирующие ак-

тивы, ранее объединённые в ОАО «ОГК-1»

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È


14

2012

ИНФОРМАЦИЯ О СТАНЦИЯХ

ИНФОРМАЦИЯ ОБ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ»

Ýëåêòðîñòàíöèÿ

Установленная электрическая мощность, МВт

Установленная тепловая

мощность (с учётом

водогрейных котлов), Гкал/ч

Географическое расположение, название ОЭС

Основное / резервное топливо / растопочное

топливо

Ириклинская ГРЭС 2 430 121 ОЭС Урала Газ/мазут

Пермская ГРЭС 2 400 620 ОЭС Урала Газ

Каширская ГРЭС 1 910 458 ОЭС Центра Уголь/газ/мазут

Верхнетагильская ГРЭС 1 497 480 ОЭС Урала Уголь/газ/мазут

Уренгойская ГРЭС 484 410 ОЭС Урала Газ/мазут

Костромская ГРЭС 3 600 450 ОЭС Центра Газ/мазут

Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина

1 285 94 ОЭС Центра Уголь/мазут

Гусиноозёрская ГРЭС 1 100 224 ОЭС Сибири Уголь/мазут

Печорская ГРЭС 1 060 327 ОЭС Северо-Запада Газ/мазут

Южноуральская ГРЭС 882 395 ОЭС Урала Уголь/газ/мазут

Харанорская ГРЭС 655 329,3 ОЭС Сибири Уголь/мазут

Северо-Западная ТЭЦ 900 700 ОЭС Северо-

Запада Газ/ДТ

Калининградская ТЭЦ-2 875 680 ОЭС Северо-

Запада Газ/ДТ

Сочинская ТЭС 158 50 ОЭС Юга Газ/ДТ

Ивановские ПГУ 483 79,1 ОЭС Центра Газ/ДТ

Джубгинская ТЭС ОЭС Юга

Итого 19 719 5 418

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


15

2012

УСТАНОВЛЕННАЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ

МОЩНОСТЬ, МВт

УСТАНОВЛЕННАЯ ТЕПЛОВАЯ

МОЩНОСТЬ, Гкал/ч

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

3 60

0

2 40

0

1 06

0

900

158

484

655

1 28

5

882

1497

1100

325

2 43

0

875

1 91

0
















800

700

600

500

400

300

200

100

450 48

0

327

700

50 121

329,

5

94

395

410

224

79,1

620 68

0

458
















ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È


16

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ

МЕСТО РАСПОЛОЖЕНИЯ:

ã. Âåðõíèé Òàãèë Ñâåðäëîâñêîé îáëàñòè, â 80 êì ñåâåðíåå îáëàñòíîãî öåíòðà — ã. Åêàòåðèíáóðãà, â âåðõîâüÿõ äîëèíû ðåêè Òàãèë.

ÂÅÐÕÍÅÒÀÃÈËÜÑÊÀß ÃÐÝÑ

СОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ ГРЭС:

■ I–III очередь пылеугольная, с попереч-

ными связями: турбины 4хТ-88/100-90/2,5,

2хК-100-90-5, котлы 5хПК-14, 13хПК-14р;

■ IV очередь (уголь-газ): два энергоблока

с турбинами К-165-130 и котлами ПК-33-83;

■ V очередь (газ): три энергоблока с турби-

нами К-205-130 и котлами ПК-47.

Основное топливо I–III и IV очереди — экиба-стузский уголь и природный газ, растопоч-ное топливо — мазут М-100 и природный газ. Основное топливо V очереди — природный газ, резервное — мазут.

Оборудование введено в эксплуатацию в пе-риод с 1956 по 1964 год.

Система циркуляционного водоснабжения Верхнетагильской ГРЭС — оборотная с охлаждением циркуляционной воды в при-легающих водохранилищах.

Выдача электрической мощности осущест-вляется через ОРУ-220 кВ и ОРУ-110 кВ, ав-тотрансформаторная связь 220/110 кВ отсут-ствует.


17

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È

27,30%

0,17%

72,54%

Óãîëü

Ìàçóò

Ãàç

ÒÎÏËÈÂÍÛÉ ÁÀËÀÍÑ ÐÀÑÕÎÄ ÒÎÏËÈÂÀ

8 267,462 ÌËÍ ÊÂÒ·×

ÂÛÐÀÁÎÒÊÀ ÝËÅÊÒÐÎÝÍÅÐÃÈÈ

8 500 ÌËÍ ÊÂÒ·×

ÏÐÎÄÀÆÀ ÝËÅÊÒÐÎÝÍÅÐÃÈÈ

196,246 ÒÛÑ. ÃÊÀË

ÎÒÏÓÑÊ ÒÅÏËÀ

62,87%ÊÈÓÌ

391,2 ÃÓÒ/ÊÂÒ·×

ÓÐÓÒ

1 091 ×ÅË.

×ÈÑËÅÍÍÎÑÒÜ ÑÎÒÐÓÄÍÈÊÎÂ

1 497ÌÂÒ

ÓÑÒÀÍÎÂËÅÍÍÀß ÝËÅÊÒÐÈ×ÅÑÊÀß

ÌÎÙÍÎÑÒÜ

480 ÃÊÀË/×

ÓÑÒÀÍÎÂËÅÍÍÀß ÒÅÏËÎÂÀß ÌÎÙÍÎÑÒÜ

ÃÀÇ — 1 924,49 ÌËÍ Ì3

ÓÃÎËÜ — 1 479,58 ÒÛÑ. ÒÎÍÍ

ÌÀÇÓÒ — 3,69 ÒÛÑ. ÒÎÍÍ


18

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


ã. Ãóñèíîîç¸ðñê, Ðåñïóáëèêà Áóðÿòèÿ, íà áåðåãó Ãóñèíîãî îçåðà.

ÃÓÑÈÍÎÎÇ¨ÐÑÊÀß ÃÐÝÑ


■ четыре энергоблока с турбоагрегатами

К-210-130-3 и котлами БКЗ-640-140-ПТ1;

■ два энергоблока с турбоагрегатами К-215-

130-1 и котлами ТПЕ-215.

Оборудование введено в эксплуатацию в пе-

риод с 1976 по 1992 год.

Основное топливо — уголь. Для растопки

котлов используется мазут.

Схема циркуляционного водоснабжения —

прямоточная (прилегающее озеро).

Выдача электрической мощности осущест-

вляется через ОРУ-110 кВ и ОРУ-220 кВ, меж-

ду которыми имеется автотрансформаторная

связь.


19

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È

0,24%

99,76%

Ìàçóò

Óãîëü


4 545,801 ÌËÍ ÊÂÒ·×






47,05%ÊÈÓÌ


ÓÐÓÒ

1 345 ×ÅË.


1 100 ÌÂÒ


ÌÎÙÍÎÑÒÜ

224 ÃÊÀË/×





20

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


Èâàíîâñêàÿ îáë., ã. Êîìñîìîëüñê.

Ñòàíöèÿ ñïðîåêòèðîâàíà è ïîñòðîåíà äëÿ îòðàáîòêè ïàðîãàçîâûõ òåõíîëî-ãèé íà áàçå îòå÷åñòâåííîãî ýíåðãî-ìàøèíîñòðîåíèÿ.

ÈÂÀÍÎÂÑÊÈÅ ÏÃÓ

СОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ ПГУ:

■ два ГТЭ-110 НПО «Сатурн», котлы-утилиза-

торы Е-148/35-6.7/0.6-493/229 и паровая тур-

бина К-110-6,5 ЛМЗ.

Оборудование введено в эксплуатацию в 2012 году.

Основное и резервное топливо — природный газ. В качестве аварийного топлива предусмо-трено использование дизельного топлива.

Система циркуляционного водоснабжения — оборотная с использованием ранее созданно-го, при строительстве первой очереди ГРЭС, водохранилища.

Выдача электрической мощности осуществля-ется через КРУЭ-110 кВ и КРУЭ-220 кВ, меж-ду которыми имеется автотрансформаторная связь.


21

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È


529,581 ÌËÍ ÊÂÒ·×


745 ÌËÍ ÊÂÒ·×




15,53%ÊÈÓÌ


ÓÐÓÒ

393 ×ÅË.


483 ÌÂÒ


ÌÎÙÍÎÑÒÜ

79,1 ÃÊÀË/×


0,07%

99,93%

ÄÒ

Ãàç

ÃÀÇ — 131,76 ÌËÍ Ì3

ÄÒ — 0,07 ÒÛÑ. ÒÎÍÍ


22

2012


■ два дубль-блока с турбинами К-300-240-1 ЛМЗ и котлами ПК-41 ОАО «Машинострои-тельный завод «ЗиО-Подольск»;

■ два дубль-блока с турбинами К-300-240-1 ЛМЗ и котлами ТГМП-114 производства «Красный котельщик» г. Таганрог;

■ четыре моноблока с турбинами К-300-240-1 ЛМЗ и котлами ТГМП-314 производства «Красный котельщик» г. Таганрог;

■ Ириклинская ГЭС с четырьмя радиально-осевыми гидротурбинами РО123ВМ200 об-щей мощностью 30 МВт.

Оборудование введено в эксплуатацию в пе-риод с 1957 по 1981 годы. Основное топливо ГРЭС — газ, резервное — мазут.

Система циркуляционного водоснабжения энергоблоков 1–8 прямоточная с двухступен-чатым забором воды из водохранилища — с промежуточным бьефом.

Выдача электрической мощности осущест-вляется через ОРУ-500 кВ, ОРУ-220 кВ и ОРУ-110 кВ, между которыми имеются автотранс-

форматорные связи.

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


ïîñåëîê Ýíåðãåòèê Îðåíáóðãñêîé îáëàñòè, íà ëåâîì áåðåãó Èðèêëèíñêîãî âîäîõðàíèëèùà.

Ãèäðîýëåêòðîñòàíöèÿ ðàñïîëîæåíà â 20 êì îò ÃÐÝÑ è ïîñòðîåíà â 1956 ãîäó îäíîâðåìåííî ñ Èðèêëèíñêèì âîäîõðà-íèëèùåì äëÿ ðåãóëèðîâàíèÿ âîäíîñòè ðåêè Óðàë: èñêëþ÷åíèÿ âåñåííèõ íàâîä-íåíèé, äåôèöèòà âîäû â ëåòíåå âðåìÿ íèæå ïî òå÷åíèþ, à òàêæå âûðàáîòêè ýëåêòðîýíåðãèè ñáðîñíîé âîäîé.

ÈÐÈÊËÈÍÑÊÀß ÃÐÝÑ


23

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È

99,22% 0,78%Ãàç Ìàçóò


ÃÀÇ — 3 567,70 ÌËÍ Ì3


12 841,090 ÌËÍ ÊÂÒ·×


13 387 ÌËÍ ÊÂÒ·×




60,16%ÊÈÓÌ


ÓÐÓÒ

814 ×ÅË.


2 430ÌÂÒ


ÌÎÙÍÎÑÒÜ

121 ÃÊÀË/×



24

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


Êàëèíèíãðàäñêàÿ îáë.,ã. Êàëèíèíãðàä.

КАЛИНИГРАДСКАЯ ТЭЦ-2

СОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ:

■ два энергоблока ПГУ-450, каждый из кото-

рых состоит из двух газовых турбин ГТЭ-160,

двух котлов-утилизаторов П-96 и паровой

турбины Т-150-7.7.



Основное и резервное топливо — природ-

ный газ.

В качестве аварийного топлива предусмот-

рено использование дизельного топлива.

Система циркуляционного водоснабжения —

оборотная с двумя башенными градирнями.




связь.


25

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È


6 726,045 ÌËÍ ÊÂÒ·×






87,51%ÊÈÓÌ


ÓÐÓÒ

486 ×ÅË.


875 ÌÂÒ


ÌÎÙÍÎÑÒÜ

680 ÃÊÀË/×


ÃÀÇ — 1 470,74 ÒÛÑ. ÒÎÍÍ

100%Ãàç


26

2012


■ два пылеугольных энергоблока с турбина-ми К-300-240-1 ЛМЗ и двухкорпусными котла-ми П-50 производства ОАО «Машинострои-тельный завод «ЗиО Подольск»;

■ один пылеугольный энергоблок с турби-ной К-330-240-1 ЛМЗ и двухкорпусным кот-лом П-50 Р, производства ОАО «Машино-строительный завод «ЗиО Подольск», введен в эксплуатацию в конце 2009 года;

■ три газомазутных энергоблока с турбина-ми К-300-240-1 ЛМЗ и котлами ТГМП-314;

■ один энергоблок с турбиной ПТ-80 и двух-корпусным котлом БКЗ-320-140ГМ.


Основное топливо — уголь, газ; резервное (растопочное) — мазут (газ).

Система циркуляционного водоснабжения энергоблоков 1–3 прямоточная с забором из реки Оки, энергоблоков 4–7 — оборотная с тремя башенными градирнями.

Выдача электрической мощности осущест-вляется через ОРУ-500 кВ, ОРУ-220 кВ, ОРУ-110 кВ и ОРУ-35 кВ, имеются автотрансфор-

маторные связи 500/220 кВ и 220/110 кВ.

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


ã. Êàøèðà, Êàøèðñêèé ð-í, Ìîñêîâñêàÿ îáëàñòü. Ýëåêòðîñòàíöèÿ ðàñïîëîæåíà íà òåððàñàõ ïðàâîãî áåðåãà ðåêè Îêè â ã. Êàøèðå.

ÊÀØÈÐÑÊÀß ÃÐÝÑ


27

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È

18,68%

0,16%

81,16%

Óãîëü

Ìàçóò

Ãàç


7 431,521 ÌËÍ ÊÂÒ·×






44,29%ÊÈÓÌ


ÓÐÓÒ

1 440 ×ÅË.


1 910ÌÂÒ


ÌÎÙÍÎÑÒÜ

458 ÃÊÀË/×


ÃÀÇ — 1752,81 ÌËÍ Ì3

ÓÃÎËÜ — 530,67 ÒÛÑ. ÒÎÍÍ



28

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


âáëèçè ã. Âîëãîðå÷åíñê Êîñòðîìñêîé îáëàñòè.

ÊÎÑÒÐÎÌÑÊÀß ÃÐÝÑ



К-300-240-1 и котлами ТГМП-114;


К-300-240-1 и котлами ТГМП-314;

■ один энергоблок с турбоагрегатом К-1200-

240-1 и котлом ТГМП-1202.



Основное топливо — природный газ, резерв-

ное — мазут.


прямоточная. Источник — река Волга.



ду которыми имеются автотрансформатор-

ные связи.


29

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È

0,24%

99,76%

Ìàçóò

Ãàç


14 178,731 ÌËÍ ÊÂÒ·×


14 625 ÌËÍ ÊÂÒ·×




44,84%ÊÈÓÌ


ÓÐÓÒ

1 038 ×ÅË.


3 600 ÌÂÒ


ÌÎÙÍÎÑÒÜ

450 ÃÊÀË/×


ÃÀÇ — 3 656,92 ÌËÍ Ì3



30

2012


■ три энергоблока с турбинами К-800-240-5 ЛМЗ и котлами ТПП-804 поизводства «Крас-ный котельщик», электрической мощностью 800 МВт и тепловой — 140 Гкал/ч каждый.


Основное и резервное топливо — природ-ный газ.

В незначительном количестве используется мазут для подсветки станции.

Система циркуляционного водоснабжения Пермской ГРЭС прямоточная с забором во-ды из Камского водохранилища.

Выдача электрической мощности осущест-вляется через ОРУ-500 кВ и ОРУ-220 кВ, меж-ду которыми имеется автотрансформаторная

связь.

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


â 70 êì îò ã. Ïåðìè, â 5 êì îò ã. Äîáðÿíêà Ïåðìñêîé îáëàñòè íà ëåâîì áåðåãó Êàìñêîãî âîäîõðàíèëèùà.

ÏÅÐÌÑÊÀß ÃÐÝÑ


31

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È

100%Ãàç


ÃÀÇ — 3 383,53 ÌËÍ Ì3


13 042,949 ÌËÍ ÊÂÒ·×


13 460 ÌËÍ ÊÂÒ·×




61,87%ÊÈÓÌ


ÓÐÓÒ

914 ×ÅË.


2 400ÌÂÒ


ÌÎÙÍÎÑÒÜ

620 ÃÊÀË/×



32

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


â 3 êì ê âîñòîêó îò ãîðîäà Ïå÷îðà, Ðåñïóáëèêà Êîìè, íà ïðàâîì áåðåãó ðåêè Ïå÷îðû.

ÏÅ×ÎÐÑÊÀß ÃÐÝÑ


■ три энергоблока с турбоагрегатами

К-210-130-3 и котлами ТГМЕ-206ХЛ;

■ два энергоблока с турбоагрегатами

К-215-130-1 и котлами ТГМЕ-206ХЛ;



Основное топливо — природный (попутный)

газ, резервное — мазут.


оборотная (прилегающее водохранилище).


вляется через ОРУ-220 кВ.


33

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È

0,84%

99,16%

Ìàçóò

Ãàç


3 376,502 ÌËÍ ÊÂÒ·×






36,26%ÊÈÓÌ


ÓÐÓÒ

770 ×ÅË.


1 060 ÌÂÒ


ÌÎÙÍÎÑÒÜ

327 ÃÊÀË/×


ÃÀÇ — 869,46 ÌËÍ Ì3



34

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


Ïðèìîðñêèé ðàéîí ã. Ñàíêò-Ïåòåðáóðãà, Ëåíèíãðàäñêàÿ îáëàñòü, íà áåðåãó Ôèíñêîãî çàëèâà.

СЕВЕРО-ЗАПАДНАЯ ТЭЦ

СОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ:

■ два энергоблока ПГУ-450, каждый из кото-

рых состоит из двух газовых турбин ГТЭ-160,

двух котлов-утилизаторов П-90 и паровой

турбины Т-150-7,7.

Оборудование введено в эксплуатацию

в период с 2000 по 2006 год.

Основным топливом является природный газ.

В качестве аварийного предусмотрено

использование дизельного топлива.

Осуществляет отпуск тепла в г. Санкт-

Петербург в количестве 200–300 Гкал/ч

и имеет значительный потенциал роста отпу-

ска тепла.

Система циркуляционного водоснабжения —

оборотная с двумя башенными градирнями.


вляется через ОРУ-110 кВ и ОРУ-330 кВ,

автотрансформаторной связи между ними

нет. Через ОРУ-330 кВ осуществляется по-

ставка электроэнергии в Финляндию.


35

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È


4 679,431 ÌËÍ ÊÂÒ·×




1 301,520 ÒÛÑ. ÃÊÀË


59,19%ÊÈÓÌ


ÓÐÓÒ

382 ×ÅË.


900 ÌÂÒ


ÌÎÙÍÎÑÒÜ

700 ÃÊÀË/×


ÃÀÇ — 1 070,54 ÒÛÑ. ÒÎÍÍ

100%Ãàç


36

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


Êðàñíîäàðñêèé êðàé, ã. Ñî÷è.

ÑÎ×ÈÍÑÊÀß ÒÝÑ

СОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС: ■ I очередь — два энергоблока ПГУ-39, каж-

дый из которых состоит из газотурбинной установки SGT 700 мощностью 28 МВт, котла-утилизатора П-103 и теплофикационной паро-вой турбины Т-10/11-5,2/0,2;

■ II очередь — один энергоблок ПГУ-80, со-стоящий из двух газовых турбин SGT 700, двух котлов-утилизаторов П-53 и паровой турбины SGT 600.


Основным топливом является природный газ. В качестве аварийного топлива предусмотре-но использование дизельного топлива.

Система циркуляционного водоснабжения — оборотная с двумя сухими вентилируемыми градирнями. Предусмотрено орошение хим-очищенной водой при высокой температуре окружающего воздуха. Источник — городская система водоснабжения.

Выдача электрической мощности осуществля-ется через КРУЭ-220 кВ и КРУЭ-110 кВ, меж-ду которыми имеется автотрансформаторная

связь.


37

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È


723,305 ÌËÍ ÊÂÒ·×




0 ÒÛÑ. ÃÊÀË


52,12%ÊÈÓÌ


ÓÐÓÒ

266 ×ÅË.


158 ÌÂÒ


ÌÎÙÍÎÑÒÜ

50 ÃÊÀË/×


0,02%

99,98%

ÄÒ

Ãàç

ÃÀÇ — 164,83 ÌËÍ Ì3

ÄÒ — 0,03 ÒÛÑ. ÒÎÍÍ


38

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


íà áåðåãó îçåðà ßìûëèìóÿãàíòî â áàññåéíå ðåêè Ïóð â 70 êì þæíåå Ïîëÿðíîãî êðóãà íà òåððèòîðèè ðàéîíà Ëèìáÿÿõà, îòíîñÿùåãîñÿ ê ã. Íîâûé Óðåíãîé ßìàëî-Íåíåöêîãî àâòîíîìíîãî îêðóãà Òþìåíñêîé îáëàñòè.

ÓÐÅÍÃÎÉÑÊÀß ÃÐÝÑ


■ две турбины ПТ-12/15-35/10М с котлами

БКЗ-75-39 ГМ, с поперечными связями;

■ две газовые турбины —

ГТЭ-160/SGT5-2000E с котлами-утилизатора-

ми E-229/50.2-7.85/0.59-507/227;

■ паровая турбина К-160-7.5

В 2012 году введен в эксплуатацию энерго-

блок ПГУ-450 МВт.



Основное топливо — газ, резервное — газо-

турбинное топливо (дизельное топливо).

Система технического водоснабжения —

оборотная, с природным озером Ямылимуя-

ганто.

Выдача мощности осуществляется через

ОРУ-110 кВ, ОРУ-220 кВ, автотрансформатор-

ная связь 220/110 кВ отсутствует.


39

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È

0,15%

99,85%

ÃÒÒ (ÄÒ)

Ãàç


662,911 ÌËÍ ÊÂÒ·×






78,91%ÊÈÓÌ


ÓÐÓÒ

445 ×ÅË.


484ÌÂÒ


ÌÎÙÍÎÑÒÜ

410 ÃÊÀË/×


ÃÀÇ — 175,90 ÌËÍ Ì3

ÃÒÒ (ÄÒ) — 0,23 ÒÛÑ. ÒÎÍÍ


40

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


ïîñåëîê ßñíîãîðñê Îëîâÿííèíñêîãî ðàéîíà ×èòèíñêîé îáëàñòè, íà þãî-âîñòîêå Çàáàéêàëüÿ. Óäàëåííîñòü îò îáëàñòíîãî öåíòðà — 300 êì.

ÕÀÐÀÍÎÐÑÊÀß ÃÐÝÑ


■ два энергоблока в составе турбоагрегата

К-215-130 и котла ТПЕ-216-670;

■ один энергоблок в составе турбоагрегата

К-225-12,8-3P и котла Еп-630-13,8-565БТ (вве-

дён в эксплуатацию в 2012 году).



Основное топливо — уголь, резервное и рас-

топочное — мазут.





ду которыми имеются автотрансформатор-

ные связи.


41

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È

0,15%

99,85%

Ìàçóò

Óãîëü


3 319,032 ÌËÍ ÊÂÒ·×






80,82%ÊÈÓÌ


ÓÐÓÒ

940 ×ÅË.


655 ÌÂÒ


ÌÎÙÍÎÑÒÜ

329,3 ÃÊÀË/×





42

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


ã. Ñóâîðîâ Òóëüñêîé îáëàñòè.

×ÅÐÅÏÅÒÑÊÀß ÃÐÝÑ èì. Ä. Ã. ÆÈÌÅÐÈÍÀ


■ три энергоблока с турбоагрегатами

К-140-160 и двухкорпусными котлами

ТП-240-1;

■ два энергоблока с турбоагрегатами

К-300-240-1 и котлами ТПП-110;

■ один энергоблок с турбоагрегатом

К-300-240-1 и котлом П-50.



Основное топливо — уголь. Для растопки

котлов используется мазут.




вляется через ОРУ-110 кВ и ОРУ-220 кВ,

автотрансформаторной связи между ними

нет.


43

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È

5,61%

94,39%

Ìàçóò

Óãîëü


3 480,217 ÌËÍ ÊÂÒ·×






30,83%ÊÈÓÌ


ÓÐÓÒ

1 177 ×ÅË.


1 285 ÌÂÒ


ÌÎÙÍÎÑÒÜ

94 ÃÊÀË/×





44

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


ã. Þæíîóðàëüñê ×åëÿáèíñêîé îáëàñòè, â 90 êì îò ã. ×åëÿáèíñê, íà ëåâîì áåðåãó ðåêè Óâåëêè.

ÞÆÍÎÓÐÀËÜÑÊÀß ÃÐÝÑ


■ два турбоагрегата К-50-90-2, одна турбина

П-35/50-90/9, одна турбина ПТ-83/100-90/2,5,

одна турбина К-100-90-5, две турбины

Т-82/100-90/2.5, а также десять пылеугольных

котлов ПК-10ш и два котла ПК-14 в составе

очереди с поперечными связями;

■ два энергоблока с турбоагрегатами К-200-

130-1 и котлами ПК-33.



Основное топливо — уголь, газ; резервное и

растопочное — мазут.






связь.


45

2012

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È

53,50%

0,07%

46,43%

Óãîëü

Ìàçóò

Ãàç


5 424,978 ÌËÍ ÊÂÒ·×






70,02%ÊÈÓÌ


ÓÐÓÒ

1 155 ×ÅË.


882 ÌÂÒ


ÌÎÙÍÎÑÒÜ

395 ÃÊÀË/×


ÃÀÇ — 820,93 ÌËÍ Ì3




46

2012

Инвестиционный проект «Строительство

Джубгинской ТЭС (проектные и изыскатель-

ские работы, строительство)» Постановле-

нием Правительства Российской Федерации

от 29.12.2007 № 991 включён в «Программу

строительства олимпийских объектов и раз-

вития города Сочи как горноклиматического

курорта».

Вводимая мощность — 2 х 90 МВт.

В качестве основного топлива для энерго-

блоков принят природный газ.

ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПЛАНИРУЕТСЯ В 4-М КВАРТАЛЕ 2013 ГОДА.

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ

ÄÆÓÁÃÈÍÑÊÀß ÒÝÑ


47

2012

экономической и финансовой систем. Суще-

ствующее российское налоговое, валютное

и таможенное законодательство допуска-

ет различные толкования и подвержено ча-

стым изменениям. ОАО «ИНТЕР РАО – Элек-

трогенерация» подвержено значительному

влиянию со стороны различных регулирую-

щих министерств и ведомств, которые осу-

ществляют деятельность в области тарифо-

образования, определения энергетической

стратегии, утверждения нормативных доку-

ментов, влияющих на деятельность Обще-

ства.

РЕГИОНАЛЬНЫЕ РИСКИ

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» за-

регистрировано в качестве налогоплатель-

щика в г. Москве, филиалы Общества, вы-

рабатывающие электрическую и тепловую

энергию, расположены в регионах Россий-

ской Федерации — в европейской части

страны, в Сибири и на Урале. Диверсифика-

ция бизнеса позволяет говорить об устой-

чивости ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенера-

ция» и его незначительной подверженности

региональным рискам.

Политические риски в регионах деятельно-

сти ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

связаны с изменением регионального зако-

нодательства, регионального тарифообра-

зования и не подконтрольны Обществу из-

за их масштаба. В случае дестабилизации

ситуации в России или в отдельно взятом

регионе Обществом будут приниматься ме-

ры по антикризисному управлению с целью

максимального снижения негативного воз-

действия на его деятельность.

Риски, связанные с возможными военны-

ми конфликтами, введением чрезвычай-

ного положения и забастовками в стране

и регионах, в которых ОАО «ИНТЕР РАО –

Электрогенерация» осуществляет свою де-

ятельность, Общество оценивает как мини-

мальные.

ИНФОРМАЦИЯО РИСКАХ И СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ РИСКАМИ

В 2012 году менеджмент ОАО «ИНТЕР РАО –

Электрогенерация» продолжил совершен-

ствование комплексной системы управле-

ния рисками с учётом рекомендаций лучших

мировых практик и требований российско-

го законодательства.

Основные цели, принципы и подходы в дея-

тельности по управлению рисками отраже-

ны в Положении об управлении рисками, ут-

вержденном решением Совета директоров

Общества 06.03.2013 (Протокол № 18).

Методы управления рисками, применяемые

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»,

включают сокращение (минимизацию), при-

нятие, отказ и передачу рисков.

По итогам 2012 года по оценке Общества

наиболее значимыми являются следующие

риски.

СТРАНОВЫЕ И РЕГИОНАЛЬНЫЕ

РИСКИ

СТРАНОВЫЕ РИСКИ


осуществляет свою хозяйственную дея-

тельность в сфере производства и продажи

электрической и тепловой энергии на тер-

ритории Российской Федерации, поэтому

экономические, политические и социаль-

ные риски РФ могут оказать на Общество

существенное воздействие.

В настоящее время в Российской Федера-

ции продолжаются реформы, направленные

на создание и развитие законодательной,

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È


48

2012

ве принципа поддержания надёжности рабо-

ты оборудования, реконструкцию действую-

щих и строительство новых генерирующих

объектов, страхование имущества, возмеще-

ние ущерба по договорам страхования.

РИСК СНИЖЕНИЯ ОБЪЁМОВ ПРОИЗВОДСТВА

Риск возникает при снижении спроса

на электрическую энергию. Несмотря на то

что раннее электростанции ОАО «ИНТЕР

РАО – Электрогенерация» уже сталкивались

с проблемой значительного снижения объ-

ёмов производства, дальнейшее снижение

объёмов производства сейчас оценивается

как маловероятное. Однако Общество отно-

сит данный отраслевой риск к категории наи-

более значимых. Следствием риска является

снижение выручки от продажи электроэнер-

гии и мощности.

Данный риск является внешним, поэтому дей-

ствия Общества, направленные на миними-

зацию риска, крайне ограничены. Основные

действия Общества направлены на повыше-

ние операционной эффективности путём ре-

ализации программ по снижению производ-

ственных издержек и экономии топлива.

РИСКИ, СВЯЗАННЫЕ С УВЕЛИЧЕНИЕМ ЦЕН НА ТОПЛИВО

Затраты на топливо являются основной статьёй

в себестоимости производства электроэнер-

гии, поэтому риски, связанные с повышением

цен на энергоносители и их транспортировку,

могут привести к ухудшению финансово-эко-

номического состояния Общества.

Для уменьшения данных рисков Общество

осуществляет следующие мероприятия:

■ диверсификация поставщиков топлива;

■ участие в организации и проведении бир-

жевой торговли газом, развитие функции

трейдинга;

Риски, связанные с географическими осо-

бенностями страны и регионов, в которых

Общество осуществляет деятельность,

в том числе повышенная опасность сти-

хийных бедствий, возможное прекращение

транспортного сообщения в связи с уда-

лённостью и/или труднодоступностью и т. п.,

по оценке Общества минимальны.

ОТРАСЛЕВЫЕ РИСКИ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РИСКИ

К технологическим рискам Общество отно-

сит влияние неопределённости, связанной

с внеплановым изменением режимов ра-

боты генерирующего оборудования (в том

числе риски от внеплановых остановок)

и изменениями в схеме прилегающей сети,

приводящими к снижению располагаемой

мощности электростанции.

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» раз-

деляет данные риски на следующие группы:

■ технологические нарушения, вызванные

аварийным отключением тепломеханиче-

ского и электротехнического/электросете-

вого оборудования электростанции;

■ технологические нарушения, связанные

с топливообеспечением электростанции;

■ технологические нарушения, связанные

с аварийным отключением ЛЭП в схеме вы-

дачи мощности, находящейся на балансе

сетевой компании.

Реализация негативного сценария рисков

может привести к прямым финансовым по-

терям Общества на балансирующем рынке

электроэнергии, потерям от частичной не-

оплаты установленной мощности электро-

станций, затратам на ведение ремонтных

работ и прочее.

Для уменьшения данных рисков Общество

осуществляет техническое перевооружение

и реконструкцию основных фондов на осно-

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


49

2012

РИСКИ, СВЯЗАННЫЕ С ИЗМЕНЕНИЕМ КОНЪЮНКТУРЫ И ПРАВИЛ РАБОТЫ РЫНКОВ

Данные риски также вызваны реформиро-

ванием отрасли электроэнергетики.

Наиболее значимыми изменениями в пра-

вилах ОРЭМ, которые привели к реализа-

ции риска в 2012 году, явились:

■ переход на обязательное ценопринимание

до объёмов технологического минимума;

■ изменение принципов определения объ-

ёмов оплачиваемой мощности;

■ перенос сроков индексации КОМ;

■ принятие неблагоприятных для Обще-

ства тарифных решений.

Для снижения данного риска Общество

проводит постоянную работу с органами

государственной власти в части изменения

законодательства, регулирующего отрасль

электроэнергетики: инициирование изме-

нений в нормативно-правовой базе отрас-

ли, участие в деятельности Наблюдатель-

ного совета НП «Совет рынка» через своих

представителей.

РИСК НАРУШЕНИЯ СРОКОВ ПОСТАВКИ МОЩНОСТИ ПО ДПМ

Данный риск возникает вследствие ряда

факторов как технического (задержка сро-

ков строительства объекта), так и организа-

ционного характера (задержка сроков вво-

да объекта в эксплуатацию, неполучение

права на участие в торговле на ОРЭМ), что

приводит к недополучению плановой при-

были и к штрафным санкциям по договорам

поставки мощности (ДПМ).

В связи с финансовой несостоятельностью

генподрядчика, а также рядом других фак-

торов сдвигаются сроки ввода энергобло-

ка на Гусиноозёрской ГРЭС, что может при-

вести к значительным штрафным санкциям

за неисполнение ДПМ.

■ заключение долгосрочных договоров с по-

ставщиками по согласованным ценам, приня-

тым в расчёт при формировании тарифов;

■ краткосрочное и среднесрочное прогно-

зирование развития ситуации на РСВ, кор-

ректировка ежемесячных объёмов поставок

топлива, взаимодействие с поставщиками

по условиям поставок;

■ снижение себестоимости производства,

в том числе повышение операционной эф-

фективности путём реализации программ

по снижению производственных издержек

и экономии топлива.

РИСКИ ОТРАСЛЕВОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ

Данные риски связаны с тем, что электро-

энергетическая отрасль в России претерпе-

вает постоянные изменения, являясь госу-

дарственно регулируемой в части тарифов

инфраструктурных организаций, тарифов

в регулируемом сегменте рынка электро-

энергии и мощности, а также в части систем-

ных ограничений режимов работы объектов

электроэнергетики.

Риск замедления темпов роста тарифа

на электроэнергию связан с возможным

установлением тарифа ниже экономически

обоснованного уровня, а также с вероятны-

ми более низкими темпами роста тарифа

на электроэнергию по сравнению с темпа-

ми роста цен на топливо, что может привести

к снижению рентабельности продаж на регу-

лируемом сегменте ОРЭМ.

С целью уменьшения данных рисков Обще-

ством осуществляются мероприятия, вклю-

чающие в себя участие в согласительных

совещаниях и заседаниях Правления ФСТ

России, разработку нормативных докумен-

тов ФСТ России, детальное, постатейное

обоснование величины тарифа, а также ме-

роприятия, направленные на снижение себе-

стоимости производства и повышение опе-

рационной эффективности.

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È


50

2012

тия, применяемые для ограничения финан-

совых рисков, порядок контроля и монито-

ринга финансовых рисков.

ВАЛЮТНЫЙ РИСК

Изменение обменных курсов валют приводит

к переоценке валютных обязательств Обще-

ства, денежных средств и прочих валютных

активов и пассивов Общества, что выража-

ется в снижении или увеличении прибыли.

В рамках планирования своей деятельно-

сти Общество стремится обеспечить соот-

ветствие между величиной валютных обяза-

тельств и размером валютных активов, что

естественным образом снижает валютные

риски Общества.

В течение 2012 года наблюдалось равнона-

правленное движение рубля по отношению

к евро и доллару США. Так, минимальное

значение курса доллара США, установлен-

ного ЦБ РФ в 2012 году, было зафиксирова-

но в марте и составило 28,9 рублей за дол-

лар США, а максимальное — 34,03 рубля

за доллар США в июне. Аналогичные зна-

чения для евро составили 38,4 рубля за ев-

ро в марте и 42,2 рубля за евро в июне. Та-

кая повышенная волатильность усиливает

не определённость относительно будущих

значений валютных курсов.

Актуальность данного риска для Общества

в 2013 году связана в основном с использо-

ванием импортного оборудования при реа-

лизации инвестиционной программы.

По оценкам Общества валютный риск

с учетом предпринимаемых действий для

его снижения в настоящий момент не может

существенным образом повлиять на спо-

собность Общества исполнять свои обяза-

тельства.

В рамках управления данным риском Обще-

ством предпринимаются следующие меры:

■ контроль сроков исполнения обяза-

тельств генподрядчиком;

■ проведение претензионной работы в от-

ношении неисполнения генподрядчиком

обязательств по сроку готовности объекта

ДПМ;

■ создание резерва под штрафные санк-

ции по ДПМ.

РИСКИ ТОРГОВОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Ценовой риск связан с неблагоприятным

для Общества колебанием цен на электро-

энергию (мощность) на ОРЭМ.

Данные риски в большей степени являют-

ся внешними, поэтому воздействие Обще-

ства на вероятность их реализации огра-

ничено. С целью снижения отрицательного

влияния указанных рисков и/или их мини-

мизации Общество осуществляет меропри-

ятия, направленные на повышение опера-

ционной эффективности путём реализации

программ по снижению производствен-

ных издержек и экономии топлива, а так-

же заключения долгосрочных контрактов

на электроснабжение, диверсификации

свободных договоров на электроснабже-

ние по отраслям промышленности и реги-

онам.

ФИНАНСОВЫЕ РИСКИ

В ходе финансово-хозяйственной деятель-

ности ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенера-

ция» осуществляет оценку и управление

финансовыми рисками, включая валютный

и процентный риск, а также кредитный риск

контрагентов.

В Обществе утверждена Методика управле-

ния финансовыми рисками, описывающая

принципы и методы их оценки, мероприя-

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


51

2012

договоров применяются механизмы, способ-

ствующие снижению кредитных рисков (аван-

сирование, банковские гарантии и поручи-

тельства).

Также осуществляется управление кредитным

риском при взаимодействии с финансовыми

организациями, в частности с банками-контр-

агентами операции по размещению денеж-

ных средств осуществляются исключительно

в пределах лимитов, установленных исходя

из оценки текущей финансовой устойчивости

кредитных организаций.

ВЛИЯНИЕ ИНФЛЯЦИИ

По данным Федеральной службы государ-

ственной статистики, показатель инфляции

в 2005 году составил 10,9%, в 2006 году —

9,0%, в 2007 году — 11,9%, в 2008 году —

13,3%, в 2009 году — 8,8%, в 2010 году —

8,8%, в 2011 году — 6,1%, в 2012 году — 6,6%.

Согласно прогнозу Министерства экономи-

ческого развития РФ, инфляция в 2013 году

ожидается на уровне 5-6%.

Негативное влияние инфляции на фи-

нансово-экономическую деятельность


может быть вызвано следующими рисками:

■ риск потерь, связанных с потерями в ре-

альной стоимости дебиторской задолженно-

сти при существенной отсрочке или задерж-

ке платежа;

■ риск увеличения себестоимости товаров,

продукции, работ, услуг из-за увеличения

цены на энергоносители, транспортных рас-

ходов, заработной платы и т. п.;

■ риск увеличения стоимости инвестицион-

ной программы.

В случае существенного превышения инфля-

цией прогнозных уровней ОАО «ИНТЕР РАО –

Электрогенерация» примет меры по оптими-

зации затрат, а также структуры активов. Как

показывает ретроспективный анализ, рост

цен на тепловую и электрическую энергию

ПРОЦЕНТНЫЙ РИСК

Процентный риск — это риск потерь вслед-

ствие неблагоприятного изменения про-

центных ставок.

В 2012 году Банк России повысил ставку ре-

финансирования с 8 до 8,25%, что сопрово-

ждалось ростом ставок российского рубле-

вого межбанковского кредитования. Ставка

MosPrime выросла почти на 0,5% (в течение

второго полугодия с 7,06 до 7,47%). Общество

считает высоковероятным дальнейший рост

рублёвых и валютных процентных ставок в на-

чале 2013 года.

В связи с планируемым привлечением за-

ёмных средств для целей реализации инве-

стиционной программы 2013 года возможно

влияние процентного риска на стоимость ин-

вестиционных проектов Общества.

Колебание процентных ставок может также

повлиять на величину процентного дохода

от размещённых банковских депозитов в мо-

мент их переразмещения. Потенциальное сни-

жение дохода в этом случае прогнозируется

в контролируемых и ограниченных пределах.

РИСК НЕИСПОЛНЕНИЯ КОНТРАГЕНТАМИ СВОИХ ОБЯЗАТЕЛЬСТВ (КРЕДИТНЫЙ РИСК)

Для предотвращения рисков неисполнения

контрагентами своих обязательств и мини-

мизации возможных потерь Общество осу-

ществляет управление кредитным риском при

взаимодействии с внешними контрагентами

(покупателями и поставщиками), а также с фи-

нансовыми организациями, включая банки

и страховые компании.

С целью минимизации кредитного риска Об-

щество осуществляет превентивные меры:

проводится анализ контрагентов на предмет

платёжеспособности, кредитоспособности

и финансовой устойчивости в целом, регуляр-

но проводится мониторинг дебиторской за-

долженности. Кроме этого, при заключении

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È


52

2012

привести к налоговому бремени в большем

объёме, чем ожидалось.

Существует также риск дополнения или из-

менения положений Налогового кодекса РФ,

что может привести к увеличению налоговой

нагрузки и, соответственно, к изменениям

итоговых показателей хозяйственной дея-

тельности, включая уменьшение чистой при-

были.

РИСКИ, СВЯЗАННЫЕ С ИЗМЕНЕНИЕМ ТРЕБОВАНИЙ ПО ЛИЦЕНЗИРОВАНИЮ ОСНОВНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОБЩЕСТВА ЛИБО ЛИЦЕНЗИРОВАНИЮ ПРАВ ПОЛЬЗОВАНИЯ ОБЪЕКТАМИ, НАХОЖДЕНИЕ КОТОРЫХ В ОБОРОТЕ ОГРАНИЧЕНО (ВКЛЮЧАЯ ПРИРОДНЫЕ РЕСУРСЫ)

Изменение требований по лицензированию

основной деятельности ОАО «ИНТЕР РАО –

Электрогенерация» либо лицензированию

прав пользования объектами, нахождение

которых в обороте ограничено (включая

природные ресурсы), может привести к уве-

личению срока подготовки документов, не-

обходимых для продления срока действия

лицензии, а также необходимости соответ-

ствия Общества изменённым требованиям.

Однако в целом данный риск оценивается

Обществом как незначительный, кроме тех

случаев, когда для продления лицензии или

для осуществления деятельности, подлежа-

щей лицензированию, будут предусмотрены

требования, которым Общество не сможет

соответствовать или соответствие которым

будет связано с чрезмерными затратами,

что может привести к прекращению данной

деятельности Обществом.

В обозримой перспективе риски, связан-

ные с изменением валютного, налогового,

таможенного и иного законодательства, ко-

торые могут повлечь за собой ухудшение

финансового состояния Общества, являют-

ся, по мнению Общества, незначительными.

внутри страны, как правило, отражает темпы

инфляции. В связи с этим негативное влия-

ние инфляции, выражающееся в увеличении

затрат Общества, нивелируется соответству-

ющим ростом выручки.

ПРАВОВЫЕ РИСКИ

К числу правовых рисков, которые мо-

гут оказать влияние на деятельность

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация», мож-

но отнести риски, связанные с:

■ изменением валютного регулирования;

■ изменением налогового законодатель-

ства;

■ изменением правил таможенного контроля

и пошлин;

■ изменением правил по лицензированию

основной деятельности эмитента либо ли-

цензированию прав пользования объектами,

нахождение которых в обороте ограничено

(включая природные ресурсы);

■ изменением судебной практики.

Правовые риски возникают при осущест-

влении деятельности на внутреннем рынке,

что характерно для большинства субъектов

предпринимательской деятельности, рабо-

тающих на территории Российской Феде-

рации. Для минимизации правовых рисков

практически все операции Общества прохо-

дят обязательную предварительную юриди-

ческую экспертизу.

РИСКИ, СВЯЗАННЫЕ С ИЗМЕНЕНИЕМ НАЛОГОВОГО ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВА

В связи с неопредёленностью и противоре-

чивостью в области налогообложения Обще-

ство потенциально подвержено возможно-

сти применения к нему различных штрафов

и пеней, несмотря на все усилия по соблюде-

нию налогового законодательства, что может

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß Î

Á Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ

È Å

ÃÎ

ÏÎ

ËÎ

ÆÅÍ

ÈÈ

Â Î

ÒÐÀÑ

ËÈ


53

2012

СТРАХОВАНИЕ РИСКОВ

Одним из наиболее действенных механиз-

мов управления рисками является их пере-

дача посредством страхования.

Стратегическими задачами ОАО «ИНТЕР

РАО – Электрогенерация» по страхованию

являются:

■ обеспечение надёжных гарантий возме-

щения убытков и снижение ущерба, нано-

симого Обществу в результате технологи-

ческих нарушений, стихийных бедствий,

действий третьих лиц и иных непредвиден-

ных событий посредством повышения каче-

ства договоров страхования и оптимизации

процесса урегулирования убытков;

■ оптимизация распределения финансо-

вых ресурсов Общества, направленных

на ликвидацию последствий природных

и техногенных аварий и других неблагопри-

ятных событий за счет использования меха-

низма страхования;

■ повышение инвестиционной привлека-

тельности Общества за счёт сохранения

и поддержания гарантированного разме-

ра активов через использование механиз-

мов страхования и перестрахования от-

ветственности страховщика в страховых

компаниях, обладающих высоким междуна-

родным рейтингом финансовой надёжно-

сти;

■ повышение уровня социальной защи-

щенности и уровня мотивации работни-

ков Общества, защиты их жизни и здоро-

вья посредством заключения договоров

добровольного медицинского страхова-

ния и страхования от несчастных случаев

на производстве и профессиональных за-

болеваний.

РИСКИ, СВЯЗАННЫЕ С ИЗМЕНЕНИЕМ СУДЕБНОЙ ПРАКТИКИ ПО ВОПРОСАМ, СВЯЗАННЫМ С ДЕЯТЕЛЬНОСТЬЮ ОБЩЕСТВА (В ТОМ ЧИСЛЕ ПО ВОПРОСАМ ЛИЦЕНЗИРОВАНИЯ), КОТОРЫЕ МОГУТ НЕГАТИВНО СКАЗАТЬСЯ НА РЕЗУЛЬТАТАХ ЕГО ДЕЯТЕЛЬНОСТИ, А ТАКЖЕ НА РЕЗУЛЬТАТАХ ТЕКУЩИХ СУДЕБНЫХ ПРОЦЕССОВ, В КОТОРЫХ УЧАСТВУЕТ ОБЩЕСТВО


внимательно изучает изменения судеб-

ной практики, связанные с его деятельно-

стью (в том числе по вопросам лицензиро-

вания), с целью оперативного учёта данных

изменений в своей деятельности. Судеб-

ная практика анализируется как на уровне

Верховного суда Российской Федерации,

Высшего арбитражного суда Российской

Федерации, так и на уровне окружных фе-

деральных арбитражных судов, анализиру-

ется правовая позиция Конституционного

суда Российской Федерации по отдельным

вопросам правоприменения.

Возможные изменения в судебной практике

по вопросам, связанным с деятельностью

Общества, не могут существенно повлиять

на результаты его деятельности.

Вероятность появления таких измене-

ний, которые могут негативно сказаться

на деятельности Общества, незначитель-

на. Управление данными рисками основа-

но на оптимизации процесса юридическо-

го сопровождения деятельности Общества.

Для минимизации правовых рисков биз-

нес-процессы ОАО «ИНТЕР РАО – Элек-

трогенерация», подверженные рискам (на-

пример, заключение договоров), проходят

обязательную юридическую экспертизу.

Обществом применяется преимуществен-

но досудебное урегулирование споров

с контрагентами.

ÈÍ

ÔÎ

ÐÌÀ

ÖÈ

ß ÎÁ Î

ÁÙÅÑ

ÒÂÅ È ÅÃÎ

Ï

ÎË

ÎÆ

ÅÍÈ

È Â Î

ÒÐÀÑË

È

МАСШТАБ И ДИНАМИКАВвод новых генерирующих объектов открывают перед Обществом дополнительные перспективы развития и роста

09:00ИВАНОВСКИЕ ПГУ


Московское время MSK (UTC+4)

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ

2012

56О

БЗО

Р Ф

ИН

АНСО

ВО-Э

КОН

ОМ

ИЧЕ

СКИ

Х РЕ

ЗУЛ

ЬТАТ

ОВ

ОБЗОР ФИНАНСОВО-ЭКОНОМИЧЕСКИХРЕЗУЛЬТАТОВ1 Оценка (анализ) динамики экономических и финансовых показателей деятельности Общества за отчетный период в сравнении с 2011 годом не проводится в связи с не-сопоставимостью вследствие произошед-шей реорганизации, а также фактическим отсутствием операционной деятельности Общества в 2011 году.

1 В настоящем разделе анализ финансово-экономиче-

ских результатов приведён в соответствии с российскими

стандартами бухгалтерского учёта (РСБУ).

На экономические показатели и отчётность

Общества за 2012 год существенное влия-

ние оказали операции, связанные с произо-

шедшей 1 октября 2012 года реорганизацией

Общества в форме присоединения к Обще-

ству ОАО «Первая генерация», созданно-

го в результате реорганизации ОАО «ОГК–1»

в форме выделения, и ОАО «Третья генера-

ция», созданного в результате реорганизации

ОАО «ОГК–3» в форме выделения. В результа-

те реорганизации Общество стало собствен-

ником имущественных комплексов 16 элек-

тростанций вместо имевшихся на конец 2011

года 4 электростанций. Это привело к резко-

му росту стоимости активов и выручки и не-

возможности сопоставления экономических

и некоторых финансовых результатов.

По итогам 2012 г. выручка от реализации

продукции (услуг) составила 45 572 345 тыс.

рублей. Затраты с учётом коммерческих

и управленческих расходов в целом по году

составили 44 855 078 тыс. рублей. Сальдо про-

чих доходов и расходов с учётом процентов

к получению/уплате составило –991 112 тыс.

рублей. Таким образом, фактический убы-

ток по результатам работы в 2012 г. составил

– 430 568 тыс. рублей.

ВЫРУЧКАВ структуре выручки Общества за 2012 год до-

минируют доходы от продажи электроэнергии

(67%) и мощности (25%). Доходы от продажи

тепловой энергии составили 2% от выручки.

Суммарная выручка от реализации электри-

ческой энергии, мощности и тепла в 2012 году

составила 43 004 758 тыс. руб.2

2 Более подробная информации о выручке от реализа-

ции электроэнергии, мощности и тепла приведена в раз-

деле 4 настоящего годового отчёта.


2012

57О

БЗОР Ф

ИН

АНСО

ВО-ЭКО

НО

МИ

ЧЕСКИХ

РЕЗУЛЬТАТО

В

ОТЧЁТ О ФИНАНСОВЫХ РЕЗУЛЬТАТАХ ЗА 2011–2012 гг.тыс. руб.

Наименование показателя 2011 год 2012 год

Доходы и расходы по обычным видам деятельности

Выручка от продажи товаров, продукции, работ, услуг 1 751 189 45 572 345

Себестоимость продаж 1 608 362 44 084 542

Валовая прибыль 142 827 1 487 803

Коммерческие расходы 59 591

Управленческие расходы 60 885 710 945

Прибыль (убыток) от продаж 81 942 717 267

Прочие доходы и расходы

Проценты к получению 11 583 382 484

Проценты к уплате 0 118 464

Прочие доходы 6 1 207 391

Прочие расходы 5 372 2 462 523

Прибыль (убыток) до налогообложения 88 159 –273 845

Отложенные налоговые активы 131 637 2 474 720

Отложенные налоговые обязательства 200 345 2 631 231

Текущий налог на прибыль

Налог на прибыль прошлых лет

Прочие расходы из прибыли 212

Чистая прибыль (убыток) отчётного периода 19 451 –430 568

100%

2011 2012

Реализация электроэнергии Реализация мощности Реализация тепловой энергии Прочие доходы от текущей деятельности

67%

25%

2%6%

СТРУКТУРА ВЫРУЧКИ ОБЩЕСТВА В 2011–2012 гг.


2012

58О

БЗО

Р Ф

ИН

АНСО

ВО-Э

КОН

ОМ

ИЧЕ

СКИ

Х РЕ

ЗУЛ

ЬТАТ

ОВ

СТРУКТУРА ВЫРУЧКИ ЗА 2011–2012 гг.

2011 год 2012 год

тыс. руб. доля, % тыс. руб. доля, %

Выручка 1 751 189 100 45 572 345 100

Реализация электроэнергии 0 0 30 491 142 67

Реализация мощности 0 0 11 475 641 25

Реализация тепловой энергии 0 0 1 037 975 2

Прочие доходы от текущей деятельности 1 751 189 100 2 567 587 6

деятельность по производству электриче-

ской энергии (мощности) и тепловой энергии

не осуществлялась.

СЕБЕСТОИМОСТЬСебестоимость продаж с учётом коммерче-

ских и управленческих расходов в 2012 году

составила 44 855 078 тыс. руб. Большую часть

в структуре себестоимости (65%) составля-

ют переменные затраты. Условно-постоянные

затраты составляют 35% от общей структуры

затрат.

Общая выручка по всем видам деятель-

ности Общества за 2012 год составила

45 572 345 тыс. рублей.

Выручка от реализации электроэнергии (мощ-

ности) — 41 966 783 тыс. рублей.

Выручка от реализации тепловой энергии —

1 037 975 млн рублей.

Выручка от прочей реализации — 2 567 587 млн

рублей.

В 2011 году 100% выручки составили дохо-

ды от сдачи в аренду имущества Общества,

СТРУКТУРА СЕБЕСТОИМОСТИ ПРОДАЖ С УЧЁТОМ КОММЕРЧЕСКИХ И УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РАСХОДОВ В 2011–2012 гг.*

2011 год 2012 год Изм.

2012/2011,%тыс. руб. доля, % тыс. руб. доля, %

Всего себестоимость продаж с учётом ком-мерческих и управленческих расходов 1 669 247 100 44 855 078 100 2 687

Переменные затраты 0 0 28 942 133 65 –

Затраты на топливо 0 0 26 756 591 60 –

Покупная электроэнергия (мощность) 0 0 2 183 781 5 –

Вода на технологические нужды 0 0 1 761 0 0

Условно-постоянные затраты 1 669 247 100 15 912 946 35 953

Сырьё и материалы 288 0 1 090 843 2 378 536

Работы и услуги производственного характера 1 0 1 234 631 3 118 888 243

Амортизация 1 300 601 78 5 357 068 12 412

Затраты на оплату труда + обязательные стра-ховые взносы 2 023 0 3 556 592 8 175 772

Негосударственное пенсионное обеспечение 0 0 0 0 –

Водный налог 0 0 375 0 –

Прочие затраты 366 333 22 4 673 436 10 1 276

*Информация приведена в соответствии с управленческими данными.


2012

59О

БЗОР Ф

ИН

АНСО

ВО-ЭКО

НО

МИ

ЧЕСКИХ


В

ПРОЧИЕ РАСХОДЫ И ДОХОДЫ ОТ НЕОСНОВНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИПрочие доходы от неосновной деятельности

в 2012 году (без учёта процентов к получению)

составили 1 207 391 тыс. руб. Прочие расхо-

ды (без учёта процентов к уплате) составили

2 462 523 тыс. руб.

Проценты к получению в 2012 году составили

382 484 тыс. руб.

Проценты к уплате в 2012 году составили

118 464 тыс. руб.

ПРИБЫЛЬПРИБЫЛЬ ОТ ПРОДАЖ

По итогам 2012 года прибыль от продаж

Общества составила 717 267 тыс. руб.

EBITDAEBITDA — прибыль до уплаты налогов без

учёта процентов к уплате и амортизацион-

ных отчислений. Данный показатель отража-

ет финансовый результат операционной дея-

тельности компании и позволяет сравнивать

компании между собой, поскольку не зависит

от системы налогообложения, стоимости при-

влечения кредитов и принятой в компании си-

стемы амортизации основных средств и нема-

териальных активов.

ПРИБЫЛЬ ОТ ПРОДАЖ ПО ГРЭС В 2011–2012 гг., тыс. руб.

1 000 000

800 000

600 000

-200 000

-400 000

-600 000

-800 000

400 000

200 000

0

793

429

880

652

46 0

56

-464

974

-685

699

17 8

08

53 5

93

28 1

87

-2 6

26

639

053

-85

432

105

936

-80

794

107

879

-89

634

74 0

52 484

678

-229

269

-19

996

Верхнетагильская ГРЭС

Гусиноозёрская ГРЭС

Ивановские ПГУ

Ириклинская ГРЭС

Калининградская ТЭЦ-2

Каширская ГРЭС

Костромская ГРЭС

Пермская ГРЭС

Печорская ГРЭС

Северо-Западная ТЭЦ

Сочинская ТЭС

Уренгойская ГРЭС

Харанорская ГРЭС

Черепетская ГРЭС

Южноуральская ГРЭС

2011

2012


2012

60О

БЗО

Р Ф

ИН

АНСО

ВО-Э

КОН

ОМ

ИЧЕ

СКИ

Х РЕ

ЗУЛ

ЬТАТ

ОВ

Показатель 2011 год 2012 год

EBITDA, тыс. руб. 1 388 760 5 201 687

По итогам 2012 года показатель EBITDA соста-

вил 5 201 687 тыс. руб. Рентабельность EBITDA

по выручке в 2012 году составила 11%.

Чистая прибыль (убыток)Чистая прибыль/убыток Общества по итогам

2012 года составила – 430 568 тыс. руб.

Принимая во внимание несопоставимость дан-

ных по периодам, представленным в таблице,

в связи с произошедшей 1 октября 2012 года

реорганизацией Общества, на динамику деби-

торской задолженности в 2012 году наиболь-

шее влияние оказали следующие направления:

� авансы выданные (капитальное строитель-

ство);

� покупатели электроэнергии и мощности;

� покупатели тепловой энергии.

Увеличение дебиторской задолженности в ча-

сти капитального строительства произошло

за счёт выплаченных авансовых платежей

на поставку оборудования по вновь заключён-

ным договорам, дополнительным соглашени-

ям при реализации инвестиционных проектов

нового строительства.

Прирост задолженности покупателей элек-

трической энергии и мощности обусловлен

общей тенденцией снижения уровня расчё-

ПОКАЗАТЕЛИ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ В 2011–2012 гг.

Показатель 2011 год 2012 год Абс. изм. 2012–2011, п.п.

ROS Рентабельность EBITDA (EBITDA / Выручка), % 79,30 11,41 –67,89

Отношение долга к EBITDA (Совокупные обязательства / EBITDA), тыс. руб. 0,44 8,69 825

ДЕБИТОРСКАЯ ЗАДОЛЖЕННОСТЬ В 2011–2012 гг.

Показатель31.12.2011 31.12.2012

тыс. руб. доля, % тыс. руб. доля, %

По периоду возникновения

Долгосрочная дебиторская задолженность 116 433 7,6 8 738 998 35,8

Краткосрочная дебиторская задолженность 1 416 562 92,4 15 661 566 64,2

Итого 1 532 995 100 24 400 564 100

По направлениям

Покупатели и заказчики 944 483 61,6 11 263 719 46,2

Авансы выданные 584 762 38,2 9 364 364 38,4

Прочие дебиторы 3 750 0,2 3 772 481 15,4

Итого 1 532 995 100 24 400 564 100


2012

61О

БЗОР Ф

ИН

АНСО

ВО-ЭКО

НО

МИ

ЧЕСКИХ


В

тов на оптовом рынке электрической энергии

и мощности.

Основной прирост произошёл в связи с непла-

тежами субъектов рынка — группы компаний,

находящихся под управлением ООО «Энерго-

стрим» и традиционно низкой платежной дис-

циплиной контрагентов — Гарантирующих по-

ставщиков Северного Кавказа.

Недофинансирование бюджетных органи-

заций, банкротство жилищных организаций,

низкая финансовая дисциплина потребителей

стали причинами роста дебиторской задол-

женности за отпущенную тепловую энергию.

В соответствии с учётной политикой в Обще-

стве создается резерв по сомнительным дол-

гам, размер которого на конец 2012 года со-

ставил 4 243 644 тыс. руб.

Кредиторская задолженность(не включая задолженность по кредитам и займам)

КРЕДИТОРСКАЯ ЗАДОЛЖЕННОСТЬ В 2011– 2012 гг.

ПоказательНа 31.12.2011 На 31.12.2012

тыс. руб. % тыс. руб. %

По периоду возник-новения

Долгосрочная кредиторская задол-женность 6 644 1,6 17 215 442 45,5

Краткосрочная кредиторская задол-женность 405 188 98,4 20 617 619 54,5

Итого 411 832 100,00 37 833 061 100,00

По направлениям

Поставщики и подрядчики 14 999 3,6 33 686 968 89,0

Задолженность по налогам и сборам (включая государственные внебюд-жетные фонды)

358 737 87,2 764 183 2,0

Прочие кредиторы 38 094 9,2 3 155 284 8,4

Задолженность перед персоналом 2 – 226 626 0,6

Итого 411 832 100,00 37 833 061 100,00

Кредиторская задолженность Общества на

31.12.2012 составила 37 833 061 тыс. руб.

Наибольший удельный вес (89,0%) зани-

мает задолженность перед поставщиками

и подрядчиками 33 686 096 тыс. руб., из ко-

торой 33 675 772 тыс. руб. — ОАО «ИНТЕР

РАО ЕЭС» в рамках договоров купли-прода-

жи имущества.

Займы и кредитыПо состоянию на 31.12.2012 ссудная задол-

женность Общества отсутствует.


2012

62О

БЗО

Р Ф

ИН

АНСО

ВО-Э

КОН

ОМ

ИЧЕ

СКИ

Х РЕ

ЗУЛ

ЬТАТ

ОВ

СТРУКТУРА БАЛАНСА СТРУКТУРА БАЛАНСА ОБЩЕСТВА В 2011–2012 гг.

Показатель2011 год 2012 год

тыс. руб. доля в балан-се, % тыс. руб. доля в балан-

се, %

Активы

Внеоборотные активы 33 072 826 93,35 190 218 030 82,99

Оборотные активы 2 356 511 6,65 38 989 012 17,01

Итого 35 429 337 100 229 207 042 100

Пассивы

Капитал и резервы 34 817 160 98,27 183 981 268 80,27

Долгосрочные обязательства 206 989 0,59 22 710 987 9,91

Краткосрочные обязательства 405 188 1,14 22 514 787 9,82

Итого 35 429 337 100 229 207 042 100

АКТИВЫ

В соответствии с бухгалтерской отчётно-

стью ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

за 2012 год стоимость активов составляет

229 207 042 тыс. руб.

Существенное увеличение стоимости активов

произошло по двум причинам:

� реорганизация в форме выделения про-

изводственных активов из ОАО «ОГК-1»

и ОАО «ОГК-3» в 100%-е дочерние общества

ОАО «Первая генерация» и ОАО «Третья ге-

нерация» с последующим их присоединением

к Обществу;

� приобретение активов у ОАО «ИНТЕР РАО

ЕЭС», относящихся к имущественным ком-

плексам Ивановских ПГУ, Калининградской

ТЭЦ-2, Северо-Западной ТЭЦ и Сочинской

ТЭС.

СТРУКТУРА АКТИВОВ В 2011–2012 гг.

ПоказательНа 31.12.2011 На 31.12.2012

тыс. руб. % от суммы активов тыс. руб. % от суммы

активов

Внеоборотные активы

Нематериальные активы – – 11 579 –

Результаты исследований и разрабо-ток – – 6 509 –

Основные средства, в т. ч. 32 821 634 92,64 170 285 946 74,29

незавершённое строительство – – 48 732 880 –

доходные вложения в материальные ценности – – 48 599 0,02

долгосрочные финансовые вложения – – 7 285 215 3,18

отложенные налоговые активы 131 637 0,37 2 846 788 1,24

прочие, в т. ч. 119 555 0,34 9 733 394 4,25

вложения во внеоборотные активы – – 16 916 –

дебиторская задолженность 116 433 – 8 738 998 –

другие внеоборотные активы 3 122 – 977 480 –


2012

63О

БЗОР Ф

ИН

АНСО

ВО-ЭКО

НО

МИ

ЧЕСКИХ


В

ПоказательНа 31.12.2011 На 31.12.2012

тыс. руб. % от суммы активов тыс. руб. % от суммы

активов

Оборотныеактивы

запасы 9 – 7 199 881 3,14

налог на добавленную стоимость по приобретённым ценностям 7 – 822 921 0,36

краткосрочная дебиторская задолжен-ность 1 416 562 4,00 15 661 566 6,83

краткосрочные финансовые вложения (– денежные эквиваленты) – – 2 330 405 1,02

денежные средства (+ денежные экви-валенты) 938 978 2,65 12 811 985 5,59

Прочие (НДС и прочие оборотные ак-тивы) 955 – 162 254 0,07

Итого 35 429 337 100,00 229 207 042 100,00

ВНЕОБОРОТНЫЕ АКТИВЫСостав основных средств

Наличие и движение основных средств

ДВИЖЕНИЕ ОСНОВНЫХ СРЕДСТВ ПО ПЕРВОНАЧАЛЬНОЙ СТОИМОСТИтыс. руб.

Наименованиепоказателя Период

На начало отчётного

периода

Рекласси-фикация Поступило

Поступило в результа-те реорга-

низации

ВыбылоНа конец

отчётного периода

Основные сред-ства — всего1, в том числе:

за 2012 г. 34 122 235 – 59 821 620 34 415 018 (153 618) 128 205 255

за 2011 г. – 34 122 267 – (32) 34 122 235

Зданияза 2012 г. 9 014 112 (276 087) 11 426 188 10 011 817 (623) 30 175 407

за 2011 г. – 9 014 112 – – 9 014 112

Сооружения и пере-даточные устрой-ства

за 2012 г. 3 803 433 250 779 9 364 777 7 174 405 (12 516) 20 580 878

за 2011 г. – – 3 803 433 – – 3 803 433

Машины и оборудо-вание

за 2012 г. 20 856 028 379 031 38 859 322 16 819 932 (137 054) 76 777 259

за 2011 г. – – 20 856 060 – (32) 20 856 028

Транспортные сред-ства

за 2012 г. 54 396 – 93 910 188 670 (867) 336 109

за 2011 г. – – 54 396 – – 54 396

Производственный и хозяйственный ин-вентарь

за 2012 г. 12 803 (428) 40 908 42 596 (1 605) 94 274

за 2011 г. – – 12 803 – – 12 803

Офисное оборудо-вание

за 2012 г. 6 188 (245) 11 981 2 789 (242) 20 471

за 2011 г. – – 6 188 – – 6 188

Земельные участки за 2012 г. 20 522 – 24 321 155 291 (118) 200 016

за 2011 г. – – 20 522 – – 20 522

Другие виды основ-ных средств

за 2012 г. 354 753 (353 050) 213 19 518 (593) 20 841

за 2011 г. – – 354 753 – – 354 753

1 Основные средства указаны по первоначальной стоимости без учёта амортизации.


2012

64О

БЗО

Р Ф

ИН

АНСО

ВО-Э

КОН

ОМ

ИЧЕ

СКИ

Х РЕ

ЗУЛ

ЬТАТ

ОВ

В 2011 г. в качестве вклада в уставный капи-

тал Обществу были переданы объекты основ-

ных средств на сумму 30 079 609 тыс. руб.,

включая движимое и недвижимое имущество.

Часть объектов основных средств на сумму

3 782 329 тыс. руб. была приобретена по до-

говорам купли-продажи, заключенным между

ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» и Обществом.

В 2012 г. поступление основных средств свя-

зано со следующими фактами хозяйственной

деятельности.

1. Реорганизация в форме выделения про-

изводственных активов из ОАО «ОГК–1»

и ОАО «ОГК–3» в 100%-е дочерние общества


нерация» с последующим их присоединением

к Обществу. При этом за первоначальную сто-

имость имущества принята остаточная стои-

мость активов у передающей стороны.

2. Приобретение основных средств

у ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», относящихся к иму-

щественным комплексам Ивановских ПГУ, Ка-

лининградской ТЭЦ–2, Северо-Западной ТЭЦ

и Сочинской ТЭС.

3. Ввод новых мощностей: энергобло-

ка на базе ПГУ 450 МВт Уренгойской ГРЭС

и энергоблока № 3 мощностью 225 МВт на фи-

лиале Харанорская ГРЭС.

Незавершённое строительство

тыс. руб.

Наименование показателя Период

На начало отчетного

периода

Изменения за период

На конец от-чётного пе-

риодаЗатраты за период

Поступило в ре-зультате реор-

ганизации

Принято к учёту в качестве основных средств

или увеличена стоимость/сдано

в монтаж

Выбыло

Незавершённое строительство и незакончен-ные операции по приобрете-нию, модер-низации и т. п. основных средств — всего, в том числе:

за 2012 г. – 41 694 604 72 350 079 (65 222 643) (89 160) 48 732 880

за 2011 г. – – – – – –

Оборудование к установке

за 2012 г. – 3 138 315 2 914 235 (5 401 023) – 651 527

за 2011 г. – – – – – –

Создание но-вых объектов ос-новных средств, включая строи-тельство

за 2012 г. – 26 861 954 66 471 818 (48 107 322) (87 687) 45 138 763

за 2011 г. – – – – – –

Затраты на ре-конструкцию, модернизацию, достройку дообо-рудование

за 2012 г. – 2 236 264 2 916 218 (2 217 719) (585) 2 934 178

за 2011 г. – – – – – –

Земельные участ-ки

за 2012 г. – 24 333 43 (24 321) – 55

за 2011 г. – – – – – –

Прочие капиталь-ные вложения

за 2012 г. – 9 433 738 47 765 (9 472 258) (888) 8 357

за 2011 г. – – – – – –


2012

65О

БЗОР Ф

ИН

АНСО

ВО-ЭКО

НО

МИ

ЧЕСКИХ


В

На начало 2012 года затраты по незавершён-

ному строительству отсутствовали. В течение

2012 года произведены капитальные вложе-

ния в размере 36 293 581 тыс. руб. (строи-

тельство новых мощностей), поступили в ре-

зультате реорганизации объекты на сумму

72 350 079 тыс. руб., введены в эксплуатацию

объекты на сумму 59 821 620 тыс. руб.

Долгосрочные финансовые вложенияПо состоянию на отчётную дату стоимость

долгосрочных финансовых вложений состав-

ляет за вычетом резерва 3,18% от общей сто-

имости активов и 3,83% от стоимости внеобо-

ротных активов.

У Общества отсутствуют финансовые вложе-

ния, находящиеся в залоге.

РАСШИФРОВКА ИНВЕСТИЦИЙ В ДОЧЕРНИЕ, ЗАВИСИМЫЕ И ПРОЧИЕОБЩЕСТВА

тыс. руб.

ПоказательНа 31.12.2012 На 31.12.2011

Первоначальная стоимость Резерв Первоначальная

стоимость Резерв

Инвестиции в дочерние общества 6 030 342 56 103 – –

NVGRES HOLDING LIMITED 5 872 720 – – –

Открытое акционерное общество «Управление техно-логического транспорта» 72 183 25 658 – –

Открытое акционерное общество «Гостиница Ко-стромской ГРЭС» 21 498 1 202 – –

Открытое акционерное общество «РСП ТПК КГРЭС» 18 969 1 711 – –

Открытое акционерное общество «Санаторий-профи-лакторий «Лукоморье» 16 939 – – –

Открытое акционерное общество «Коммунальник» 500 0

Открытое акционерное общество «Комплексный энергетический ремонт» 12 872 12 872

Открытое акционерное общество «Тепловая сервис-ная компания» 13 961 13 961

Открытое акционерное общество «Энергия-1» 200 200

Открытое акционерное общество «Южноуральская теплосбытовая компания» 500 500

Инвестиции в зависимые общества 15 060 295 13 970 339 – –

ОАО «РУСИА Петролеум» 15 060 290 13 970 334 – –

Прочие 5 5 – –

Инвестиции в другие общества 13 635 473 – –


2012

66О

БЗО

Р Ф

ИН

АНСО

ВО-Э

КОН

ОМ

ИЧЕ

СКИ

Х РЕ

ЗУЛ

ЬТАТ

ОВ

ОБОРОТНЫЕ АКТИВЫ

СТРУКТУРА ОБОРОТНЫХ СРЕДСТВ В 2011–2012 гг.

ПоказательНа 31.12.2011 На 31.12.2012


Запасы — всего, в т. ч.: 9 – 7 199 881 18,47

Сырьё и материалы, в т. ч.: 9 – 7 199 881 –

Мазут – – 1 620 129 –

Уголь – – 2 720 770 –

Прочее 9 – 2 858 982 –

Налог на добавленную стоимость по приобретённым ценностям 7 – 822 921 2,11

Дебиторская задолженность 1 416 562 60,11 15 661 566 40,17

Краткосрочные финансовые вложения (за исключением денеж-ных эквивалентов) – – 2 330 405 5,98

Денежные средства и денежные эквиваленты 938 978 39,85 12 811 985 32,86

Прочие (НДС и прочие оборотные активы) 955 0,04 162 254 0,42

Итого оборотные активы 2 356 511 100,00 38 989 012 100,00

В структуре оборотных средств преоблада-

ет дебиторская задолженность. Оборотные

активы в сравнении с началом года увеличи-

лись до 38 989 012 тыс. руб., прежде всего

за счёт увеличения статьи «Дебиторская за-

долженность».

Дебиторская задолженность в 2011–2012 гг.

НАЛИЧИЕ ДЕБИТОРСКОЙ ЗАДОЛЖЕННОСТИтыс. руб.


На начало отчетного периода

На конец отчетного периода

учтённая по условиям

договора

величина ре-зерва по со-мнительным

долгам


договора

величина ре-зерва по сомни-тельным долгам

Долгосрочная дебиторская задол-женность — всего, в том числе:

за 2012 г. 116 433 – 8 815 892 76 894

за 2011 г. – – 116 443 –

Задолженность покупателей и заказ-чиков

за 2012 г. – – 15 693 –

за 2011 г. – – – –

Авансы выданныеза 2012 г. 116 433 – 8 420 312 76 894

за 2011 г. – – 116 443 –

Прочие дебиторыза 2012 г. – – 379 887 –

за 2011 г. – – – –


2012

67О

БЗОР Ф

ИН

АНСО

ВО-ЭКО

НО

МИ

ЧЕСКИХ


В


На начало отчетного периода

На конец отчетного периода


договора

величина ре-зерва по со-мнительным

долгам


договора

величина ре-зерва по сомни-тельным долгам

Краткосрочная дебиторская задол-женность — всего, в том числе:

за 2012 г. 1 416 562 – 19 828 316 4 166 750

за 2011 г. – – 1 416 562 –

Задолженность покупателей и заказ-чиков

за 2012 г. 944 483 – 14 960 347 3 712 321

за 2011 г. – 944 483 –

Авансы выданныеза 2012 г. 468 329 – 1 023 133 2 187

за 2011 г. – 468 329 –

Прочие дебиторыза 2012 г. 3 750 – 3 844 836 452 242

за 2011 г. – – 3 750 –

В бухгалтерском балансе дебиторская за-

долженность, платежи по которой ожидаются

более чем через 12 месяцев после отчётной

даты на конец отчетного периода, отраже-

на в строке «Прочие внеоборотные активы»

в размере 8 738 998 тыс. руб. (31 декабря

2011 г.: 116 443 тыс. руб., 31 декабря 2010 г.:

0 тыс. руб.)

ПАССИВЫ

Совокупные пассивы ОАО «ИНТЕР

РАО – Электрогенерация» составляют

229 207 042 тыс. руб., из них капитал и резер-

вы — 183 981 268 тыс. руб., или 80,27%, дол-

госрочные обязательства — 22 710 987 тыс.

руб., или 9,91 %, краткосрочные обязатель-

ства — 22 514 787 тыс. руб., или 9,83%.

СТРУКТУРА ПАССИВОВ В 2011–2012 гг.

ПоказательНа 31.12.2011 На 31.12.2012


Капитал и резервы 34 817 160 98,27 183 981 268 80,27

Долгосрочные обязательства

Заёмные средства – – – –

Отложенные налоговые обязательства 200 345 0,57 4 790 274 2,09

Оценочные обязательства – – 705 271 0,31

Прочие 6 644 0,02 17 215 442 7,51

Краткосрочные обязательства

Заёмные средства – – – –

Кредиторская задолженность 405 188 1,14 20 617 619 9,00

Доходы будущих периодов – – 1 679 0,00

Оценочные обязательства – – 1 895 489 0,83

Итого 35 429 337 100,00 229 207 042 100,00


2012

68О

БЗО

Р Ф

ИН

АНСО

ВО-Э

КОН

ОМ

ИЧЕ

СКИ

Х РЕ

ЗУЛ

ЬТАТ

ОВ

КАПИТАЛ И РЕЗЕРВЫтыс. руб.

Капитал и резервы На 31.12.2012 На 31.12.2011

Уставный капитал 170 887 329 30 089 791

Добавочный капитал (без переоценки) 13 505 056 4 707 918

Резервный капитал 973 –

Непокрытый (убыток)/нераспределенная прибыль (412 090) 19 451

Итого: 183 981 268 34 817 160

В связи с реорганизацией Общества 1 октя-

бря 2012 г. в форме присоединения к нему


нерация», созданных в результате реоргани-

зации ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3» в форме

выделения, Обществом были размещены до-

полнительные обыкновенные акции в количе-

стве 140 797 537 426 штук.

КРЕДИТОРСКАЯ ЗАДОЛЖЕННОСТЬ

НАЛИЧИЕ КРЕДИТОРСКОЙ ЗАДОЛЖЕННОСТИтыс. руб.

Наименование показателя Период На начало отчётного периода

На конец отчётного периода

Долгосрочная кредиторская задолженность — всего, в том числе:

за 2012 г. 6 644 17 215 442

за 2011 г. - 6 644

Поставщики и подрядчикиза 2012 г. – 17 203 612

за 2011 г. – –

Прочие кредиторыза 2012 г. 6 644 11 830

за 2011 г. – 6 644

Краткосрочная кредиторская задолженность — всего, в том числе:

за 2012 г. 405 188 20 617 619

за 2011 г. - 405 188

Поставщики и подрядчикиза 2012 г. 14 999 16 483 356

за 2011 г. – 14 999

Задолженность по оплате трудаза 2012 г. 2 226 626

за 2011 г. – 2

Задолженность перед государственными внебюджетными фондами

за 2012 г. 2 160 740

за 2011 г. – 2

Задолженность по налогам и сборамза 2012 г. 358 735 603 443

за 2011 г. – 358 735

Авансы полученныеза 2012 г. 12 442 96 957

за 2011 г. – 12 442

Прочие кредиторыза 2012 г. 19 008 3 046 497

за 2011 г. – 19 008

По состоянию на 31 декабря 2012 г. размер

краткосрочных кредиторских обязательств

составляет 54,50% (31 декабря 2011 г.: 98,39%)

от общего размера обязательств. В структуре

краткосрочной кредиторской задолженности

наибольший удельный вес (79,93%) занима-

ет задолженность по поставщикам и подряд-

чикам (31 декабря 2011 г.: 88,54% задолжен-

ность по налогам и сборам).


2012

69О

БЗОР Ф

ИН

АНСО

ВО-ЭКО

НО

МИ

ЧЕСКИХ


В

Займы и кредитыПо состоянию на 31.12.2012 ОАО «ИНТЕР

РАО – Электрогенерация» не имеет кредитов

и займов.

ФИНАНСОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОБЩЕСТВА ЗА 2012 ГОДКЛЮЧЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЛИКВИДНОСТИ


Коэффициент текущей ликвид-ности 5,82 1,34

Коэффициент абсолютной лик-видности 2,32 0,67

Изменение коэффициентов ликвидности

за 2012 год в первую очередь связано с ро-

стом краткосрочной кредиторской задолжен-

ности, связанной с передачей посредством

договоров купли-продажи на баланс Обще-

ства имущества Ивановских ПГУ (10,6 млрд

рублей). Без учёта в расчёте показателей

краткосрочной кредиторской задолженно-

сти в размере 10,6 млрд рублей, в отчётном

периоде коэффициент текущей ликвидности

составит 3,27, а коэффициент абсолютной

ликвидности составил 1,27 соответственно.

ПОКАЗАТЕЛИ ПЛАТЕЖЕСПОСОБНОСТИ И ФИНАНСОВОЙ УСТОЙЧИВОСТИ


Коэффициент финансовой устойчивости 0,99 0,90

Чистый долг / EBITDA –0,68 –2,91

EBITDA / Проценты к уплате – 43,91

Доля собственного капитала в пассивах 0,98 0,80

Чистый долг на конец перио-да, млн руб. –938,98 –15 142,39

Показатели коэффициент финансовой устой-

чивости и доля собственного капитала в пас-

сивах по сравнению с аналогичным периодом

прошлого года изменились незначительно.

Коэффициент чистый долг по отношению

к EBITDA отрицательный, так как в отчётных

периодах задолженность перед кредитными

организациями отсутствует.

КЛЮЧЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОБОРАЧИВАЕМОСТИ


Период оборота запасов, дней* 00,00 57,67

Период краткосрочной дебиторской задолженности, дней 295,25 125,44

в т. ч. период оборота дебиторской задолженности покупателей, дней 90,09 196,86

Период оборота краткосрочной кредиторской задолженности, дней 84,45 165,13

в т. ч. период оборота кредиторской задолженности поставщиков, дней 3,13 132,02

* В 2011 году Общество не осуществляло производственную деятельность, запасы отсутствовали.

Изменение в показателе оборачиваемости

краткосрочной кредиторской задолженности

за 2012 год в первую очередь связан с ростом

краткосрочной кредиторской задолженно-

сти, обусловленной обязательством Обще-

ства перед ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» в рамках

договоров по купле-продаже имущества Ива-

новских ПГУ (10,6 млрд рублей). При расчёте

показателя, без учёта задолженности перед

ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» в размере 10,6 млрд

рублей, в отчеётном периоде показатель обо-

рачиваемости краткосрочной кредиторской

задолженности составит 80,33, а показатель

периода оборота кредиторской задолженно-

сти поставщиков 47,21 соответственно.

ТЕХНОЛОГИИ И ИННОВАЦИИИнновационный подход как основной вектор развития Общества позволяет максимально использовать преимущества современных технологий

09:00КАШИРСКАЯ ГРЭС

КОСТРОМСКАЯ ГРЭС



2012

72П

РОИ

ЗВО

ДСТ

ВЕН

НА

Я Д

ЕЯТЕ

ЛЬН

ОСТ

Ь

ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ ОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ»

2011 год 2012 год

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация», млн кВт·ч 89 953,4 89 229,6

Выработка электростанциями ОАО «ИНТЕР

РАО – Электрогенерация» в 2012 году соста-

вила 89 229.554 млн кВт·ч, что на 0,8% мень-

ше, чем в 2011 году.

Основной причиной снижения выработки

электроэнергии в 2012 году является дли-

ДИНАМИКА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ СТАНЦИЯМИ, ВХОДЯЩИМИ В ОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ», В 2011–2012 гг.

млн кВт·ч

Филиал 2011 год 2012 год

Верхнетагильская ГРЭС 7 877,594 8 267,462

Гусиноозёрская ГРЭС 4 389,023 4 545,801

Ивановские ПГУ 427,157 529,581

Ириклинская ГРЭС 11 632,142 12 841,090

Калининградская ТЭЦ-2 6 327,875 6 726,045

Каширская ГРЭС 8 113,194 7 431,521

Костромская ГРЭС 13 810,356 14 178,731

Пермская ГРЭС 15 289,024 13 042,949

Печорская ГРЭС 3 765,618 3 376,502

Северо-Западная ТЭЦ 5 660,656 4 679,431

Сочинская ТЭС 1 104,083 723,305

Уренгойская ГРЭС 174,274 662,911

Харанорская ГРЭС 2 789,649 3 319,032

Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина 3 353,495 3 480,217

Южноуральская ГРЭС 5 239,259 5 424,978

Итого 89 953,400 89 229,554

тельный плановый ремонт двух энергобло-

ков Пермской ГРЭС, на которую приходится

наибольшая доля выработки электроэнергии

среди станций ОАО «ИНТЕР РАО – Электро-

генерация».


2012

73П

РОИ

ЗВОД

СТВЕНН

АЯ Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ

ЕЖ

ЕМ

ЕС

ЯЧ

НЫ

Е Д

АН

НЫ

Е О

ВЫ

РАБ

ОТ

КЕ

ЭЛ

ЕК

ТР

ОЭ

НЕ

РГИ

И С

ТАН

ЦИ

ЯМ

И, В

ХО

ДЯ

ЩИ

МИ

В

ОА

О «

ИН

ТЕ

Р Р

АО

– Э

ЛЕ

КТ

РО

ГЕН

ЕРА

ЦИ

Я»,

В 2

012

году

кВт·

ч

Фи

ли

алЯ

нва

рь

Фев

рал

ьМ

арт

Ап

рел

ьМ

айИ

юн

ьИ

юл

ьА

вгус

тС

ентя

бр

ьО

ктяб

рь

Но

ябр

ьД

екаб

рь

Вер

хнет

агил

ьска

я ГР

ЭС

623

166

746

282

658

703

637

250

649

368

645

759

761

479

698

754

7155

85

715

058

681

459

734

599

Гуси

нооз

ёрск

ая Г

РЭ

С47

2 75

740

9 27

338

9 39

232

0 60

134

8 33

935

5 77

339

5 47

832

4 97

831

2738

328

849

372

116

515

505

Ива

новс

кие

ПГУ

71 9

7830

821

00

28 3

9611

271

111

954

179

983

2591

861

703

6 13

11

426

Ири

клин

ская

ГР

ЭС

981

639

1 07

4 91

4 1

029

341

988

684

991

267

1 02

6 92

91

202

047

1 18

0 98

31

140

443

1 12

6 07

01

045

178

1053

595

Кал

инин

град

ская

Т

ЭЦ

-260

7 56

555

0 09

961

3 19

341

1 05

345

2 04

357

5 02

859

7 68

661

7 38

953

9 32

048

0 69

863

1 69

365

0 27

9

Каш

ирск

ая Г

РЭ

С58

1 31

784

1 97

846

9 68

949

4 22

437

0 33

940

3 03

473

6 83

476

4 81

966

7 29

990

4 53

556

9 00

162

8 45

2

Кос

тром

ская

ГР

ЭС

1 40

2 87

31

390

281

1 36

8 55

874

6 27

174

0 33

485

8 56

710

67 4

441

009

284

1 29

9 64

41

494

102

1 36

0 36

514

41 0

09

Пер

мск

ая Г

РЭ

С1

639

258

1 43

4 14

41

227

446

1 18

0 07

167

4 96

854

4 43

556

3 28

557

0 93

097

5 36

01

199

986

1 42

2 30

61

610

760

Печ

орск

ая Г

РЭ

С30

0 59

827

7168

280

689

282

721

274

244

258

513

268

642

279

087

274

435

286

432

277

324

316

648

Сев

еро-

Зап

адна

я Т

ЭЦ

398

047

547

509

567

071

321

075

291

892

290

376

364

606

27

4 82

028

3 16

633

6 49

246

9 53

953

4 83

8

Соч

инск

ая Т

ЭС

102

784

79 6

1468

965

69 5

6062

432

35 8

1348

940

49 9

0248

866

52 3

0251

101

53 0

26

Уре

нгой

ская

ГР

ЭС

14 9

8416

203

17 2

1611

582

9 05

115

853

17 4

6216

707

164

0217

152

178

030

332

268

Хар

анор

ская

ГР

ЭС

294

639

273

452

295

017

277

115

261

914

167

452

207

696

156

384

214

925

310

314

407

373

452

751

Чер

епет

ская

ГР

ЭС

им

ени

Д.Г

. Жим

ерин

а40

6 44

944

4 64

931

1 71

917

0 74

413

3 99

816

4 83

4 25

3 70

524

1 83

423

2 28

831

8 61

936

4 80

443

6 57

4

Юж

ноур

альс

кая

ГРЭ

С47

5 94

449

9 99

740

1 92

741

2 13

633

2 91

944

7 98

451

7 88

744

3 17

349

2 18

348

2 71

843

6 71

148

1 39

8

Ито

го8

373

998

8 61

6 38

47

698

926

6 32

3 08

75

621

504

5 80

1 62

17

115

145

6 80

9 02

67

238

574

8 11

5 02

98

273

132

9 24

3 12

9


2012

74П

РОИ

ЗВО

ДСТ

ВЕН

НА

Я Д

ЕЯТЕ

ЛЬН

ОСТ

Ь

Коэффициент использования установленной мощностиСправочно: Коэффициент использования

уста новленной мощности (КИУМ) равен отно-

шению фактической выработки электроэнер-

гии за рассматриваемый период к возможной

выработке электроэнергии за тот же период

при работе на установленной мощности без

остановок. КИУМ показывает степень загруз-

ки мощностей по выработке электроэнергии.

КИУМ = (Vэ)/(Nуст*t)*100, %

где:

Vэ — объём выработанной электроэнергии

за период, кВт·ч;

Nуст — установленная мощность, кВт;

t — количество календарных часов

в периоде, ч.

Показатель КИУМ напрямую зависит от вы-

работки станций, которая колеблется в зави-

симости от спроса на электроэнергию. Тех-

ническое состояние оборудования позволяет

загружать его на 100%. В течение года неред-

ки случаи, когда, оборудование загружено

на все 100% в пиковые часы загрузки.

В 2012 году коэффициент использования

установленной мощности уменьшился с 54,45

до 53,33%. Снижение КИУМ электростанций

связано со снижением спроса на электро-

энергию в регионах расположения филиалов.

Наибольший КИУМ в 2012 году у Калининград-

ской ТЭЦ-2 — 87,51%, Харанорской ГРЭС —

80,82% и Уренгойской ГРЭС — 78,91%. Рост

КИУМ в 2012 году относительно 2011 года про-

изошёл по Ириклинской ГРЭС, Харанорской

ГРЭС и Калининградской ТЭЦ-2 — на 5,5%,

6,8% и 5,0% соответственно. На Верхнета-

гильской ГРЭС, Гусиноозёрской ГРЭС, Ко-

стромской ГРЭС, Черепетской ГРЭС и Юж-

ноуральской ГРЭС рост показателя составил

2,8%, 1,5%, 1,0%, 1,0% и 2,2% соответственно.

На Каширской ГРЭС, Пермской ГРЭС, Урен-

гойской ГРЭС, Печорской ГРЭС, Сочинской

ТЭС и Северо-Западной ТЭЦ произошло сни-

жение КИУМ на 4,2%, 10,9%, 4%, 4,3%, 27,7%

и 12,6% соответственно.

КОЭФФИЦИЕНТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ В 2011–2012 гг.

%

Филиал 2011 год 2012 год Изм. 2012–2011, п.п.

Верхнетагильская ГРЭС 60,08 62,87 +2,79

Гусиноозёрская ГРЭС 45,55 47,05 +1,50

Ивановские ПГУ 15,69 15,53 –0,16

Ириклинская ГРЭС 54,65 60,16 +5,51

Калининградская ТЭЦ-2 82,56 87,51 +4,95

Каширская ГРЭС 48,50 44,29 –4,21

Костромская ГРЭС 43,80 44,84 +1,04

Пермская ГРЭС 72,73 61,87 –10,86

Печорская ГРЭС 40,56 36,26 –4,30

Северо-Западная ТЭЦ 71,81 59,19 –12,62

Сочинская ТЭС 79,78 52,12 –27,66

Уренгойская ГРЭС 82,9 78,91 –3,99

Харанорская ГРЭС 74,07 80,82 +6,75

Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина 29,79 30,83 +1,04

Южноуральская ГРЭС 67,82 70,02 +2,20

Итого 55,45 53,33 –1,12


2012

75П

РОИ

ЗВОД

СТВЕНН

АЯ Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ

ПРОИЗВОДСТВО ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИПроизводство тепловой энергии станциями,

входящими в ОАО «ИНТЕР РАО – Электроге-

нерация», в 2012 году составило 4020,72 тыс.

Гкал, что на 4,38 тыс. Гкал ниже, чем в 2011

году.

Отпуск тепловой энергии на станциях

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» произ-

водится в основном для обеспечения отопитель-

ной нагрузкой населенных пунктов, находящихся

в непосредственной близости от электростан-

ций, и напрямую зависит от климатических усло-

вий. Нарушений графиков отпуска тепла элек-

тростанциями в 2012 году не было.

ДИНАМИКА ОБЪЁМОВ ПРОИЗВОДСТВА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В 2011–2012 гг. тыс. Гкал


Верхнетагильская ГРЭС 198,67 196,25

Гусиноозёрская ГРЭС 320,17 297,42


Ириклинская ГРЭС 128,09 117,20

Калининградская ТЭЦ-2 162,78 152,59

Каширская ГРЭС 301,11 278,63

Костромская ГРЭС 204,18 206,81

Пермская ГРЭС 288,47 296,80

Печорская ГРЭС 263,69 285,14


Сочинская ТЭС – –


Харанорская ГРЭС 133,70 129,81

Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина 153,38 143,53

Южноуральская ГРЭС 416,77 389,51

Итого 4 025,10 4 020,72

УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД УСЛОВНОГО ТОПЛИВА (УРУТ) НА ОТПУСК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ТЕПЛАИспользование различных видов топлива

(твёрдого, жидкого и газообразного) дела-

ет не возможным обобщённый количествен-

ный учёт их расхода на производство энергии

без специальной процедуры приведения раз-

ных единиц измерения (тонны, м3) в сопоста-

вимый вид. С этой целью в рамках техническо-

го учёта производится пересчёт натурального

топлива в условное.

Единицей условного топлива является едини-

ца учёта органического топлива, применяе-

мая для сопоставления эффективности раз-

личных видов топлива и их суммарного учёта.

В качестве единицы условного топлива при-

нимается 1 кг топлива с теплотой сгорания

7000 ккал/кг (29,31 МДж/кг).

В целом по ОАО «ИНТЕР РАО – Электроге-

нерация» удельный расход условного топли-

ва на отпуск электроэнергии — основной по-

казатель эффективности конденсационных

электростанций — в 2012 году увеличился

на 0,4 г/кВт·ч., что связано в основном с пере-

распределением выработки электроэнергии

между электростанциями Группы.


2012

76П

РОИ

ЗВО

ДСТ

ВЕН

НА

Я Д

ЕЯТЕ

ЛЬН

ОСТ

Ь

УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД УСЛОВНОГО ТОПЛИВА НА ОТПУСК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В 2011–2012 гг.

г/кВт·ч











Северо-Западная ТЭЦ 233,4 227,7

Сочинская ТЭС 265,9 274,9





Итого 325,7 326,1

УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД УСЛОВНОГО ТОПЛИВА НА ОТПУСК ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В 2011–2012 гг.

кг/Гкал
















Итого 161,1 162,4


2012

77П

РОИ

ЗВОД

СТВЕНН

АЯ Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ

ПОТРЕБЛЕНИЕ ТОПЛИВАОсновным топливом для Общества являет-

ся газ, который занимает 77,31% в структу-

ре топливного баланса по итогам 2012 года.

На трёх электростанциях — Верхнетагиль-

ской ГРЭС, Каширской ГРЭС и Южноураль-

ской ГРЭС наряду с газом в качестве ос-

новного топлива используется уголь. Мазут

используется в качестве резервного топли-

ва на Ириклинской ГРЭС, Каширской ГРЭС,

Верхнетагильской ГРЭС, Костромской ГРЭС,

и Печорской ГРЭС. Гусиноозёрская ГРЭС, Ха-

ранорская ГРЭС и Черепетская ГРЭС имени

Д.Г. Жимерина в качестве основного вида то-

плива используют уголь, а мазут использует-

ся для растопки и «подсветки». Общая доля

угля в топливном балансе 2012 года составля-

ет 22,19%.

ТОПЛИВНЫЙ БАЛАНС ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, ВХОДЯЩИХ В ОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ» В 2012 году

Филиал % в структуре

уголь мазут газ




Южноуральская ГРЭС 53,50 0,07 46,43

Верхнетагильская ГРЭС 27,30 0,17 72,54







Каширская ГРЭС 18,68 0,16 81,16


Северо-Западная ТЭЦ 100,00

Калининградская ТЭЦ-2 100,00

Итого 22,19 0,50 77,31


2012

78П

РОИ

ЗВО

ДСТ

ВЕН

НА

Я Д

ЕЯТЕ

ЛЬН

ОСТ

Ь

РАСХОД ТОПЛИВА В 2011–2012 гг. (НА ПРОИЗВОДСТВО) В НАТУРАЛЬНЫХ ЕДИНИЦАХ


Газ, млн куб. м




Пермская ГРЭС 3 977,86 3 383,53






Каширская ГРЭС 1 884,58 1 752,81



Итого 19 306,28 18 989,61

Уголь, тыс. тонн

Харанорская ГРЭС 1 687,90 1 986,76






Итого 10 048,38 10 165,39

Мазут, газотурбинное топливо, тыс. тонн










Ивановские ПГУ – 0,07




Итого 133,66 105,61


2012

79П

РОИ

ЗВОД

СТВЕНН

АЯ Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ

РАСХОД ТОПЛИВА В 2011–2012 гг. В ТОННАХ УСЛОВНОГО ТОПЛИВА(НА ПРОИЗВОДСТВО)


Газ, тыс. тут




Пермская ГРЭС 4 590,77 3 914,15


Печорская ГРЭС 1 197,61 1 090,49




Каширская ГРЭС 2 174,34 2 029,09



Итого 22 233,88 21 961,13

Уголь, тыс. тут

Харанорская ГРЭС 926,82 1 094,03






Итого 6 190,07 6 304,53

Мазут, газотурбинное топливо, тыс. тут










Ивановские ПГУ – 0,10




Северо-Западная ТЭЦ – –

Калининградская ТЭЦ-2 – –

Итого 182,22 142,73


2012

80П

РОИ

ЗВО

ДСТ

ВЕН

НА

Я Д

ЕЯТЕ

ЛЬН

ОСТ

Ь

ПОТРЕБЛЕНИЕ ГАЗАПоставка газа на электростанции подразде-

ляется на:

� лимитный газ (газ ОАО «Газпром», постав-

ляемый по минимальной регулируемой цене,

утвержденной ФСТ России);

� дополнительный газ (объёмы газа ОАО «Газ-

пром» сверх договорного лимитного объёма);

� коммерческий газ (газ, поставляемый аль-

тернативными поставщиками).

Основным поставщиком газа на филиа-

лы ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

в 2012 году является ОАО «НОВАТЭК». Доля

поставки газа ОАО «НОВАТЭК» в общем

объёме поставок газа в 2012 году состави-

ла 73,08%.

СТРУКТУРА ПОСТАВОК ГАЗА ПО ПОСТАВЩИКАМ В РАЗРЕЗЕ ФИЛИАЛОВ В 2012 году

Филиал Поставщик Поставка газа (млн куб. м.)

% в общей структуре поставок

Уренгойская ГРЭС ОАО «НОВАТЭК» 179,41 0,94

Южноуральская ГРЭС ОАО «НОВАТЭК» 820,93 4,32

Верхнетагильская ГРЭС ОАО «НОВАТЭК» 1 925,22 10,13

Пермская ГРЭС ОАО «НОВАТЭК-Пермь» 3 383,53 17,81

Ириклинская ГРЭС ОАО «НОВАТЭК» 3 567,71 18,78


ООО «Газпром межрегионгаз Ухта» 93,84 0,49

ЗАО «Русская Газовая Компания» 391,41 2,06

ОАО «НОВАТЭК» 384,21 2,02

Костромская ГРЭС ООО «Газпром межрегионгаз Кострома» 2 854,19 15,02

ОАО «НОВАТЭК» 802,74 4,22

Ивановские ПГУ ООО «Газпром межрегионгаз Иваново» 140,54 0,74

Сочинская ТЭС ООО «Газпром межрегионгаз Краснодар» 164,55 0,87

Каширская ГРЭС ОАО «НОВАТЭК» 1 752,81 9,22

Северо-Западная ТЭЦ ОАО «НОВАТЭК» 1 070,54 5,63

Калининградская ТЭЦ-2 ЗАО «Газпром межрегионгаз Санкт-Петербург» 1 470,82 7,74

Итого 19 002,43 100,00


2012

81П

РОИ

ЗВОД

СТВЕНН

АЯ Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ

СТРУКТУРА ПОСТАВОК ЛИМИТНОГО И КОММЕРЧЕСКОГО ГАЗА В 2011–2012 гг.

Филиал Поставщик 2011 год 2012 год

Лимит, млн куб. м

Коммер., млн куб. м

Лимит, млн куб. м

Коммер., млн куб. м

Уренгойская ГРЭС ЗАО «Газпром межрегионгаз Север» 74,72 – – –

ОАО «НОВАТЭК» – – – 179,41

Южноуральская ГРЭС ООО «Газпром межрегионгаз Челябинск» 559,60 – – –

ОАО «НОВАТЭК» – 130,40 – 820,93

Верхнетагильская ГРЭС ОАО «НОВАТЭК» – 1 842,85 – 1 925,22

Пермская ГРЭС* ОАО «НОВАТЭК-Пермь»* – 3 977,86 – 3 383,53

Ириклинская ГРЭС ОАО «НОВАТЭК» – 3 238,49 – 3 567,71


ООО «Газпром межрегион-газ Ухта» 688,75 – 93,84 –

ЗАО «Русская Газовая Ком-пания» – 288,85 – 391,41

ОАО «НОВАТЭК» – – – 384,21

ООО «Ново-Уренгойская га-зовая компания» – 12,44 – –


ООО «Газпром межрегионгаз Кострома» 2 795,43 – 2 854,19 –

ОАО «НОВАТЭК» – 771,69 – 802,74

ООО «Ново-Уренгойская га-зовая компания» – 18,09 – –

Ивановские ПГУ ООО «Газпром межрегионгаз Иваново» 112,89 – 140,54 –

Сочинская ТЭС ООО «Газпром межрегионгаз Краснодар» 244,97 – 164,55 –

Каширская ГРЭС ОАО «НОВАТЭК» – 1 884,58 – 1 752,81

Северо-Западная ТЭЦ ОАО «НОВАТЭК» – 1 274,71 – 1 070,54

Калининградская ТЭЦ-2 ЗАО «Газпром межрегионгаз Санкт-Петербург» 1 395,46 – 1 470,82 –

Итого 5 871,83 13 439,96 4 723,93 14 278,50

% в общей поставке газа 30,41% 69,59% 24,86% 75,14%

* До 1 июля 2011г. — ОАО «НОВАТЭК» , с 1 июля 2011 г. — ОАО «НОВАТЭК-Пермь»

В 2012 году лимитный газ поставлялся на Пе-

чорскую ГРЭС, Костромскую ГРЭС, Иванов-

ские ПГУ, Сочинскую ТЭС и Калининградскую

ТЭЦ-2.


2012

82П

РОИ

ЗВО

ДСТ

ВЕН

НА

Я Д

ЕЯТЕ

ЛЬН

ОСТ

Ь

СТРУКТУРА ЗАТРАТ НА ГАЗ В 2011–2012 гг.

тыс. руб. без НДС

Вид газа по филиалам 2011 год 2012 год

Газ, итого 56 124 567,44 59 270 780,05

Газ лимитный 15 173 384,07 13 093 327,16

Газ дополнительный 3 015 914,45 3 134 852,09

Газ коммерческий 37 935 268,92 43 042 600,80

Уренгойская ГРЭС 129 851,86 349 873,79

Газ лимитный 129 815,12 –

Газ дополнительный 36,74 –

Газ коммерческий – 349 873,79

Южноуральская ГРЭС 2 007 181,64 2 474 896,87

Газ лимитный 1 636 966,91 –

Газ дополнительный – –

Газ коммерческий 370 214,73 2 474 896,87

Верхнетагильская ГРЭС 4 934 715,79 5 518 058,71

Газ лимитный – –



Пермская ГРЭС 10 114 350,72 9 265 907,77




Ириклинская ГРЭС 8 866 119,82 10 526 454,34




Печорская ГРЭС 2 617 728,91 2 458 776,65

Газ лимитный 1 677 668,07 258 943,16

Газ дополнительный 80 993,02 –

Газ коммерческий 859 067,82 2 199 833,49

Костромская ГРЭС 11 661 766,94 12 739 143,83

Газ лимитный 9 050 407,18 9 928 190,81

Газ дополнительный 44 313,95 10 594,91


Ивановские ПГУ 353 739,24 490 759,18

Газ лимитный 343 865,52 403 171,71


Газ коммерческий – –

Сочинская ТЭС 894 038,31 622 617,92

Газ лимитный 507 637,16 501 002,26




2012

83П

РОИ

ЗВОД

СТВЕНН

АЯ Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ

72,6%

22,09%

5,29%

Газ коммерческий

Газ лимитный

Газ дополнительный

СТРУКТУРА ЗАТРАТ НА ГАЗ В 2012 г.

(тыс. руб. без НДС)

69,59%

2011 2012

30,41%

Газ коммерческий Газ лимитный

75,14%

24,86%

СТРУКТУРА ПОСТАВОК ГАЗА В 2011–2012 гг.

Вид газа по филиалам 2011 год 2012 год

Каширская ГРЭС 6 282 873,90 6 352 667,96




Северо-Западная ТЭЦ 3 940 880,34 3 554 549,78




Калининградская ТЭЦ-2 4 321 319,97 4 917 073,26

Газ лимитный 1 827 024,10 2 002 019,22

Газ дополнительный 2 494 295,87 2 915 054,04


Переход на поставку газа ОАО «НОВАТЭК»,

помимо скидок по цене и возможности осу-

ществления регулирования графиков поста-

вок газа, позволил отказаться от дополнитель-

ных объёмов газа ОАО «Газпром» и компаний

Группы с повышающими коэффициентами.


2012

84П

РОИ

ЗВО

ДСТ

ВЕН

НА

Я Д

ЕЯТЕ

ЛЬН

ОСТ

Ь

ПОСТАВЩИКИ ГАЗА НА ФИЛИАЛЫ ОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ»

%

Поставщик 2011 год 2012 год

ОАО «НОВАТЭК « 47,34 55,27

ОАО «НОВАТЭК-Пермь» 20,60 17,81

ООО «Газпром межрегионгаз Кострома» 14,48 15,02

ЗАО «Газпром межрегионгаз Санкт-Петербург» 7,23 7,74

ЗАО «Русская Газовая Компания» 1,50 2,06

ООО «Газпром межрегионгаз Краснодар» 1,27 0,87

ООО «Газпром межрегионгаз Иваново» 0,58 0,74

ООО «Газпром межрегионгаз Ухта» 3,57 0,49

ООО «Газпром межрегионгаз Челябинск» 2,90

ЗАО «Газпром межрегионгаз Север» 0,39

ООО «Ново-Уренгойская газовая компания» 0,16

Итого 100,00 100,00

ПОСТАВЩИКИ УГЛЯ НА ФИЛИАЛЫ ОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ»

Поставщик2011 год 2012 год

тыс. тонн % тыс. тонн %

ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» 1060,82 10,03 1729,36 16,89

ООО «Ресурсэнергоуголь» 1455,31 13,76 1727,53 16,87

ООО «Транс ТЭК»(ООО «СибЖелТорг») 1832,75 17,32 1496,26 14,61

ООО «ЕСК АРМЗ» 1180,16 11,15 1146,43 11,20

ООО «Угольный разрез» 649,70 6,14 1095,02 10,69

ОАО «СУЭК» 1307,32 12,36 1033,94 10,10

ООО «ТЭК Инвест»(ООО «УК «Баин-Зурхе») 618,40 5,84 921,52 9,00

ООО «Промснаб» 624,09 5,90 443,88 4,34

ООО «Бурятуголь» 223,20 2,11 238,56 2,33

ОАО «Челябинская УК» 395,38 3,74 215,55 2,11

ОАО «Красноярсккрайуголь» 544,74 5,15 84,81 0,83

ООО «Компания Восточный уголь» 79,33 0,77

ООО «ЛогоТрансЭнерго» 22,46 0,22

ООО «Энергоуголь» 530,81 5,02 4,69 0,05

ЗАО «УК «Порт» 94,83 0,90

ООО «Росэксполес» 60,26 0,57

ООО «АДС Ритэк» 2,16 0,02

Итого 10579,91 100,00 10239,33 100,00


2012

85П

РОИ

ЗВОД

СТВЕНН

АЯ Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ

ПОТРЕБЛЕНИЕ УГЛЯСтратегия Компании направлена на закупку

топлива по конкурентным ценам при одновре-

менном обеспечении надёжности поставок.

Поставку угля марки Т на Каширскую ГРЭС

и Черепетскую ГРЭС имени Д.Г. Жимерина

осуществляло ОАО «УК «Кузбассразрезуголь»

на основании общего консолидированного

подхода к объёмам поставки угля на 2 элек-

тростанции. Договоры поставки угля на Верх-

нетагильскую ГРЭС, Харанорскую ГРЭС, Гуси-

ноозёрскую ГРЭС, Черепетскую ГРЭС имени

Д.Г. Жимерина (поставка угля марки СС) и Юж-

ноуральскую ГРЭС заключаются ежегодно

по итогам конкурсных процедур.

Транспортировку угля ОАО «УК «Кузбасс-

разрезуголь» на Каширскую ГРЭС и Чере-

петскую ГРЭС имени Д.Г. Жимерина, а так-

же угля ООО «ЕСК АРМЗ» на Харанорскую

ГРЭС и угля ОАО по добыче угля «Челябин-

ская угольная компания» на Южноуральскую

ГРЭС осуществляло ООО «ЛогоТрансЭнер-

го» на основании общего договора на транс-

портировку угля.

ПОТРЕБЛЕНИЕ МАЗУТА (ЖИДКОГО ТОПЛИВА)Рамочные договоры на поставку мазута в 2012

году для нужд филиалов ОАО «ИНТЕР РАО –

Электрогенерация» были заключены на ос-

новании открытого конкурса, по результатам

которого были выбраны победители. При воз-

никновении потребности в поставках мазута

поставщики определялись на основании ре-

зультатов закрытых запросов цен среди побе-

дителей селективного конкурса.

В 2012 году поставка мазута осуществля-

лась на Гусиноозёрскую ГРЭС, Харанорскую

ГРЭС, Южноуральскую ГРЭС, Ириклинскую

ГРЭС, Печорскую ГРЭС, Костромскую ГРЭС,

Сочинскую ТЭС (дизтопливо), Черепетскую

ГРЭС имени Д.Г. Жимерина.

ОБЪЁМ ПОСТАВОК МАЗУТА В 2012 году

Филиал Наименование поставщика Годовой объём поставки мазута 2012 год, тыс. тонн

Харанорская ГРЭС ЗАО «Иркутскнефтепродукт» 4,52

ООО «Магнатэк» 1,02

Гусиноозёрская ГРЭС ЗАО «Иркутскнефтепродукт» 2,05

Южноуральская ГРЭС ООО «РегионНефтеТрейд» 0,28

ЗАО «ТД «Эллит» 0,53

Ириклинская ГРЭС ООО «РегионНефтеТрейд» 14,94

ООО «ЛогистикаТрейд» 6,99

Печорская ГРЭС ООО «ПромТехРесурс» 5,00

ООО «ЛУКОЙЛ-Резервнефтепродукт» 2,99

Костромская ГРЭС ОАО « ТНК-ВР Холдинг» 14,75

ООО «МАГНАТЭК» 5,01

Сочинская ТЭС ООО «ЮгДизельОйл» 0,20

Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина

ОАО « ТНК–ВР Холдинг» 29,06

ЗАО «Уфаойл» 13,01

ООО «ПромТехРесурс» 3,00

ООО «РегионНефтеТрейд» 10,00

Итого 113,34


2012

86П

РОИ

ЗВО

ДСТ

ВЕН

НА

Я Д

ЕЯТЕ

ЛЬН

ОСТ

Ь

ВЫ

ПО

ЛН

ЕН

ИЕ

ЗА

ДА

НИ

Й П

О З

АП

АС

АМ

ТО

ПЛ

ИВ

А В

201

2 Г

ОД

У

ЗА

ПА

СЫ

ТО

ПЛ

ИВ

А П

О Ф

ИЛ

ИА

ЛА

М О

АО

«И

НТ

ЕР

РА

О –

ЭЛ

ЕК

ТР

ОГЕ

НЕ

РАЦ

ИЯ

»ты

с. т

онн

Фи

ли

ал

Ви

д т

оп

ли

ва

На

01.0

1.20

12

На

01.1

0.20

12

На

01.0

1.20

13

зад

ание

ф

акт

%

зад

ание

ф

акт

%

зад

ание

ф

акт

%

Хар

анор

ская

ГР

ЭС

м

азут

0,

81,

416

9,8

0,7

0,8

126,

40,

72,

535

8,6

уго

ль

130,

026

6,0

204,

610

4,0

227,

221

8,5

130,

015

4,3

118,

7

Гуси

нооз

ёрск

ая Г

РЭ

С

маз

ут

1,4

2,8

201,

60,

62,

134

7,5

0,6

2,1

355,

7

уго

ль

200,

041

0,0

205,

018

8,0

339,

918

0,8

200,

034

8,3

174,

2

Уре

нгой

ская

ГР

ЭС

Г

ТТ

0,

41,

230

8,0

0,4

1,0

249,

60,

41,

024

9,6

Юж

ноур

альс

кая

ГРЭ

С

маз

ут

0,6

1,1

188,

50,

50,

918

8,6

0,5

0,8

168,

4

уго

ль

190,

032

6,5

171,

815

5,0

258,

716

6,9

190,

020

4,1

107,

4

Вер

хнет

агил

ьска

я ГР

ЭС

м

азут

12

,023

,419

4,7

16,8

19,9

118,

212

,019

,716

4,0

уго

ль

100,

024

7,9

247,

910

8,3

177,

716

4,0

100,

030

0,0

300,

0

Пер

мск

ая Г

РЭ

С

маз

ут

3,5

4,2

119,

33,

54,

211

9,3

3,5

4,2

119,

2

Ири

клин

ская

ГР

ЭС

м

азут

25

,034

,313

7,2

38,0

41,2

108,

325

,033

,813

5,4

Печ

орск

ая Г

РЭ

С

маз

ут

10,0

10,8

107,

910

,512

,211

6,1

10,0

12,2

121,

9

Кос

тром

ская

ГР

ЭС

м

азут

45

,076

,617

0,2

44,8

92,2

205,

844

,885

,919

1,7

Ива

новс

кие

ПГУ

м

азут

0,

50,

510

5,1

0,4

0,5

107,

00,

30,

515

8,1

ДТ

1,

61,

810

9,6

1,6

1,8

109,

11,

61,

810

8,7

Соч

инск

ая Т

ЭС

Д

Т

1,3

1,3

103,

01,

51,

510

1,4

1,5

1,5

100,

4

Каш

ирск

ая Г

РЭ

С

маз

ут

30,0

41,6

138,

534

,938

,811

1,1

27,0

38,8

143,

6

уго

ль

95,0

189,

319

9,3

113,

940

7,1

357,

395

,031

4,1

330,

6

Чер

епет

ская

ГР

ЭС

им

ени

Д.Г

. Жим

ерин

а

маз

ут

10,0

11,0

110,

09,

510

,310

9,4

9,5

10,3

108,

0

уго

ль

150,

016

4,2

109,

514

3,0

346,

824

2,5

150,

030

5,3

203,

5

Сев

еро-

Зап

адна

я Т

ЭЦ

Д

Т

3,0

3,8

126,

80,

13,

838

43,4

2,3

3,8

165,

4

Кал

инин

град

ская

ТЭ

Ц-2

Д

Т

3,1

7,6

246,

92,

67,

628

8,1

2,6

7,6

287,

6


2012

87П

РОИ

ЗВОД

СТВЕНН

АЯ Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ

Задания Минэнерго России по накоплению

нормативных запасов топлива были выполне-

ны по всем филиалам на 1-е число каждого

месяца 2012 года.

ЭНЕРГОРЕМОНТНАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

РЕЗУЛЬТАТЫ РЕМОНТНОЙ КАМПАНИИ ЗА 2012 ГОД

В соответствии с Программой ремонта фили-

алов ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

на 2012 год отремонтировано:

� паровых и гидравлических турбин: капи-

тальным и средним ремонтом — 5 618,5 МВт,

текущим ремонтом — 13 819,5 МВт;

� энергетических котлов, в том числе с по-

перечными связями: капитальным и средним

ремонтом — 17 639,0 т/час, текущим ремон-

том — 39 693,4 т/час;

� водогрейных котлов: текущим ремонтом —

264,3 Гкал/час.

Затраты на реализацию Программы соста-

вили 5 652,0 млн руб., или 96% от плана —

(5 862,0 млн руб.).

ХАРАКТЕРИСТИКА КАЧЕСТВА ПРОВЕДЕННЫХ РЕМОНТОВ

При приёмке оборудования из ремонта

были установлены следующие оценки каче-

ства: «Соответствует требованиям НТД». По-

вторных ремонтов не проводилось. После

проведения ремонта оборудования техни-

ко-экономические показатели его работы со-

ответствуют нормативным энергетическим ха-

рактеристикам.

ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ ЗАТРАТ НА РЕМОНТЫ (ПО СТАТЬЯМ ЗАТРАТ) ЗА 2010–2012 гг.

(ДАННЫЕ ПРИВЕДЕНЫ В ЦЕНАХ 2012 ГОДА), млн руб.

7000

6000

5000

4000

3000

2000

1000

5 873

2 908 2 934

1 734

1 084

2 643

1 735

1 274

1 612

1 353

2010 2011 2012

5752 5652

Стоимость работ, выполненных хозспособом Стоимость работ, выполненных подрядным способом Стоимость собственных материалов


2012

88П

РОИ

ЗВО

ДСТ

ВЕН

НА

Я Д

ЕЯТЕ

ЛЬН

ОСТ

Ь

ДИНАМИКА ЗАТРАТ НА РЕМОНТЫ ЗА 2011–2012 гг. (ДАННЫЕ ПРИВЕДЕНЫ В ЦЕНАХ 2012 г.)

млн руб.

2011 год 2012 год

5 752 5 652

АНАЛИЗ ИЗМЕНЕНИЯ ЗАТРАТ НА РЕМОНТЫ ЗА 2011–2012 гг. В РАЗБИВКЕ ПО ОСНОВНЫМ ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ФОНДАМ (ДАННЫЕ ПРИВЕДЕНЫ В ЦЕНАХ 2012 г.), млн руб.

А) Машины и оборудование

2011 год 2012 год

5 050 5 050

Б) Здания и сооружения

2011 год 2012 год

702 602

КОЛИЧЕСТВО ВЫПОЛНЕННЫХ РЕМОНТОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ (ЭНЕРГОАГРЕГАТОВ) ЗА 2012 г. (ПО КАТЕГОРИЯМ)

Вид ремонта 2012 факт

Капитальный 23

Средний 19

Текущий 74

ПЛАНЫ НА 2013 ГОД

В 2013 году на филиалах ОАО «ИНТЕР РАО –

Электрогенерация» запланированы:

� капитальные ремонты 14 турбин суммар-

ной мощностью 2274,0 МВт и 14 паровых кот-

лов суммарной паропроизводительностью

7210,0 т/час;

� средние ремонты 16 турбин суммарной

мощностью 3 934,0 МВт и 16 паровых кот-


12 175 т/час;

� текущие ремонты 77 турбин суммарной

мощностью 16 020 МВт и 72 паровых кот-


46 556,6 т/час.

НАДЁЖНОСТЬИ ЭФФЕКТИВНОСТЬОбщество стремится обеспечить максимальную надёжность оборудования и повысить эффективность использования существующих мощностей

09:00


ДЖУБГИНСКАЯ ТЭС

ЧЕРЕПЕТСКАЯ ГРЭС


2012

92СБ

ЫТ

ЭЛЕК

ТРО

ЭНЕР

ГИИ

И Т

ЕПЛ

А

СБЫТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ТЕПЛА

СВЕДЕНИЯ О СТРУКТУРЕ РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Основным рынком сбыта продукции, про-

изводимой филиалами Общества, являет-

ся оптовый рынок электрической энергии

(мощности).

Оптовый рынок электрической энергии и мощ-

ности (ОРЭМ), в соответствии с Федеральным

законом № 35-ФЗ от 23.03.2003 «Об электро-

энергетике», представляет собой сферу об-

ращения особых товаров — электрической

энергии и мощности — в рамках Единой энер-

гетической системы России в границах еди-

ного экономического пространства Россий-

ской Федерации. В торговле на оптовом рынке

электроэнергии принимают участие крупные

производители и крупные покупатели элек-

трической энергии и мощности, а также иные

лица, получившие статус субъекта оптово-

го рынка и действующие на основе правил

оптового рынка, утверждаемых Правитель-

ством Российской Федерации. Оптовый рынок

электроэнергии и мощности функционирует

на территории регионов, объединённых в це-

новые зоны. В первую ценовую зону входят

территории Европейской части России и Ура-

ла, во вторую — Сибирь. В неценовых зонах

(Архангельская и Калининградская области,

Республика Коми, регионы Дальнего Востока),

где по технологическим причинам организация

рыночных отношений в электро энергетике

пока невозможна, реализация электроэнергии

и мощности на оптовом рынке осуществляется

по регулируемым тарифам.

В изолированных энергосистемах, техноло-

гически не связанных с единой энергосисте-

мой страны, оптовый рынок электроэнергии

и мощности отсутствует, поставка электро-

энергии осуществляется в рамках регулируе-

мых розничных рынков.


2012

93СБЫ

Т ЭЛЕК

ТРОЭН

ЕРГИИ

И ТЕП

ЛА

В соответствии с Правилами оптового рынка

мощность — это особый товар, продажа ко-

торого влечет возникновение у участника оп-

тового рынка обязательства по поддержанию

принадлежащего ему на праве собственно-

сти или на ином законном основании гене-

рирующего оборудования в состоянии готов-

ности к выработке электрической энергии,

в том числе путём проведения необходимых

для этого ремонтов генерирующего обору-

дования, и возникновение соответствующего

указанному обязательству у иных участников

оптового рынка права требовать его надлежа-

щего исполнения в соответствии с условиями

заключённых договоров купли-продажи (по-

ставки) мощности.

К субъектам электроэнергетики в соответ-

ствии с Федеральным законом от 26.03.2003

№ 35-ФЗ «Об электроэнергетике» относят-

ся лица (организации), осуществляющие про-

изводство электрической, тепловой энер-

гии и мощности, приобретение и продажу

электрической энергии и мощности, энер-

госнабжение потребителей, оказание услуг

по передаче электрической энергии, опера-

тивно-диспетчерскому управлению в электро-

энергетике, сбыт электрической энергии

(мощности), организацию купли-продажи

электрической энергии и мощности.

Функционирование энергосистемы Россий-

ской Федерации основано на сочетании дей-

ствующей под государственным контролем

технологической и коммерческой инфра-

структуры, с одной стороны, и взаимодей-

ствующих между собой в конкурентной сре-

де организаций, осуществляющих выработку

и сбыт электроэнергии.

К организациям технологической инфра-

структуры относятся компания, управляю-

щая единой национальной электрической

сетью (ОАО «ФСК ЕЭС»), организация, осу-

ществляющая диспетчерское управление

(ОАО «СО — ЕЭС»), межрегиональные рас-

пределительные сетевые компании (МРСК).

В коммерческую инфраструктуру входит

ОАО «АТС», 100% дочерняя компания Неком-

мерческого партнерства «Совет рынка» (НП

«Совет рынка»), и ОАО «ЦФР», все акции ко-

торого распределены между двумя акционе-

рами — НП «Совет рынка» и ОАО «АТС». Де-

ятельность инфраструктурных организаций,

в том числе ценообразование и условия вза-

имодействия с контрагентами, подлежит госу-

дарственному регулированию.

Генерирующие компании осуществляют вы-

работку и реализацию электроэнергии на оп-

товом или розничных рынках сбытовым

организациям либо крупным конечным по-

требителям — участникам оптового рынка.

Сбытовые организации приобретают элек-

троэнергию на оптовом и розничных рынках

и продают её конечным потребителям. Купля

и продажа электроэнергии и мощности ге-

нерирующими компаниями, сбытовыми орга-

низациями, сетевыми организациями и круп-

ными потребителями – участниками оптового

рынка электроэнергии и мощности осущест-

вляется в соответствии установленными по-

становлением Правительства Российской

Федерации от 27.12.2010 № 1172 Правила-

ми работы оптового рынка электроэнергии

и мощности и Договором о присоединении

к торговой системе оптового рынка электро-

энергии и мощности. Подписание Договора

о присоединении и вступление в саморегу-

лируемую организацию участников оптового

рынка электроэнергии и мощности (Неком-

мерческое партнерство «Совет рынка») яв-

ляется обязательным условием участия в ку-

пле-продаже электроэнергии и мощности

на оптовом рынке.

Общество осуществляет торговлю электриче-

ской энергией и мощностью на оптовом рын-

ке с использованием следующих механизмов.

Регулируемые договоры (РД). По регулиру-

емым договорам поставляется электрическая

энергия и мощность, а основным условием до-

говоров является принцип «take or pay». Дан-


2012

94СБ

ЫТ

ЭЛЕК

ТРО

ЭНЕР

ГИИ

И Т

ЕПЛ

А

ный принцип означает, что покупатель при-

обретает установленный в договоре объём

независимо от реального объёма собственно-

го потребления, а поставщик должен поста-

вить договорной объём либо от собственной

генерации, отобранной в рамках рынка «на

сутки вперед», либо путём покупки этого объ-

ёма у других поставщиков на рынке «на сут-

ки вперед» или по свободным договорам. Ре-

гулируемые договоры заключаются на основе

стандартной формы — приложения к договору

о присоединении к торговой системе оптового

рынка, при этом ОАО «АТС» является третьей

стороной в регулируемом договоре и контро-

лирует соблюдение сторонами порядка из-

менения объёмов регулируемых договоров,

а также организует и контролирует финансо-

вые расчёты по регулируемым договорам.

Цены на электрическую энергию и мощность

по регулируемому договору соответствуют

тарифам на электроэнергию и мощность по-

ставщика, установленным ФСТ России.

Базовый прогнозный объём электрической

энергии (мощности) и прогнозный объём

электрической энергии (мощности) определя-

ются для каждой электростанции поставщика

и для каждой группы точек поставки покупате-

ля электрической энергии (мощности).

Основным критерием при формировании сто-

рон и объемов регулируемых договоров явля-

ется непревышение стоимости электрической

энергии (мощности), приобретаемой по регу-

лируемым договорам покупателем, над стои-

мостью, определенной на основании базовых

объёмов и индикативных цен на электриче-

скую энергию и мощность.

С 2011 года в пределах ценовых зон оптово-

го рынка электроэнергии и мощности регу-

лируемые договоры (РД) заключаются только

в отношении объёмов электроэнергии и мощ-

ности, предназначенных для поставок насе-

лению, приравненным к населению группам

потребителей, а также гарантирующим по-

ставщикам, действующим на территории ре-

спублик Северного Кавказа, Республики Тыва

и республики Бурятия.

Нерегулируемый рынок электроэнергии —

торговля электрической энергией по свобод-

ным (нерегулируемым) ценам. На нерегули-

руемом рынке электроэнергии существует

несколько секторов.

Рынок на сутки вперед (РСВ) — торговля

электрической энергией по свободным (нере-

гулируемым) ценам, определяемым путем кон-

курентного отбора ценовых заявок покупате-

лей и поставщиков, осуществляемого за сутки

до начала поставки. Основой рынка на сут-

ки вперед является проводимый ОАО «АТС»

конкурентный отбор ценовых заявок на сутки

вперед с определением часовых равновесных

узловых цен и объёмов поставки (покупки).

Рынок на сутки вперед (РСВ) представля-

ет собой проводимый коммерческим опера-

тором (ОАО «АТС») конкурентный отбор це-

новых заявок поставщиков и покупателей

за сутки до реальной поставки электроэнер-

гии с определением цен и объёмов поставки

на каждый час суток. На РСВ осуществляет-

ся маржинальное ценообразование, т.е. цена

определяется путём балансирования спроса

и предложения и распространяется на всех

участников рынка. Цена РСВ определяется

для каждого из порядка 8000 узлов обеих це-

новых зон.

Для участия в торговле участники подают за-

явки на покупку/продажу полных плановых

объёмов производства и потребления элек-

трической энергии. Результаты данного кон-

курентного отбора ценовых заявок, передан-

ные Системному оператору, позволяют ему

планировать режимы производства и потре-

бления электроэнергии, загружая наиболее

экономически эффективные генерирующие

мощности.


2012

95СБЫ

Т ЭЛЕК

ТРОЭН

ЕРГИИ

И ТЕП

ЛА

Функционирование РСВ строится на следую-

щих принципах.

� Продаются объёмы электрической энер-

гии — сверх объёмов поставки в рамках

РД и являющиеся результатом краткосрочно-

го планирования производства.

� Покупаются недостающие объёмы электро-

энергии по РД, в случае если плановый объ-

ём поставки меньше объёмов, учтённых в рам-

ках РД.

� Покупаются объёмы электроэнергии в обе-

спечении поставки электроэнергии в рамках

свободных двусторонних договоров поставки

электроэнергии.

� Покупаются объёмы электроэнергии для

собственных нужд.

С 1 июля 2008 года на РСВ работает меха-

низм, позволяющий субъектам ОРЭМ прини-

мать участие в решении задачи выбора гене-

рирующего оборудования: участники подают

ценовые заявки выбора состава включённо-

го генерирующего оборудования (далее —

ВСВГО). Системный оператор на основе

этих заявок выполняет расчёт оптимизации

ВСВГО, а Администратор торговой системы

использует их для модификации ценовых за-

явок при проведении конкурентного отбора

на РСВ. Формализованная процедура ВСВГО

даёт ценовые сигналы участникам, так как

в результате загружается более эффектив-

ная и востребованная генерация, тем самым

стимулируя её дальнейшее совершенствова-

ние и развитие.

Балансирующий рынок (БР) Объемы электроэнергии, реализуемой в рам-

ках двусторонних договоров и РСВ, форми-

руют плановое потребление электроэнергии.

Однако фактическое производство/потребле-

ние неизбежно отличается от планового. Тор-

говля отклонениями от планового производ-

ства/потребления осуществляется в режиме

реального времени на балансирующем рын-

ке. При этом за каждые 2 часа до часа фак-

тической поставки ОАО «СО ЕЭС» проводит

дополнительные конкурентные отборы заявок

поставщиков с учётом прогнозного потребле-

ния в энергосистеме, экономической эффек-

тивности загрузки станций и требований си-

стемной надёжности.

На балансирующем рынке торговля электри-

ческой энергией осуществляется на следую-

щих принципах.

� В торгах на БР используются ценовые заяв-

ки участников, поданные на РСВ.

� На БР реализуются объёмы инициатив и от-

клонений фактического производства/потре-

бления от запланированного по результатам

торгов на РСВ.

� На БР реализуются объёмы электроэнер-

гии, поданные с помощью оперативных цено-

принимающих заявок на изменение плановых

объёмов производства.

� Объёмы электроэнергии на БР оплачивают-

ся по индикаторам и/или ценам на балансиро-

вание вверх (вниз).

Свободные двухсторонние договоры (СДД) — торговля электрической энергией

по свободным (нерегулируемым) ценам на ос-

новании договоров купли-продажи электри-

ческой энергии (далее — свободные двухсто-

ронние договоры).

Заключаемые свободные двухсторонние до-

говоры купли-продажи электрической энер-

гии имеют следующие особенности.

� Участники оптового рынка самостоятель-

но определяют цены и объём поставки элек-

трической энергии по свободным двусторон-

ним договорам купли-продажи электрической

энергии.


2012

96СБ

ЫТ

ЭЛЕК

ТРО

ЭНЕР

ГИИ

И Т

ЕПЛ

А

� В порядке, определённом договором о при-

соединении к торговой системе оптового рын-

ка, поставщики и покупатели электрической

энергии, заключившие свободные двусторон-

ние договоры купли-продажи электрической

энергии, обязаны оплачивать разницу меж-

ду равновесными ценами в группах точек по-

ставки покупателя и продавца электрической

энергии по каждому договору.

� Поставщик, заключивший СДД, обязан по-

ставить покупателю электрическую энергию

в определённом в договоре объёме по уста-

новленной договором цене путём включения

всего (части) этого объёма в плановое поча-

совое производство и/или приобрести элек-

троэнергию на оптовом рынке.

� Каждый покупатель (поставщик) вправе ку-

пить (продать) электрическую энергию по сво-

бодному двустороннему договору купли-про-

дажи электрической энергии исключительно

у участников оптового рынка, функциониру-

ющих в границах соответствующей ценовой

зоны.

� Свободные двусторонние договоры, а так-

же их изменения регистрируются ОАО «АТС»

в порядке, определённом договором о присо-

единении к торговой системе оптового рын-

ка, с целью их учёта при определении обя-

зательств (требований) участников оптового

рынка.

Товарная биржа электроэнергетики

ОАО «Мос энергобиржа» предоставляет ус-

луги участникам торгов по заключению сво-

бодных двухсторонних договоров на поставку

электроэнергии и мощности (СДД).

Биржевые двусторонние договоры купли-про-

дажи электроэнергии совершаются между по-

ставщиками и покупателями при совпадении

условий двух встречных заявок, подаваемых

Участниками на биржу.

По окончании торгов на расчетный период (ме-

сяц) торговая система биржи формирует до-

говор купли-продажи электрической энергии,

в котором раскрываются стороны договора.

Нерегулируемый рынок мощностиВ настоящее время торговля мощностью осу-

ществляется на основе конкурентного отбо-

ра мощности (КОМ), проводимого системным

оператором. Участники оптового рынка, про-

шедшие процедуру допуска к КОМ, получа-

ют возможность подавать заявки в объёме,

не превышающем максимальную располагае-

мую мощность, учтённую Федеральной служ-

бой по тарифам России в прогнозном балансе

на соответствующий период регулирования.

Покупатели обязаны оплатить всю мощность,

отобранную на КОМ в их ценовой зоне.

Рынок мощности обеспечил возможность ре-

ализации части мощности по нерегулируе-

мым ценам, в рамках договоров купли-про-

дажи электроэнергии и мощности (СДЭМ),

в том числе на бирже, и купли-продажи мощ-

ности по результатам конкурентного от-

бора. Постановлением Правительства РФ

от 27.12.2010 (№ 1172) утверждены измене-

ния в Правила оптового рынка, обеспечива-

ющие функционирование модели долгосроч-

ного рынка мощности (ДРМ). Как и в части

торговли электроэнергией, с 2011 года по ре-

гулируемым договорам поставляется мощ-

ность только в объёмах, необходимых для

поставки населению и приравненным катего-

риям потребителей, за исключением мощно-

сти, поставляемой гидроэлектростанциями,

расположенными во второй ценовой зоне. Ги-

дроэлектростанции, поставляющие мощность

во второй ценовой зоне, в 2011 году осущест-

вляли поставку мощности по регулируемым

ценам.

Конкурентный отбор мощности (КОМ) —

торговля мощностью по свободным (нерегу-

лируемым) ценам, определяемым по резуль-


2012

97СБЫ

Т ЭЛЕК

ТРОЭН

ЕРГИИ

И ТЕП

ЛА

татам конкурентного отбора ценовых заявок

на продажу мощности. Общество подаёт цено-

вые заявки на продажу мощности для участия

в конкурентном отборе мощности в отноше-

нии мощности генерирующего оборудования,

учтённого в прогнозном балансе на соответ-

ствующий календарный год.

В ходе КОМ в первую очередь отбирает-

ся мощность, введенная по ДПМ и анало-

гичным ДПМ договорам с АЭС и ГЭС. Мощ-

ность, не прошедшая конкурентный отбор,

не оплачивается, за исключением мощности

генерирующих объектов, работа которых не-

обходима для поддержания технологических

режимов работы энергосистемы или поставок

тепловой энергии (вынужденные генераторы).

Мощность вынужденных генераторов оплачи-

вается по тарифу, установленному ФСТ.

Порядок установления факта соответствия

(несоответствия) ценовой заявки на прода-

жу мощности требованию об экономической

обоснованности размера ежемесячной пла-

ты за единицу мощности, а также приведения

заявок на продажу мощности в соответствие

этим требованиям определяется договором

о присоединении к торговой системе оптово-

го рынка.

По результатам конкурентного отбора мощно-

сти определяются:

� перечень участников оптового рынка, осу-

ществляющих в соответствующем календар-

ном году поставку мощности;

� перечень генерирующего оборудования,

прошедшего КОМ, с указанием зон свободно-

го перетока;

� объёмы мощности и свободные (нерегули-

руемые) цены, определённые по результатам

конкурентного отбора ценовых заявок на про-

дажу мощности.

По результатам КОМ каждый поставщик име-

ет также обязательство поддерживать своё

генерирующее оборудование в постоянной

готовности к производству электрической

энергии.

Свободные двухсторонние договоры куп-ли-продажи мощности (СДМ) — торговля

мощностью по свободным (нерегулируемым)

ценам на основании договоров купли-прода-

жи мощности.

Внебиржевой СДМ — свободный договор

купли-продажи мощности между участника-

ми оптового рынка, являющимися сторона-

ми регулируемого договора. Объём поставки

мощности по такому типу СДМ не может пре-

вышать разницу между объёмом, который был

бы определен в соответствующем регулиру-

емом договоре, если бы мощность в полном

объёме продавалась по регулируемым ценам

(без учёта либерализации), за вычетом объё-

ма мощности, продаваемой по этому регули-

руемому договору.

Биржевой СДМ — свободный договор, кото-

рый заключается участниками по результатам

торгов стандартными контрактами мощности,

проводимыми аккредитованными биржевыми

площадками.

Биржевые СДМ купли-продажи мощности со-

вершаются между поставщиками и покупате-

лями при совпадении условий двух встречных

заявок, подаваемых Участниками на биржу.

По окончании торгов на расчётный период

(месяц) торговая система биржи формирует

договор купли-продажи мощности, в котором

раскрываются стороны договора.


2012

98СБ

ЫТ

ЭЛЕК

ТРО

ЭНЕР

ГИИ

И Т

ЕПЛ

А

CБЫТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

НАТУРАЛЬНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Cуммарный объём продажи электроэ-

нергии, выработанной электростанция-

ми ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

в 2012 году, составил 92 112 млн кВт·ч, что

на 15% меньше объёма реализации электро-

энергии в 2011 году.

Снижение объёма реализации электроэнер-

гии на 15% в 2012 году относительно 2011

года обусловлено отсутствием свободных

двусторонних договоров в 2012 году. При

этом объём выработки электроэнергии в 2012

году соответствует факту 2011 года (сниже-

ние менее 1%). А снижение объёма реализа-

ции определяется механизмом формирования

СДД, по которому генератор продает объём

электроэнергии в соответствии с СДД факти-

чески сверх (дополнительно) объёмов прода-

жи электроэнергии в РСВ, сформированных

в результате конкурентного отбора ценовых

заявок покупателей и поставщиков на пред-

стоящие сутки. При этом в обеспечение СДД

поставщик обязан также купить электроэнер-

гию на РСВ в соответствии с договором. От-

сутствие СДД в 2012 году привело как к сни-

жению объёма реализации электроэнергии,

так и соответствующему снижению объёма

покупки электроэнергии (см. таблицу).

ОБЪЕМЫ ПРОДАЖИ И ПОКУПКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В 2011–2012 гг.

млн кВт·ч

Наименование станции

Итого продажа Итого покупка

2011 г. 2012 г. изм. 2012/2011,% 2011 г. 2012 г. изм.

2012/2011,%

Ириклинская ГРЭС 16 867 13 387 –21% 5 757 1 106 –81%

Пермская ГРЭС 22 321 13 460 –40% 7 463 758 –90%

Каширская ГРЭС 12 515 7 927 –37% 4 923 975 –80%

Верхнетагильская ГРЭС 8 750 8 500 –3% 1 543 922 –40%

Уренгойская ГРЭС 184 728 295% 34 99 194%

Костромская ГРЭС 14 320 14 625 2% 978 846 –13%

Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина 3 480 3 579 3% 519 497 –4%

Гусиноозёрская ГРЭС 4 507 4 739 5% 547 617 13%

Печорская ГРЭС 3 586 3 187 –11% 38 17 –55%

Южноуральская ГРЭС 5 321 5 577 5% 545 619 14%

Харанорская ГРЭС 2 829 3 451 22% 258 395 53%

Ивановские ПГУ 537 745 39% 134 213 60%

Сочинская ТЭС 1 161 817 –30% 97 124 28%

Северо-Западная ТЭЦ 5 812 4 834 –17% 264 261 –1%

Калининградская ТЭЦ-2 6 170 6 558 6% 0,02 0 –100%

Итого 108 360 92 112 –15% 23 101 7 449 –68%


2012

99СБЫ

Т ЭЛЕК

ТРОЭН

ЕРГИИ

И ТЕП

ЛА

Основную долю выработки и реализации

электроэнергии обеспечивают Костромская,

Ириклинская и Пермская ГРЭС. Значитель-

ный рост объёма реализации электроэнергии

Уренгойской ГРЭС (в процентном выражении)

обусловлен вводом нового энергоблока ПГУ–

460 МВт в конце 2012 года.

ОБЪЁМ ПРОДАЖ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ, ВХОДЯЩИМИ

В ОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ»

4% 4%

6%

2012

1%

1%

5%

3%

15%

16%

9%

7%

15%

0%

1%

5%

9%

3% 3%

5%

2011

1%

0,2%

5%

3%

21%

13%

12%

6%

16%

0,5% 4%

8%



Джубгинская ТЭС














ОБЪЁМЫ РЕАЛИЗАЦИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ»

ПО СЕКТОРАМ

19%

65%

3%

13%2011

22%

75%

3% 2012

РД РСВ БР СДД


2012

100

ОБЪЁМЫ РЕАЛИЗАЦИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО СЕКТОРАМ В 2011–2012 гг.

млн кВт·ч


РД РСВ БР СДД СДМ бир-жевой

2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012

Ириклинская ГРЭС 1 147 1 187 10 799 11 774 543 426 4 377

Пермская ГРЭС 2 266 1 951 13 666 11 288 472 222 5 917

Каширская ГРЭС 1 135 1 307 7 327 6 238 414 383 3 640

Верхнетагильская ГРЭС 824 833 7 392 7 311 221 356 313

Уренгойская ГРЭС 24 22 156 621 5 85

Костромская ГРЭС 2 199 2 433 11 625 11 750 430 441 66

Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина 499 451 2 872 3 039 109 89

Гусиноозёрская ГРЭС 516 494 3 643 4 096 347 149

Печорская ГРЭС 3 068 2 850 497 299 21 38

Южноуральская ГРЭС 548 578 4 679 4 875 94 124

Харанорская ГРЭС 479 323 2 258 3 021 92 106

Ивановские ПГУ 114 137 395 525 29 83

Сочинская ТЭС 188 183 927 586 46 47

Северо-Западная ТЭЦ 1 011 1 101 4 695 3 647 106 87

Калининградская ТЭЦ-2 6 170 6 558 0 0 0 0

Итого 20 189 20 409 70 931 69 069 2 928 2 634 14 313

ОБЪЁМЫ ПОКУПКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ОРЭ ПО СЕКТОРАМ В 2011–2012 ГГ.

82%

201118%

РСВ БР

62%

201238%

СБЫ

Т ЭЛ

ЕКТР

ОЭН

ЕРГИ

И И

ТЕП

ЛА


2012

101

ОБЪЁМЫ ПОКУПКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ОРЭ ПО СЕКТОРАМ В 2011–2012 гг.

млн кВт·ч

Наименование станцииРСВ БР СДД

2011 г. 2012 г. 2011 г. 2012 г. 2011 г. 2012 г.

Ириклинская ГРЭС 4 878 539 880 567 0 0

Пермская ГРЭС 6 370 361 1 094 397 0 0

Каширская ГРЭС 4 317 679 606 295 0 0

Верхнетагильская ГРЭС 1 000 693 542 230 0 0

Уренгойская ГРЭС 22 25 12 74 0 0

Костромская ГРЭС 543 429 435 417 0 0

Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина 375 384 144 113 0 0

Гусиноозёрская ГРЭС 411 406 136 210 0 0

Печорская ГРЭС 0 0 38 17 0 0

Южноуральская ГРЭС 463 480 82 139 0 0

Харанорская ГРЭС 221 260 36 135 0 0

Ивановские ПГУ 104 164 30 49 0 0

Сочинская ТЭС 22 81 75 43 0 0

Северо-Западная ТЭЦ 127 117 138 144 0 0

Калининградская ТЭЦ-2 0 0 0 0 0 0

Итого 18 853 4 618 4 247 2 831 0 0

ТАРИФЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮТарифы на производство электрической

энергии устанавливаются ежегодно приказа-

ми ФСТ России на основании Постановления

Правительства РФ от 26.02.2004 №109 «О це-

нообразовании в отношении электрической

и тепловой энергии в РФ».

Тарифы на 2012 год установлены приказами

№ 352-э/1 от 15.12.2011 «Об утверждении цен

(тарифов) на электрическую энергию (мощ-

ность), поставляемую в ценовых зонах оп-

тового рынка субъектами оптового рынка —

производителями электрической энергии

(мощности) по договорам, заключённым в со-

ответствии с законодательством Российской

Федерации с гарантирующими поставщиками

(энергоснабжающими организациями, энер-

госбытовыми организациями, к числу поку-

пателей электрической энергии (мощности)

которых относятся население и (или) прирав-

ненные к нему категории потребителей), в це-

лях обеспечения потребления электрической

энергии населением и (или) приравненны-

ми к нему категориями потребителей, а также

с определёнными Правительством Россий-

ской Федерации субъектами оптового рын-

ка — покупателями электрической энергии

(мощности), функционирующими в отдельных

частях ценовых зон оптового рынка, для кото-

рых Правительством Российской Федерации

установлены особенности функционирования

оптового и розничных рынков, на 2012 год»;

от 29.11.2011 № 303-э/4 «Об утверждении цен


ность), поставляемую в неценовых зонах опто-

вого рынка»; от 27.12.2011 № 426-э/3 «Об ут-

верждении цен на мощность и электрическую

энергию, производимые с использованием ге-

нерирующего объекта, поставляющего мощ-

ность в вынужденном режиме».

СБЫТ ЭЛ

ЕКТРО

ЭНЕРГИ

И И

ТЕПЛ

А


2012

102

ТАРИФНЫЕ СТАВКИ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ В 2011–2012 гг.руб./МВт·ч

Наименование станции 2011 г. 2012 г.




Каширская ГРЭС, блок 3 ДПМ 830,33 834,16






Печорская ГРЭС 772,41 1-е полугодие: 762,112-е полугодие: 874,44





Сочинская ТЭС, блок 3 ДПМ 877,41 851,8


Калининградская ТЭЦ-2 с 01.01.2011: 793,62с 01.04.2011: 706,6

1-е полугодие: 696,342-е полугодие: 800,43

Начиная с 2007 года ФСТ осуществляет ин-

дексацию тарифов в соответствии с задавае-

мым уровнем.

На индекс равновесных цен на свободном

рынке влияют следующие факторы.

1. Состав генерирующего оборудования, вы-

бранный для покрытия энергопотребления

(в т. ч. доля, вырабатываемая ГЭС и АЭС).

2. Уровень энергопотребления.

3. Водность и температура.

4. Пропускная способность линий электро-

передачи и сечений.

5. Ввод новых мощностей и линий.

6. Стратегии поставщиков и потребителей.

СБЫ

Т ЭЛ

ЕКТР

ОЭН

ЕРГИ

И И

ТЕП

ЛА


2012

103

СРАВНЕНИЕ ЦЕНЫ ПРОДАЖИ РСВ

И ПО РД, руб./МВт·ч

1000

800

600

400

500

814

796

963

922

РД РСВ

2011 2012

ФАКТИЧЕСКИЕ ЦЕНЫ ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО СЕКТОРАМ ОПТОВОГО РЫНКА В 2011–2012 гг.

руб./МВт·ч


Цена продажи

РД РСВ БР СДД СДМ биржевой

2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012

Ириклинская ГРЭС 885 883 972 1 020 1 078 1 062 900

Пермская ГРЭС 737 737 893 919 1 025 1 429 823

Каширская ГРЭС 951 955 993 1 034 1 005 983 1 023


Уренгойская ГРЭС 688 691 791 797 613 687 0


Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина 1 183 1 417 1 086 1 205 1 146 1 024


Печорская ГРЭС 783 823 772 808 818 882

Южноуральская ГРЭС 989 985 960 1 000 735 779

Харанорская ГРЭС 459 476 516 601 683 318

Ивановские ПГУ 814 810 946 1 068 567 630

Сочинская ТЭС 860 847 1 051 1 142 711 915

Северо-Западная ТЭЦ 665 670 820 906 645 655

Калининградская ТЭЦ-2 729 751

Итого 796 814 922 963 932 935 901

На свободном рынке электроэнергии ин-

декс равновесных цен в узлах станций

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» в це-

лом по 2012 году сложился выше ценовых по-

казателей 2011 года. Это связано с ежегодной

индексацией цен на основные энергоносите-

ли и ростом энергопотребления.

СБЫТ ЭЛ

ЕКТРО

ЭНЕРГИ

И И

ТЕПЛ

А


2012

104

ФАКТИЧЕСКИЕ ЦЕНЫ ПОКУПКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО СЕКТОРАМ ОПТО-ВОГО РЫНКА В 2011–2012 гг.

руб./МВт·ч

Наименование станцииРСВ БР СДД

2011 г. 2012 г. 2011 г. 2012 г. 2011 г. 2012 г.

Ириклинская ГРЭС 959 989 836 893

Пермская ГРЭС 890 916 636 740

Каширская ГРЭС 965 1 002 919 997

Верхнетагильская ГРЭС 893 935 887 922

Уренгойская ГРЭС 780 862 876 928

Костромская ГРЭС 905 999 891 914


Гусиноозёрская ГРЭС 676 702 703 788

Печорская ГРЭС 0 0 982 1 039

Южноуральская ГРЭС 940 973 937 974

Харанорская ГРЭС 525 605 493 456

Ивановские ПГУ 994 1 040 1 040 1 188

Сочинская ТЭС 990 1 155 1 002 1 104

Северо-Западная ТЭЦ 809 897 780 673

Калининградская ТЭЦ-2 0 0 0 0

Итого 922 947 1171 878

ВЫРУЧКА ОТ ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

ОБЪЁМ ВЫРУЧКИ ОТ ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЗА 2011–2012 гг. млн руб. (без НДС)

Наименование станцииРД РСВ БР СДД СДМ

биржевой

2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012

Ириклинская ГРЭС 1 015 1 048 10 493 12 014 586 452 3 941

Пермская ГРЭС 1 670 1 438 12 200 10 369 484 317 4 870

Каширская ГРЭС 1 079 1 248 7 274 6 452 416 376 3 724

Верхнетагильская ГРЭС 750 752 6 824 6 970 183 300 295




Гусиноозёрская ГРЭС 355 353 2 448 2 862 233 97

Печорская ГРЭС 2 403 2 346 384 242 17 33

Южноуральская ГРЭС 542 570 4 494 4 874 69 96

Харанорская ГРЭС 220 154 1 165 1 817 63 34

Ивановские ПГУ 92 111 374 560 16 52

Сочинская ТЭС 162 155 975 669 33 43

СБЫ

Т ЭЛ

ЕКТР

ОЭН

ЕРГИ

И И

ТЕП

ЛА


2012

105

Наименование станцииРД РСВ БР СДД СДМ

биржевой

2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012

Северо-Западная ТЭЦ 672 738 3 850 3 305 68 57

Калининградская ТЭЦ-2 4 497 4 927 0 0

Итого по ИНТЕР РАО – Электрогенерация 16 074 16 619 65 422 66 511 2 728 2 463 12 891

Основная выручка от продажи электроэнер-

гии формируется на РСВ.

Наибольшая выручка в 2012 году сформиро-

вана на Костромской, Ириклинской и Перм-

ской ГРЭС.

ПРОДАЖА МОЩНОСТИ

КОЛИЧЕСТВЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОДАЖИ МОЩНОСТИУстановленная мощность электростанций,

входящих в ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогене-

рация», на 31.12.2012 составляет 19,7 ГВт.

В 2012 году было продано 17 895 МВт, что

на 1,1% больше, чем в 2011 году, что обуслов-

лено вводом в эксплуатацию новых энерго-

блоков в рамках ДПМ в течение 2012 года:

� блока 1 Ивановских ПГУ;

� блока 2 Харанорской ГРЭС;

� блока 3 Уренгойской ГРЭС.

С 1 июля 2008 года в соответствии с Поста-

новлением Правительства Российской Феде-

рации от 28.06.2008 № 476 Общество участву-

ет в конкурентном отборе мощности (КОМ).

Постановлением Правительства Российской

Федерации от 27.12.2010 № 1172 были вне-

сены изменения в правила рынка мощности.

Мощность, прошедшая конкурентный отбор,

оплачивается поставщику по цене КОМ с учё-

том коэффициента сезонности.

Вся мощность генерирующих объектов, вхо-

дящих в ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенера-

ция», в 2012 году реализовывалась следую-

щих секторах:

� регулируемый сектор (РД);

� конкурентный отбор мощности (КОМ);

� вынужденный (реализация мощности гене-

рирующих объектов, получивших статус вы-

нужденного генератора);

� ДПМ.

СБЫТ ЭЛ

ЕКТРО

ЭНЕРГИ

И И

ТЕПЛ

А


2012

106

ПРОДАЖА МОЩНОСТИ ПО СЕКТОРАМ РЫНКА МОЩНОСТИ В 2011–2012 гг.

МВт в мес.


РД КОМ ВР ДПМ СДМ биржевой

СДМ вне-биржевой

2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012

Ириклинская ГРЭС 640 698 1 328 1 554 0 48 283

Пермская ГРЭС 645 705 1 310 1 614 0 78 301

Каширская ГРЭС 425 453 863 1 023 0 311 319 6 183


Уренгойская ГРЭС 6 7 14 15 0 36 0 0

Костромская ГРЭС 972 1 059 2 124 2 453 0 380



Печорская ГРЭС 1057 1 054 0 0 0 0

Южноуральская ГРЭС 231 251 476 555 0 108

Харанорская ГРЭС 86 86 314 0 311 32 0

Ивановские ПГУ 89 46 178 99 182 0

Сочинская ТЭС 20,7 22 44 45 66 66 0

Северо-Западная ТЭЦ 233 249 553 442 0

Калининградская ТЭЦ-2 893 874 0 0

Итого 6 239 6 492 9 139 8 866 503 1 902 378 635 180 0 1 255 0

ПОКУПКА МОЩНОСТИ В 2011–2012 гг.

МВт в мес.

Наименование станцииПокупка мощности, МВт

2011 г. 2012 г.

Ириклинская ГРЭС 10 1

Пермская ГРЭС 0,5 0

Каширская ГРЭС 4 0

Верхнетагильская ГРЭС 21 3

Уренгойская ГРЭС 1 1

Костромская ГРЭС 2 1

Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина 5 0

Гусиноозёрская ГРЭС 3 0

Печорская ГРЭС 0 0

Южноуральская ГРЭС 9 2

Харанорская ГРЭС 0,1 0

Ивановские ПГУ 0 0

Сочинская ТЭС 0,1 0

Северо-Западная ТЭЦ 0,6 1


Итого 56 9

СБЫ

Т ЭЛ

ЕКТР

ОЭН

ЕРГИ

И И

ТЕП

ЛА


2012

107

Покупка мощности в 2012 году существен-

но ниже значений 2011 года за счёт согла-

сования увеличенного норматива мощности

на собственные нужды электростанций и про-

ведения мероприятий по оптимизации потре-

бления электроэнергии и мощности на соб-

ственные нужды.

ЦЕНЫ ПРОДАЖИ МОЩНОСТИ

Тарифы на 2012 год установлены приказами

№ 352-э/1 от 15.12.2011 «Об утверждении цен


ность), поставляемую в ценовых зонах оп-

тового рынка субъектами оптового рынка —

производителями электрической энергии

(мощности) по договорам, заключённым в со-

ответствии с законодательством Российской

Федерации с гарантирующими поставщиками

(энергоснабжающими организациями, энер-

госбытовыми организациями, к числу поку-

пателей электрической энергии (мощности)

которых относятся население и (или) прирав-

ненные к нему категории потребителей), в це-

лях обеспечения потребления электрической

энергии населением и (или) приравненны-

ми к нему категориями потребителей, а также

с определёнными Правительством Россий-

ской Федерации субъектами оптового рын-

ка — покупателями электрической энергии

(мощности), функционирующими в отдельных

частях ценовых зон оптового рынка, для ко-

торых Правительством Российской Федера-

ции установлены особенности функциониро-

вания оптового и розничных рынков, на 2012

год»; от 29.11.2011 № 303-э/4 «Об утвержде-

нии цен (тарифов) на электрическую энергию

(мощность), поставляемую в неценовых зо-

нах оптового рынка»; от 27.12.2011 № 426-э/3

«Об утверждении цен на мощность и элек-

трическую энергию, производимые с исполь-

зованием генерирующего объекта, поставля-

ОБЪЕМ ВЫРУЧКИ ОТ ПРОДАЖИ МОЩНОСТИ ЗА 2011–2012 гг.млн руб. (без НДС)


РД КОМ ВР ДПМ СДМ биржевой

СДМ вне-биржевой

2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012

Ириклинская ГРЭС 539 588 1 943 2 266 78 418

Пермская ГРЭС 763 834 1 922 2 315 127 445

Каширская ГРЭС 492 525 1 222 1 492 1 673 1 713 10 259

Верхнетагильская ГРЭС 412 449 1 406 1 392 79 0


Костромская ГРЭС 883 962 3 145 3 569 548



Печорская ГРЭС 1061 1092 0

Южноуральская ГРЭС 337 366 710 885 152

Харанорская ГРЭС 271 221 991 799 771

Ивановские ПГУ 281 145 554 317 1 071

Сочинская ТЭС 134 127 64 298 609 643

Северо-Западная ТЭЦ 431 351 797 865


Итого 9 379 9 597 12 106 13 118 3 859 3 601 2 282 4 505 295 0 1 823 0

СБЫТ ЭЛ

ЕКТРО

ЭНЕРГИ

И И

ТЕПЛ

А


2012

108

ДИ

НА

МИ

КА

ИЗ

МЕ

НЕ

НИ

Я Ц

ЕН

НА

МО

ЩН

ОС

ТЬ

201

1–20

12 г

г.

руб.

/МВ

т в

мес

.

Наи

мен

ова

ни

е ст

анц

ии

РД

КО

МВ

РД

ПМ

СД

М б

ир

жев

ой

СД

М в

неб

ир

же-

вой

2011

20

12

2011

20

12

2011

2012

20

11

2012

20

11

2012

20

11

2012

Ири

клин

ская

ГР

ЭС

70 2

4170

241

121

890

121

482

137

187

12

2 94

5

Пер

мск

ая Г

РЭ

С98

581

98 5

8112

2 27

911

9 49

8

13

5 38

7

123

112

Каш

ирск

ая Г

РЭ

С96

484

96 4

7511

8 00

412

1 57

7

44

7 90

844

7 93

914

1 41

6

118

000

Вер

хнет

агил

ьска

я ГР

ЭС

90 8

9090

890

122

756

121

193

138

149

0

Уре

нгой

ская

ГР

ЭС

489

685

75 3

69

120

718

502

088

703

642

0

Кос

тром

ская

ГР

ЭС

75 7

1275

712

123

373

121

258

Чер

епет

ская

ГР

ЭС

им

ени

Д.Г

. Жим

ерин

а73

449

118

125

123

286

117

367

Гуси

нооз

ёрск

ая Г

РЭ

С17

3 52

817

8 61

0

17

3 27

017

7 16

4

Печ

орск

ая Г

РЭ

С83

676

86 3

58

Юж

ноур

альс

кая

ГРЭ

С12

1 60

412

1 60

412

4 35

413

2 69

8

Хар

анор

ская

ГР

ЭС

263

612

215

179

262

828

213

984

1

982

763

Ива

новс

кие

ПГУ

263

994

263

994

259

642

266

748

49

0 64

2

Соч

инск

ая Т

ЭС

538

352

476

243

12

2 15

854

7 65

4

763

594

812

407

Сев

еро-

Зап

адна

я Т

ЭЦ

154

389

117

139

12

0 25

416

2 87

1

Кал

инин

град

ская

ТЭ

Ц-2

277

294

282

148

Ито

го

12

3 19

1

123

291

15

7 74

4

590

942

СБЫ

Т ЭЛ

ЕКТР

ОЭН

ЕРГИ

И И

ТЕП

ЛА


2012

109

ющего мощность в вынужденном режиме»,

от 31.10.2011 № 260-э/1 «О ценах на мощ-

ность для генерирующих объектов, в отноше-

нии которых были указаны наиболее высокие

цены в ценовых заявках на конкурентный от-

бор мощности».

Основная выручка от продажи мощности ге-

нерирующими объектами ОАО «ИНТЕР РАО –

Электрогенерация» начиная с 2011 года фор-

мируется на КОМ.

Основная выручка по мощности

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» фор-

мируется филиалами Костромская ГРЭС

и Пермская ГРЭС.

ФАКТИЧЕСКАЯ СТОИМОСТЬ ПОКУПКИ МОЩНОСТИ ЗА 2011–2012 гг.млн руб. (без НДС)

Наименование станцииПокупка мощности

2011 г. 2012 г.


Пермская ГРЭС 0,9 0





Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина 11 0




Харанорская ГРЭС 0,2 0

Ивановские ПГУ 0 0

Сочинская ТЭС 0,1 0

Северо-Западная ТЭЦ 1,0 2


Итого 96,2 18

Цены продажи мощности ДПМ рассчитывают-

ся таким образом, чтобы затраты поставщика

окупились за 15 лет с определённой нормой

доходности. Тем самым обеспечивается доход

поставщика от вложения средств в строитель-

ство генерирующих объектов.

ЦЕНОВЫЕ ПАРАМЕТРЫ ДПМ

Наименование2012 год

Объём*, МВт Стоимость, млн руб. Цена, руб./МВт

Ивановские ПГУ 182 1 071 490 642

Каширская ГРЭС, блок 3 319 1 713 447 939

Сочинская ТЭС, блок 3 66 643 812 407

Харанорская ГРЭС 32 771 1 982 763

Уренгойская ГРЭС 36 307 703 642

*Указаны среднегодовые значения.

СБЫТ ЭЛ

ЕКТРО

ЭНЕРГИ

И И

ТЕПЛ

А


2012

110

ОТПУСК ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИОтпуск тепловой энергии электростанциями

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» про-

изводится в основном для обеспечения ото-

пительной нагрузки населённых пунктов,

находящихся в непосредственной близо-

сти от электростанций, и напрямую зависит

от климатических условий. В 2012 году элек-

тростанциями ОАО «ИНТЕР РАО – Электро-

генерация» по договорам поставки тепловой

энергии (теплоснабжения) было реализова-

но 3570,6 тыс. Гкал, что выше уровня прошло-

го года на 0,7% и обусловлено более низкой

фактической среднемесячной температурой

наружного воздуха.

ИРИКЛИНСКАЯ ГРЭС

Ириклинская ГРЭС поставляет 2,6% теп-

ла от общего объёма, реализуемого станци-

ями ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация».

Основным потребителем тепловой энергии

Ириклинской ГРЭС является муниципальное

учреждение «Управление жилищно-комму-

нальным хозяйством п. Энергетик». На долю

теплоснабжающих организаций (МУ «УЖКХ

п. Энергетик», МУП «ЖКХ Ириклинского

поссовета») приходится 96,5% суммарно-

го полезного отпуска тепла, промышленных

потребителей — 1,7 %, бюджетных организа-

ций — 0,5%.

ПЕРМСКАЯ ГРЭС

Пермская ГРЭС поставляет 7,7% тепла

от общего объёма, реализуемого станциями

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация». Ос-

новными потребителями тепловой энергии

Пермской ГРЭС являются жилищные органи-

зации г. Добрянки (61,6% от суммарного по-

лезного отпуска тепла). На долю бюджетных

и промышленных организаций приходится

по 9,1 и 9,5% соответственно, а на компенса-

цию нормативно-технологических потерь в те-

пловых сетях ОАО «ДТЭК» — 19,7%.

КАШИРСКАЯ ГРЭСКаширская ГРЭС поставляет 7,0% тепла



новным потребителем тепловой энергии Ка-

ширской ГРЭС является муниципальное уни-

тарной предприятие «ДЕЗ «Горхоз», которое

обеспечивает теплоснабжение и горячее во-

доснабжение части г. Кашира (Кашира-2).

На долю теплоснабжающих организаций при-

ходится 82,2% суммарного полезного отпуска

тепла, промышленных потребителей — 9,8%,

бюджетных организаций — 3%.

ВЕРХНЕТАГИЛЬСКАЯ ГРЭС

Верхнетагильская ГРЭС поставляет 3,5% теп-



На долю населения и жилищных организаций

г. Верхний Тагил приходится 50,3% суммарного

полезного отпуска тепловой энергии Верхнета-

гильской ГРЭС, доля теплоснабжающей орга-

низации МУП «ЖКХ г. Верхний Тагил» — 35,1%.

Доля бюджетных организаций составляет 7,7%,

промышленных потребителей — 2,6%.

УРЕНГОЙСКАЯ ГРЭС

Уренгойская ГРЭС поставляет 1,7% тепла


ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация». На

долю теплоснабжающих организаций прихо-

дится 71,8% суммарного полезного отпуска

тепла. На долю промышленных потребите-

лей — 28,2%.


Костромская ГРЭС поставляет 5,8% тепла


ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» По-

ставка всего объёма тепловой энергии конеч-

ным потребителям г. Волгореченска Костром-

ской области осуществляется с 01.05.2008

через 100% дочернее общество — ОАО «РСП

ТПК КГРЭС».

СБЫ

Т ЭЛ

ЕКТР

ОЭН

ЕРГИ

И И

ТЕП

ЛА


2012

111

ЧЕРЕПЕТСКАЯ ГРЭС ИМЕНИ Д.Г. ЖИМЕРИНАЧерепетская ГРЭС поставляет 3,8% тепла

от общего объёма, реализуемого станция-

ми ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация».

Объём тепловой энергии в размере 4,6% фи-

лиал поставляет по прямым договорам ряду

промышленных предприятий, а 95,4% объё-

ма с 01.06.2006 через 100% дочернее обще-

ство — ОАО «Энергия-1» конечным потреби-

телям г. Суворов Тульской области.

ГУСИНООЗЁРСКАЯ ГРЭС

Гусиноозёрская ГРЭС поставляет 4,9% теп-



Поставку тепловой энергии конечным по-

требителям г. Гусиноозёрск Республики Бу-

рятия филиал осуществляет самостоятель-

но по прямым договорам. На долю населения

приходится 63,3% от общего объёма реали-

зованной тепловой энергии, на долю бюджет-

ных организаций — 28,7% и на долю прочих

потребителей — 8%.

ПЕЧОРСКАЯ ГРЭС

Печорская ГРЭС поставляет 6,3% тепла


ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация». По-

ставка всего объёма тепловой энергии конеч-

ным потребителям г. Печора Республики Коми

осуществляется с 01.07.2006 через 100% до-

чернее общество — ОАО «Тепловая сервис-

ная компания».

ЮЖНОУРАЛЬСКАЯ ГРЭС

Южноуральская ГРЭС поставляет 10,6% теп-



Поставка всего объёма тепловой энергии ко-

нечным потребителям г. Южноуральск Челя-

бинской области осуществляется с 01.10.2007

через 100% дочернее общество — ОАО «Юж-

ноуральская теплосбытовая компания».

ХАРАНОРСКАЯ ГРЭС

Харанорская ГРЭС поставляет 2,8% тепла


ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация». Объ-

ём тепловой энергии в размере 4,3% филиал

поставляет по прямым договорам ряду орга-

низаций, а 97,7% объёма с 01.01.2006 через

100% дочернее общество — ОАО «Комму-

нальник» конечным потребителям п. г. т. Ясно-

горск Забайкальского края.

ИВАНОВСКИЕ ПГУ

Ивановские ПГУ поставляют 2,9% тепла от

общего объёма, реализуемого станциями


новным потребителем является МУП «Ком-

сомольское ЖКХ» — 97,8% от общего объё-

ма, на долю прочих потребителей приходится

2,2%.

СОЧИНСКАЯ ТЭС

Станция поставку тепловой энергии не осу-

ществляет.


Северо-Западная ТЭЦ поставляет 36,5% теп-



Основным потребителем тепловой энергии

является ГУП «ТЭК Санкт-Петербурга» —

99,8% от общего объёма тепла.

КАЛИНИНГРАДСКАЯ ТЭЦ-2

Калининградская ТЭЦ-2 поставляет 4,0% теп-



Единственным потребителем тепловой энер-

гии является МУП «Калининградтеплосеть».

СБЫТ ЭЛ

ЕКТРО

ЭНЕРГИ

И И

ТЕПЛ

А


2012

112

ПОЛЕЗНЫЙ ОТПУСК И СТРУКТУРА ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В 2011–2012 гг.

тыс. Гкал


2011 год 2012 годО

тпущ

ено

тепл

оэне

ргии

, ты

с. Г

кал/

год

Дол

я на

селе

ния,

жил

ищны

х ор

гани

заци

й, %

Дол

я Т

СО

, %

Дол

я бю

джет

ных

орга

низа

ций,

%

Дол

я пр

омы

шле

нны

х по

треб

ител

ей, %

Дол

я пр

очих

пот

реби

теле

й, %

Тепл

овая

эне

ргия

для

ком

пенс

ации

пот

ерь,

%

Отп

ущен

о те

плоэ

нерг

ии, т

ыс.

Гка

л/го

д

Дол

я на

селе

ния,

жил

ищны

х ор

гани

заци

й, %

Дол

я Т

СО

, %

Дол

я бю

джет

ных

орга

низа

ций,

%

Дол

я пр

омы

шле

нны

х по

треб

ител

ей, %

Дол

я пр

очих

пот

реби

теле

й, %

Тепл

овая

эне

ргия

для

ком

пенс

ации

пот

ерь,

%

Ириклинская ГРЭС 101,6 – 96,2 0,5 1,9 1,4 – 93,6 – 96,5 0,5 1,7 1,3 –

Пермская ГРЭС 274,4 62,1 – 9,2 9,6 – 19,1 273,5 61,6 – 9,2 9,5 – 19,7

Каширская ГРЭС 242,1 – 82,6 3,7 9,5 4,2 – 250,5 – 82,2 3 9,8 5 –

Верхнетагильская ГРЭС 123,4 82,4 – 9,4 2,4 5,8 – 125,9 50,3 35,1 7,7 2,6 4,3 –

Уренгойская ГРЭС 52,7 – 75,2 – 24,8 – 59,0 – 71,8 – 28,2 – –

Костромская ГРЭС 204,2 – 100 – – – – 206,8 – 100 – – – –

Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина 147,9 – 96,8 – 3,2 – – 136,0 – 95,4 – 4,6 – –

Гусиноозёрская ГРЭС 192,7 60,1 – 32,6 0,7 6,6 – 173,4 63,3 – 28,7 0,8 7,2 –

Печорская ГРЭС 204,4 – 100 – – – – 225,1 – 100 – – – –

Южноуральская ГРЭС 403,6 – 100 – – – – 377,2 – 100 – – – –

Харанорская ГРЭС 105,4 – 96,6 – – 3,4 – 101,3 95,7 – – 4,3 –

Ивановские ПГУ 99,1 – 98,0 – – 2,0 – 102,2 – 97,8 – – 2,2 –

Сочинская ТЭС – – – – – – – – – – – – – –

Северо-Западная ТЭЦ 1240,3 – 99,9 – – 0,1 – 1301,5 99,8 – – 0,2 –

Калининградская ТЭЦ-2 153,2 – 100 – – – – 144,6 – 100 – – – –

Итого 3545,0 10,9 81,3 3,1 2,1 1,1 1,5 3570,6 9,6 83,0 2,6 2,2 1,1 1,5

СБЫ

Т ЭЛ

ЕКТР

ОЭН

ЕРГИ

И И

ТЕП

ЛА


2012

113

ДИНАМИКА ТАРИФОВ НА ТЕПЛО-ВУЮ ЭНЕРГИЮ 2011–2012 гг.

руб./гкал (без НДС)

Наименование станции 2011 2012
















Итого 604,72 652,76

ОБЪЁМ ПОЛЕЗНОГО ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ В 2011–2012 гг., %

4,2%

11,4%

3,0%

1,5%

35%

5,8%

2011

7,7%

4,3%

6,8%

5,8%

2,8% 0%

2,9%

5,4% 3,5%

















3,8%

10,6%

2,8%

1,7%

36,5%

6,3%

7,7%

4,0%

7,0%

5,8%

2,9%

2,6%

4,9% 3,5%

















2012

ОБЪЁМ ВЫРУЧКИ ОТ ПРОДАЖИ ТЕПЛА ЗА 2011–2012 гг.

млн руб. (без НДС)

Наименование станции 2011 2012







Черепетская ГРЭС имениД.Г. Жимерина 118,24 113,62






Сочинская ТЭС - -



Итого 2 143,72 2 330,75

СБЫТ ЭЛ

ЕКТРО

ЭНЕРГИ

И И

ТЕПЛ

А

09:00



СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ И ОБНОВЛЕНИЕОбщество активно реализует программы технического перевооружения и реконструкции на электростанциях для обеспечения максимальной эффективности, бесперебойности работы и безопасности оборудования


2012

116

ИН

ВЕСТ

ИЦ

ИО

НН

АЯ

ДЕЯ

ТЕЛ

ЬНО

СТЬ

ИНВЕСТИЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ ОБЩЕСТ ВА1

1 Показатели этого раздела приведены на основании

данных управленческого учета по исполнению инвестици-

онных проектов Общества.

Важнейшей составляющей функциониро-

вания энергетических объектов является тех-

ническое перевооружение и реконструкция

имеющихся основных фондов, направленные

на поддержание высокого уровня надёжности

генерации электрической энергии, улучшение

производительности и эффективности рабо-

ты электрических станций, внедрение новых

(передовых) технологий, реализацию пер-

спективных инвестиционных проектов буду-

щих периодов.

Инвестиционная деятельность ОАО «ИНТЕР

РАО – Электрогенерация» осуществляется

по следующим направлениям:

� реализация приоритетных инвестиционных

проектов;

� модернизация существующих производ-

ственных мощностей.

ПРИОРИТЕТНЫЕ ИНВЕСТИЦИОННЫЕ ПРОЕКТЫОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» осу-

ществляет реализацию следующих крупных

приоритетных инвестиционных проектов:

Планом инвестиционной программы ОАО

«ИНТЕР РАО – Электрогенерация» на 2012

год (включая филиалы ОАО «ОГК-1» и ОАО

«ОГК-3») предусматривалось освоение ка-

питальных вложений по программе ново-

го строительства в объёме 39 944,1 млн

руб. без НДС (в том числе по филиа-

лам ОАО «ОГК-1» — 8 366,1 млн руб.

и ОАО «ОГК-3» — 31 535,1 млн руб.). Фак-

тическое освоение капитальных вложений

в 2012 году составило 32 330,7 млн руб., или

81% от плана.

Планом инвестиционной программы ОАО

«ИНТЕР РАО – Электрогенерация» на 2012

год (включая филиалы ОАО «ОГК-1»


2012

117И

НВЕСТИ

ЦИ

ОН

НА

Я Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ

ПР

ИО

РИ

ТЕ

ТН

ЫЕ

ИН

ВЕ

СТ

ИЦ

ИО

НН

ЫЕ

ПР

ОЕ

КТ

Ы О

АО

«И

НТ

ЕР

РА

О –

ЭЛ

ЕК

ТР

ОГЕ

НЕ

РАЦ

ИЯ

»м

лн р

уб.

Пр

оек

тС

ро

к вв

од

а п

о д

ого

вор

у Д

ПМ

Ср

ок

вво

да

по

до

гово

ру

ДП

М с

уч

ето

м

грей

с-п

ери

од

а

Уст

ано

в-л

енн

ая

мо

щн

ост

ь П

ЛА

Н, М

Вт

Вве

ден

ная

м

ощ

но

сть

в 20

12

год

у, М

Вт

Ви

д

топ

ли

ва

См

етн

ая

сто

им

ост

ь п

ро

екта

Сум

ма

закл

юч

ен-

ны

х д

ого

вор

ов

Пр

оф

ин

ан-

сир

ова

но

на

31.1

2.20

12

Пр

оф

ин

ан-

сир

ова

но

в

2012

го

ду

с Н

ДС

с Н

ДС

с Н

ДС

с Н

ДС

Стр

оите

льст

во э

нерг

обло

ка

ПГУ

-450

на

Уре

нгой

ской

ГР

ЭС

30.0

9.20

1230

.09.

2012

450

460

газ

24 4

7723

842

23 2

277

104

Уст

анов

ка б

лока

№ 3

м

ощно

стью

225

МВ

т на

Хар

анор

ской

ГР

ЭС

(бл

. № 3

)31

.12.

2011

01.1

0.20

1222

522

5уг

оль

11 5

0711

481

11 4

651

053

Стр

оите

льст

во э

нерг

обло

ка

ПГУ

-800

на

Пер

мск

ой Г

РЭ

С*

31.1

2.20

1531

.12.

2015

800

–га

з33

023

24 7

031

796

1 37

9

Рек

онст

рукц

ия

и во

сста

новл

ение

эне

ргоб

лока

ст

.№ 4

на

Гуси

нооз

ёрск

ой Г

РЭ

С31

.12.

2011

01.1

1.20

1221

0–

угол

ь7

062

6 99

66

086

1 50

9

Стр

оите

льст

во д

вух

энер

гобл

оков

мощ

ност

ью

по 2

25 М

Вт

на Ч

ереп

етск

ой

ГРЭ

С (

бл. №

8, 9

)

31.1

2.20

12 (

бл.8

)

31.1

2.20

13 (

бл.9

)

31.1

2.20

13 (

бл.8

)

30.0

6.20

14 (

бл.9

)2*

225

–уг

оль

29 9

9928

272

24 9

065

781

Стр

оите

льст

во Э

нерг

етич

еско

го

ком

плек

са Ю

жно

урал

ьска

я ГР

ЭС

-2 (

бл. №

1)

31.1

2.20

1231

.12.

2013

400

–га

з20

151

19 7

7414

190

8 94

9

Стр

оите

льст

во Э

нерг

етич

еско

го

ком

плек

са Ю

жно

урал

ьска

я ГР

ЭС

-2 (

бл.№

2)

31.1

2.20

1330

.09.

2014

400

–га

з15

812

14 6

283

123

3 12

1

Стр

оите

льст

во Э

нерг

етич

еско

го

ком

плек

са Ю

жно

урал

ьска

я ГР

ЭС

-2

(бл.

№ 3

) *

31.1

2.20

1431

.08.

2015

400

––

––

––

Стр

оите

льст

во Д

жуб

гинс

кой

ТЭ

С (

бл. №

1, 2

) (2

*90

МВ

т)31

.10.

2013

31.1

0.20

132*

90–

газ

16 8

0415

726

9 91

57

538

Ито

го:

3515

685

15

8 83

514

5 42

294

707

36 4

34

* Р

аспо

ряж

ение

м П

рави

тель

ства

Рос

сийс

кой

Фед

ерац

ии о

т 10

.09.

2012

№16

37-р

утв

ерж

дено

изм

енен

ие п

лощ

адок

стр

оите

льст

ва о

бъек

тов

ДП

М (

с Ю

жно

урал

ьско

й ГР

ЭС

(бл

. 3)

пере

-не

сен

на В

ерхн

етаг

ильс

кую

ГР

ЭС

, с Н

ижне

варт

овск

ой Г

РЭ

С э

нерг

обло

к 3.

2 пе

рене

сен

на П

ерм

скую

ГР

ЭС

, уве

личи

вая

мощ

ност

ь бл

ока

ПГР

ЭС

с 4

10 М

Вт

до 8

00 М

Вт)

.


2012

118

ИН

ВЕСТ

ИЦ

ИО

НН

АЯ

ДЕЯ

ТЕЛ

ЬНО

СТЬ

РЕАЛИЗАЦИЯ ПРИОРИТЕТНЫХ ПРОЕКТОВ ОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕ-НЕРАЦИЯ» В 2012 ГОДУ

млн руб.

Новое строительство ОАО «ИНТЕР РАО – Элек-трогенерация»

Факт за 2011 год 2012 год

освоение (без НДС)

финанси-рование (с НДС)

освоение (без НДС) финансирование (с НДС)

План Факт% вы-

полне-ния

План Факт % выпол-нения

Строительство энергоблока ПГУ-450 на Уренгойской ГРЭС 9 952,5 6 002,1 7 378,5 6 223,0 84 8 355,2 7 104,3 85

Установка блока № 3 мощно-стью 225 МВт на Харанорской ГРЭС (бл. № 3)

1 415,2 1 508,7 1 137,4 1 134,7 100 1 095,3 1 052,9 96

Строительство энергоблока ПГУ-800 на Пермской ГРЭС 3,2 5,0 983,4 6,3 1 984,8 1 378,8 140

Реконструкция и восстановле-ние энергоблока ст. № 4 на Гу-синоозёрской ГРЭС

2 569,3 2 374,7 2 490,7 1 579,0 63 2 484,3 1 508,8 61

Строительство двух энерго-блоков мощностью по 225 МВт на Черепетской ГРЭС (бл. № 8, 9)

9 892,5 7 138,8 6 816,1 6 694,2 98 6 139,9 5 780,7 94

Строительство Энергетическо-го комплекса Южноуральская ГРЭС-2 (бл. №1)

1 969,7 1 547,1 13 166,3 10 136,4 77 11 708,5 8 948,9 76

Строительство Энергетическо-го комплекса Южноуральская ГРЭС–2 (бл. № 2)

0,0 2,1 579,2 322,3 56 3 628,3 3 121,3 86

Строительство Энергетическо-го комплекса Южноуральская ГРЭС-2 (бл. № 3)

0,0 0,0 71,5 0,0 0 1 254,9 0,0 0

Строительство Джубгинской ТЭС (бл. № 1, 2) (2*90 МВт) 614,8 2 310,7 7 273,9 6 198,2 85 9 192,4 7 538,0 82

Прочее Новое строительство 11,8 4,2 47,1 36,5 78 71,2 53,8 75

ИТОГО: 26 428,9 20 893,4 39 944,1 32 330,7 81 44 914,9 36 487,4 81

ПРИОРИТЕТНЫЕ ПРОЕКТЫ ОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ», млн руб.

15000

20000

25000

30000

35000

10000

5000

1 2

51 2

3 22

7

42 1

1 46

5

5 0

93

5 9

61

14

190

12

689

3

123

6 8

89 9

915

31

228

975

6 0

86

24

906

1 7

96

ПГУ-450 УГРЭС

профинансированона 31.12.12

осталосьпрофинансировать

ПГУ-800 ПермГРЭС

225 МВт ХГРЭС(бл. № 3)

210 МВт ГОГРЭС(бл. № 4)

2 блока по 225 МВтЧГРЭС (бл. № 8, 9)Энерг. комплексЮГРЭС-2 (бл. № 1)Энерг. комплексЮГРЭС-2 (бл. № 2)Джубгинская ТЭС(бл. № 1, 2)


2012

119И

НВЕСТИ

ЦИ

ОН

НА

Я Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ

и ОАО «ОГК-3») предусматривалось финан-

сирование капитальных вложений по про-

грамме Нового строительства в объёме

44 914,9 млн руб. с НДС (в том числе по фи-

лиалам ОАО «ОГК-1» — 9 357,1 млн руб.

и ОАО «ОГК-3» — 35 503,5 млн руб.). Фактиче-

ское финансирование нового строительства

в 2012 году составило 36 487,4 млн руб., или

81% от плана.

ПРОЕКТ «СТРОИТЕЛЬСТВО ЭНЕРГОБЛОКА ПГУ-450 НА УРЕНГОЙСКОЙ ГРЭС»

Энергоблок Уренгойской ГРЭС введен в экс-

плуатацию.

Мощность нового введенного энергоблока

составила 460 МВт.

Комплексное опробование оборудования

энергоблока было проведено в период

с 02.11.2012 по 05.11.2012; среднесуточная

электрическая мощность при выполнении

комплексного опробования энергоблока со-

ставила 472 МВт.

26 ноября 2012 г. подписан акт приемки закон-

ченного строительством Объекта — парогазо-

вого энергоблока ПГУ-450 МВт Уренгойской

ГРЭС (форма № КС-11).

30 ноября 2012 г. Администрацией города

Новый Уренгой выдано Разрешение на ввод

в эксплуатацию объекта капитального строи-

тельства — «Уренгойская ГРЭС. Строитель-

ство парогазового энергоблока ПГУ-450».

С 01.12.2012 г. энергоблок ПГУ-450 МВт Урен-

гойской ГРЭС поставляет электроэнергию

на рынок.

С Генподрядчиком ОАО «ВО «ТЕХНОПРО-

МЭКСПОРТ» подписано дополнительное со-

глашение, в соответствии с которым предус-

мотрен перенос сезонных работ на 2013 г.:

дорожное покрытие (асфальт), благоустрой-

ство и озеленение площадки, устройство РЗУ,

монтаж систем ИТСО.

ПРОЕКТ «УСТАНОВКА БЛОКА №3 МОЩНОСТЬЮ 225 МВТ НА ХАРАНОРСКОЙ ГРЭС (БЛ. № 3)»

Энергоблок мощностью 225 МВт введен в экс-

плуатацию в октябре 2012 года (акт комплекс-

ного опробования энергоблока от 12.10.2012,

разрешение на ввод блока в эксплуатацию

выдано администрацией Оловяннинского рай-

она Забайкальского края 12.10.2012, акт при-

емки законченного строительством объекта

КС-11 от 23.10.2012).

Тип введенного оборудования — КУ-

ОАО «ЭМАльянс», Паровая турбина:

К–225–14,8-3Р.

Подрядчик проекта — ЗАО «Энергопроект».

Проектная документация разработана ОАО «СибЭНТЦ» — Томский филиал «Инсти-

тут Теплоэлектропроект».

ПРОЕКТ «СТРОИТЕЛЬСТВО ЭНЕРГОБЛОКА ПГУ-800 НА ПЕРМСКОЙ ГРЭС»

Вводимая мощность — 800 МВт.

В соответствии с Распоряжением Правитель-

ства РФ от 10.09.2012 № 1637-р утверждено

изменение площадок строительства «гене-

рирующих объектов, с использованием кото-

рых будет осуществляться поставка мощно-

сти по договорам о предоставлении мощности

(ДПМ). Объект ДПМ Нижневартовской ГРЭС

энергоблок 3.2 перенесён на Пермскую ГРЭС,

увеличивая мощность блока ПГРЭС с 410 МВт

до 800 МВт.

Дата начала исполнения обязательств

по ДПМ — 31.12.2015 г.


2012

120

ИН

ВЕСТ

ИЦ

ИО

НН

АЯ

ДЕЯ

ТЕЛ

ЬНО

СТЬ

На основании изменения мощности энерго-

блока было заключено дополнительное со-

глашение к контракту с «Сименс» на постав-

ку основного генерирующего оборудования,

по условиям которого в конце 2012 года был

произведён авансовый платеж.

За 2012 год выполнено предварительное тех-

нико-экономическое обоснование (ТЭО) про-

екта строительства энергоблока № 4 Перм-

ской ГРЭС, в котором уточнена стоимость

строительства ПГУ-800 МВт с учётом строи-

тельства АТГ-2 и секционированием шин ОРУ

220 кВ, определены основные технические

решения, обеспечивающие выдачу мощности

и включающие в себя проведение расчетов

динамической устойчивости. Начата разра-

ботка схемы выдачи мощности ПГУ-800 МВт

Пермской ГРЭС.

ПРОЕКТ «РЕКОНСТРУКЦИЯ И ВОССТАНОВЛЕНИЕ ЭНЕРГОБЛОКА СТ. № 4 НА ГУСИНООЗЁРСКОЙ ГРЭС»

В результате реализации проекта установлен-

ная мощность энергоблока № 4 увеличится

на 30 МВт до проектного значения 210 МВт.

В качестве основного топлива для восста-

навливаемого энергоблока планируется ис-

пользовать бурый уголь разреза «Переяслов-

ский», в качестве резервного — бурый уголь

разреза «Окино-Ключевской». Топливный ре-

жим согласован Минэкономразвития РФ.

Тип вводимого оборудования — паровая

турбина: К-210-130 (ЛМЗ).

Котел: БКЗ-640-140 (Сибэнергомаш).

Электрогенератор: существующий статор

АСТГ-200-2УЗ, модернизированный ротор

ТГВ-235-2МУЗ.

Подрядчик — ЗАО «Энергия-Сервис».

Проектная документация разработана: ге-

неральный проектировщик — Томское отделе-

ние института «Теплоэлектропроект». Проект

составлен на основании проектного зада-

ния ГОГРЭС, утверждённого решением Сове-

та Министров СССР от 22 апреля 1968 года,

№ 831 р.

Срок ввода по ДПМ с учётом отсрочки даты

исполнения обязательств по поставке мощно-

сти — 01.11.2012. Блок не введён в эксплуа-

тацию. Ориентировочный срок ввода блока —

июнь 2013 года.

По состоянию на конец 2012 года на строи-тельной площадке проведены следующие ра-боты:

� осуществлялись строительно-монтажные

работы и пусконаладочные работы;

� завершены работы по восстановлению

фундамента под паротурбинную установку.

Фундамент турбины передан под нагрузку.

Ведётся монтаж паровой турбины (выполне-

на подливка турбины, ведётся монтаж систе-

мы регулирования);

� выполнены работы по восстановлению

фундаментов под пылеугольный паровой ко-

тел БКЗ-640-140 ПТ1. Котёл поставлен на пло-

щадку. Выполнен монтаж котла. Проводились

теплоизоляционные работы;

� по результатам ремонтно-восстановитель-

ных работ проведено успешное испытание

на валоповороте на стенде завода, проведе-

на перемаркировка в турбину К-210-130-3. По-

ставка восстановленной турбины на площад-

ку ГОГРЭС осуществлена;

� на площадку строительства поставлен ро-

тор модернизированного турбогенератора;

� под напряжение поставлено КРУ-6 кВ

и РУСН 0,4 кВ. Обеспечена готовность при-

станционного узла и схемы выдачи мощности


2012

121И

НВЕСТИ

ЦИ

ОН

НА

Я Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ

(установлены разъединители, выключатель

и гибкие связи, заменены трансформатор

блочный и трансформатор для собственных

нужд). Завершён монтаж котла, начат монтаж

паровой турбины;

� выполнен монтаж трансформатора блоч-

ного ТДЦ-250000 и трансформатора для соб-

ственных нужд;

� генератор установлен в проектное положе-

ние на фундамент. Начаты подготовительные

работы по ремонту статора генератора;

� выполнено устройство всех фундамен-

тов под мельницы, дутьевые вентиляторы, пи-

тательные насосы, конденсатные насосы,

дымососы, вентиляторы сушильного аген-

та. Смонтированы в полном объёме 5 мель-

ниц в проектное положение, подогреватели

бойлерной установки, эмульгаторы системы

очистки дымовых газов. Начат монтаж трубо-

проводов ВД и НД;

� выполнены работы по ремонту помещения

РУСН 0,4 кВ, КРУ 6,0 кВ и РТЗО, помещения

системы возбуждения, КРУ–6 кВ, шкафов ав-

томатики, БЩУ, по отметкам 15,0 и 22, и 9,6;

� заключены договоры на изготовление и по-

ставку всего вспомогательного оборудования

с длительным циклом изготовления.

ПРОЕКТ «СТРОИТЕЛЬСТВО ДВУХ ЭНЕРГОБЛОКОВ МОЩНОСТЬЮ ПО 225 МВТ НА ЧЕРЕПЕТСКОЙ ГРЭС (БЛ. № 8, 9)»

Основным и резервным топливом новых энер-

гоблоков является кузнецкий уголь марок ДГ,

Д и Г. Топливный режим согласован Минэко-

номразвития РФ.


исполнения обязательств по поставке мощ-

ности: по энергоблоку № 8 — 31.10.2013 г.;

по энергоблоку № 9 — 30.06.2014.

Тип вводимого оборудования — котел: Еп–

630-13,8 565КТ (ОАО «ЭМАльянс»);

Паровая турбина: К-225-12,8-4Р (ОАО «Силовые машины»).

Подрядчик — ОАО «ВО «ТЕХНОПРОМЭК-

СПОРТ».

Проектная документация разработана —

генеральным проектировщиком проекта

ОАО «Зарубежэнергопроект».

На конец 2012 года по проекту осуществлены следующие работы.

1. Монтаж котла бл. № 8 в завершающей

стадии.

2. Монтаж турбины бл. № 8 закончен. Ведут-

ся обмуровочные работы.

3. Проводился монтаж трубопроводов ВД из

стали Р-91.

4. Смонтированы трансформатор СН и пу-

ско-резервный трансформатор.

5. Проводились работы по монтажу элек-

тротехнического оборудования РУ–6 кВ

и РУ–0,4 кВ.

6. Завершен монтаж оборудования ЦНС.

7. Проводился монтаж оборудования ВПУ,

маслоаппаратной, объектов топливоподачи,

противопожарной насосной.

8. Закончен монтаж оборудования

КРУЭ-220 кВ.

9. Закончено строительство градирни

бл. № 8.


2012

122

ИН

ВЕСТ

ИЦ

ИО

НН

АЯ

ДЕЯ

ТЕЛ

ЬНО

СТЬ

ПРОЕКТ «СТРОИТЕЛЬСТВО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ЮЖНОУРАЛЬСКАЯ ГРЭС-2 (БЛ. № 1, 2)»Данный инвестиционный проект предусматри-

вает строительство двух новых энергоблоков

мощностью по 400 МВт каждый на площадке,

которая расположена в Уральском Федераль-

ном округе, Челябинской области, на терри-

тории МО «Увельский муниципальный район».

Основным топливом является природный газ,

резервным топливом — дизельное топливо.

Топливный режим для 2 энергоблоков согла-

сован Минэкономразвития РФ.


исполнения обязательств по поставке мощно-

сти:

первого энергоблока (ПГУ 400 МВт) —

31.12.2013, второго блока (400 МВт) —

30.09.2014.

В соответствии с Распоряжением Правитель-

ства РФ 1637-Р строительство блока № 3 ком-

плекса «Южноуральская ГРЭС-2» отменено,

строительство перенесено на площадку Верх-

нетагильской ГРЭС.

Тип вводимого оборудованияБлок 1 — газовая турбина: SGT5-4000F

Siemens AG, 281,2 МВт; котел-утилизатор:

П-140;

паровая турбина: SST5-3000 Siemens AG, 127,8 МВт.

Блок 2 — котел-утилизатор: трёх давлений;

газовая турбина: SGT-4000F (Siemens);

паровая турбина: SST5-3000 (Siemens);

Генератор: SGen5-2000H.

Подрядчик — ЗАО «Атомстройэкспорт».

Проектная документация разработана ОАО «Инженерный центр ЕЭС» — «Институт

Теплоэлектропроект».

Состояние готовности энергоблока № 1 на ко-нец 2012 года.

1. Из 62 объектов титульного списка в ста-

дии строительства находятся 60 объектов.

2. В главном корпусе произведён монтаж ге-

нератора, газовой турбины, паровой турбины

и котла-утилизатора.

3. Поставлено под напряжение КРУ 6 кВ,

введена в работу АКБ и щит постоянного тока.

4. Затоплен водозаборный ковш перед зда-

нием береговой насосной станции.

5. Смотирован газопровод и блочные пункты

подготовки газа.

6. Ведутся работы по подготовке к пуску пу-

сковой котельной и объединённого производ-

ственного блока.

7. Проводились работы по монтажу стеново-

го и кровельного ограждения объектов: объ-

единённый производственный блок, пусковая

котельная, блок вспомогательных сооружений,

маслоохладительная установка, центральные

ремонтные мастерские, крытая автостоянка,

пождепо, маслоаппаратная, насосная станция

дизтоплива, береговая насосная станция, ка-

мера переключений с РУСН-0,4 кВ, сифонный

колодец, грузовая и центральная проходные,

бак обводнённого дизтоплива, насосная стан-

ция пенного пожаротушения, насосная хозяй-

ственно-питьевого водоснабжения, очистные

сооружения бытовых стоков, эстакада техно-

логических трубопроводов, склад масла и ж/б

каркас административно-бытового корпуса;

завершены работы по устройству нагорной

канавы, струенаправляющей дамбы, водо-


2012

123И

НВЕСТИ

ЦИ

ОН

НА

Я Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ

подводящей прорези, циркводоводов, подво-

дящего газопровода; выполнены бетонные

работы по устройству подземной части скла-

да азота и кислорода, склада дизельного то-

плива, путей перекатки и открытой установ-

ки трансформаторов, камеры расходомеров,

очистных сооружений дождевых и нефтесо-

держащих стоков (сооружение № 1), резерву-

аров слива трансформаторного и турбинно-

го масла; также ведутся работы по устройству

ограды, внутриплощадочных дорог и подзем-

ных коммуникаций.

8. Смотировано оборудование ОРУ 220 кВ.

Состояние готовности энергоблока № 2 на ко-нец 2012 года.

1. Получено разрешение на строительство

№ 74/21-22 Администрацией Увельского муни-

ципального района.

2. Состоялось открытие строительства

и заключен Договор генерального подряда

с ЗАО «Атомстройэкспорт» на выполнение

работ по строительству блока № 2 «Энерге-

тического комплекса Южноуральская ГРЭС-2

(проектные и изыскательские работы, постав-

ка оборудования, строительство)».

3. Выполнена разработка котлована главно-

го корпуса.

4. Строительно-монтажные работы по ус-

тройству железобетонных фундаментов глав-

ного корпуса выполнены на 92%.

5. Завершены работы по бетонированию

нижней плашки фундамента турбоагрегата.

Ведутся работы по устройству арматурного

каркаса и бетонной подготовки фундамента

котла-утилизатора.

6. Начат монтаж м/к каркаса.

ПРОЕКТ «СТРОИТЕЛЬСТВО ДЖУБГИНСКОЙ ТЭС (БЛ. № 1, 2) (2*90 МВТ)»Данный инвестиционный проект предусматри-

вает строительство двух новых энергоблоков

мощностью по 90 МВт каждый на площадке

в районе с. Дефановка Туапсинского района

Краснодарского края. В качестве основного

топлива принят природный газ.

Срок ввода по ДПМ: 31.10.2013.

Подрядчик — ООО «КВАРЦ – Новые Техно-

логии»

Проектная документация разработана ОАО «Институт Теплоэлектропроект» июнь

2011 г.

Тип вводимого оборудования — газовая

турбина: типа LMS 100 РВ компании General

Electric (2 х 90 МВт).

Состояние готовности проекта на конец 2012 года.

Проектные работы — 96%.

Выполнение СМР по проекту — 57%.

Поставка оборудования и материалов — 86%.

Начаты работы по монтажу и наладке обору-

дования, приведены к завершающей стадии

строительные работы по технологическим по-

мещениям:

� строительные работы — административный

корпус, котельная, ВПУ, пожарная насосная;

� монтажные работы оборудования: РУСН-

0,4, КРУ-6, РЩ, КРУЭ-110, КРУЭ-220, проклад-

ка кабельных связей;

� наладка и испытания: трансформаторы АТ,

блочные трансформаторы, ТСН, РТСН.


2012

124

ИН

ВЕСТ

ИЦ

ИО

НН

АЯ

ДЕЯ

ТЕЛ

ЬНО

СТЬ

ТЕХНИЧЕСКОЕ ПЕРЕВООРУЖЕНИЕ И РЕКОНСТРУКЦИЯ СУЩЕСТВУЮЩИХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ МОЩНОСТЕЙ

Планом инвестиционной программы


на 2012 год (включая филиалы ОАО «ОГК-1»

и ОАО «ОГК-3») предусматривалось освоение

капитальных вложений по программе ТПиР

Общества в объёме 7 768,8 млн руб. без НДС

(в том числе по филиалам ОАО «ОГК-1» —

3 640 млн руб., и ОАО «ОГК-3» — 1 933,3 млн

руб.). Фактическое освоение капитальных

вложений в 2012 году было осуществлено

в размере 6 089 млн руб., что составило 78%

от плана 2012 года.

Планом инвестиционной программы


на 2012 год (включая филиалы ОАО «ОГК-1»

и ОАО «ОГК-3») предусматривалось фи-

нансирование капитальных вложений

по программе ТПиР Общества в объёме

РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОГРАММЫ ТПИРОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ» В 2012 ГОДУ(без учёта выкупа имущества ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»)

млн руб.

Программа ТПиР ОАО «ИНТЕР РАО – Элек-трогенерация»

Факт за 2011 год 2012 год

освое-ние (без

НДС)

финанси-рование (с НДС)

освоение (без НДС) финансирование (с НДС)

план факт % выпол-нения план факт % выпол-

нения

Верхнетагильская ГРЭС 472,3 729,4 955,9 706,7 74 926,8 623,8 67

Ириклинская ГРЭС 228,5 299,7 542,7 465,6 86 631,7 492,6 78

Каширская ГРЭС 369,5 563,4 551,4 507,1 92 644,8 539,3 84

Пермская ГРЭС 469,7 664,6 675,0 533,1 79 774,2 632,6 82

Уренгойская ГРЭС 185,2 243,7 876,5 576,1 66 860,9 515,9 60

Гусиноозёрская ГРЭС 310,5 354,6 462,7 674,0 146 662,5 548,0 83

Костромская ГРЭС 293,9 330,0 470,1 343,1 73 506,7 378,1 75

Харанорская ГРЭС 131,0 184,8 126,4 192,8 153 120,3 92,5 77

Печорская ГРЭС 108,8 131,3 116,7 91,1 78 136,4 85,7 63

Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина 336,5 411,4 514,1 476,2 93 570,4 423,8 74

Южноуральская ГРЭС 205,4 227,5 241,1 316,3 131 282,2 227,0 80

Джубгинская ТЭС 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Ивановские ПГУ 0,0 0,0 375,3 283,0 75 427,3 315,5 74

Калининградская ТЭЦ-2 0,0 0,0 299,4 142,7 48 352,8 176,5 50

Северо-Западная ТЭЦ 0,0 0,0 1 023,6 717,0 70 1 166,2 818,6 70

Сочинская ТЭС 0,0 0,0 480,3 61,7 13 526,6 98,6 19

Исполнительный аппарат 29,5 104,3 57,7 2,5 4 66,0 3,9 6

ИТОГО по ТПиР 3 140,9 4 244,7 7 768,8 6 089,0 78 8 656,1 5 972,3 69


2012

125И

НВЕСТИ

ЦИ

ОН

НА

Я Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ

8 656,1 млн руб. с НДС (в том числе по фи-

лиалам ОАО «ОГК-1» — 3 881,9 млн руб.

и ОАО «ОГК-3» — 2 281,2 млн руб.). Фактиче-

ское финансирование в 2012 году составило

5 972,3 млн руб., или 69% от плана.

Дополнительно в рамках реализации програм-

мы ТПиР ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенера-

ция» в 2012 году по филиалам Ивановские

ПГУ, Калининградская ТЭЦ-2, Северо-За-

падная ТЭЦ и Сочинская ТЭС осуществлял-

ся выкуп имущества ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС».

Объём освоения по выкупу имущества по фак-

ту 2012 года составил 26 847,8 млн руб. без

НДС и по финансированию — 2 475,1 млн руб.

с НДС.

Проведённые мероприятия позволили про-

вести замену выработавшего свой ресурс

оборудования на более современное и эко-

номичное, повысить надёжность рабо-

ты оборудования и качество отпускаемой

электроэнергии, а также обеспечить конку-

рентоспособность общества.

ДОЛЯ ФИЛИАЛОВ В ОБЩЕМ ОБЪЁМЕ ОСВОЕНИЯ ПО ПРОГРАММЕ ТПИР, %

9%

3%

8%

5%

1%

12%

1%

9%

6%

8%

2%

8%

0%

0%

5%

11%

12%

















Исполнительный аппарат

НАИБОЛЕЕ КРУПНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПРОГРАММЫ ТПИР, РЕАЛИЗАЦИЯ КОТОРЫХ ОСУЩЕСТВЛЯЛАСЬ В 2012 году

ВЕРХНЕТАГИЛЬСКАЯ ГРЭС

№ п/п Наименование мероприятия

Стоимость мероприятия,


1 Модернизация турбоагрегата К-205-130 энергоблока ст. № 10 721,8

2 Проектирование, изготовление, поставка, монтаж, пуско–наладка и получение разрешения Ростехнадзора на применение мостового грейферного перегружателя 193,4

3 Техперевооружение искусственного рабочего и аварийного освещения 87,7

4 Модернизация трубчатых воздухоподогревателей котлов 1–3 очереди 60,1

5 Техническое перевооружение галереи ленточного конвейера № 4 55,4

6 Модернизация комплекса инженерно–технических средств охраны (2-й этап) 52,8

7 Модернизация котлоагрегата ст. № 14 энергоблока ст. № 7 с заменой потолочного экрана 40,0

8 Модернизация комплекса инженерно–технических средств охраны (1-й этап) 33,2


2012

126

ИН

ВЕСТ

ИЦ

ИО

НН

АЯ

ДЕЯ

ТЕЛ

ЬНО

СТЬ

ИРИКЛИНСКАЯ ГРЭС


Стоимость мероприятия


1 Строительство III очереди обводного канала 185,5

2 Строительство II очереди обводного канала 166,1

3 Внедрение комплекса инженерно–технических средств охраны 91,1

4 Строительство рыбозащитного сооружения на водозаборе ИГРЭС 53,5

5 Создание автоматизированной системы освещения на энергосберегающих источниках света 46,8

6 Разработка проекта модернизации энергоблока № 2 38,2

7 Монтаж водяного экономайзера бл. № 2 с интенсифицированными поверхностями нагрева 33,2

8 Монтаж шариковой очистки конденсатора турбины энергоблока № 8 26,6

КАШИРСКАЯ ГРЭС




1 Реконструкция золоотвала 243,5

2 Комплекс работ по созданию установки селективного некаталитического восстановления окислов азота (установка СНКВ) 135,9

3 Строительство системы утилизации сухого зооудаления (СЗУ) энегоблоков ст. № 1, 2 127,1

4 Модернизация котлоагрегата энергоблока № 1 с заменой поверхностей нагрева 99,4

5 Монтаж циркнасосов энергоблока № 1 с реконструкцией береговой насосной станции 91,7

6 Изготовление и поставка циркуляционных насосов для энергоблока № 2 77,6

7 Внедрение комплекса инженерно–технических средств охраны (1-й этап) 57,9

8 Замена ПТН энергоблока № 6 (проект, монтаж) 51,8

9 Строительство системы импульсного пневмотранспорта золы энергоблока № 3 44,4

10 Создание автоматизированной системы освещения на энергосберегающих источниках света 43,5

11 Поставка ПВД-6 энергоблока № 4 типа ПВ-900-380-18 40,0





1 Реконструкция трубопроводов горячего промперегрева энергоблока № 1 (ИПР–2011 п.1.1.2) 381,6

2Модернизация турбоагрегата ст. № 1 в части замены внутреннего корпуса ЦВД, установка со-товых надбандажных уплотнений ЦВД и внедрение схемы принудительного парового охлаж-дения и модернизации турбоагрегата ст. № 2 в части замены ротора среднего давления

177,4

3 Реконструкция системы возбуждения СТН-480-5500-2 УХЛ4 энергоблока № 1 49,2

4 Внедрение комплекса инженерно–технических средств охраны Пермской ГРЭС (территория ОРУ 220/500) 48,0

5 Модернизация разъединителей 220 кВ 22,5


2012

127И

НВЕСТИ

ЦИ

ОН

НА

Я Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ





1 Строительство жилого комплекса для эксплуатационного персонала 800,0

2 Модернизация искусственного рабочего и аварийного освещения 35,5

3 Ввод автодороги «Жилпоселок — промплощадка» 31,7

4 Реконструкция фасада здания ПРТЭЦ 21,3

ГУСИНООЗЁРСКАЯ ГРЭС




1 Реконструкция генератора энергоблока ст. № 3 472,9

2 Модернизация к/а ст. № 1 в связи с переходом на сжигание угля Окино-Ключевского разреза 201,5

3 ЗО № 1 секция 1, 2. Наращивание дамб 200,2

4 Строительство установки сухого отбора и отгрузки золы уноса энергоблоков ст. № 5, 6 (1-я очередь) 193,9

5 Замена электродвигателей 165,3

6 Реконструкция ячеек ОРУ-110, 220кВ с заменой разъединителей и масляных выключателей на элегазовые 136,6

7 Реконструкция железнодорожных стрелочных переводов № 14, 16, 35, 37, 40, 42 с соедини-тельными путями и СЦБ 123,2

8 Модернизация к/а ст.№ 2 в связи с переходом на сжигание угля Окино-Ключевского разреза 98,2

9 Модернизация к/а ст. № 5 в связи с переходом на сжигание угля Окино-Ключевского разреза 48,1

10 Реконструкция ВЭК с заменой гладкотрубного на мембранный к/а ст. № 5 36,5

ХАРАНОРСКАЯ ГРЭС




1 Реконструкция ПВД № 6, 7 на энергоблоке № 2 52,1

2 Противопожарная защита на основе автоматизированных лафетных стволов 21,2

3 Реконструкция кровли БДО БНС ОВК 18,5

4 Реконструкция путей эвакуации ИБК 14,0

5 Замена маломасляных выключателей ВМПЭ-10 на вакуумные ВВЭ-10 в ячейках КРУ-6кВ на энергоблоке №1 10,7

6 Реконструкция галерей тракта топливоподачи 10,7

7 Реконструкция кровли турбинного отделения (продолжение работ) 10,6


2012

128

ИН

ВЕСТ

ИЦ

ИО

НН

АЯ

ДЕЯ

ТЕЛ

ЬНО

СТЬ





1 Реконструкция ОРУ-220 кВ и МП РЗА ОРУ (замена высоковольтных выключателей, схем управления и защит ВВ) 220,6

2 Модернизация системы освещения 113,5

3 Реконструкция автоматической установки пожарной сигнализации и пенного пожаротушения мазутного хозяйства (продолжение работ по реконструкции ППА и ПС мазутного хозяйства) 73,1

4 Реконструкция остекления главного корпуса блока № 9 45,5

5 Реконструкция ОРУ-500 кВ и МП РЗА ОРУ в ячейке № 3 (РЗА, ПА и связи ВЛ-500 кВ Костром-ская ГРЭС — Загорская ГАЭС) 42,0

6 Модернизация подогревателя высокого давления (ПВД-6) энергоблока ст. № 8 39,4

7 Модернизация питательного турбонасоса энергоблока ст. № 8 33,6

8 Реконструкция железнодорожных путей перекатки трансформаторов блоков 1–8 и блока 9 28,7

9 Реконструкция кровли здания главного корпуса КТЦ-1 с переходным мостиком 27,5

ПЕЧОРСКАЯ ГРЭС




1 Реконструкция ОРУ-220 кВ (замена МВ) 196,0

2 Прокладка магистральных тепловых сетей от ПГРЭС до ТК-43 (II нитка) 143,4

3 Монтаж противоаварийной автоматики энергосистемы 35,8

4 Реконструкция пожарной сигнализации ПГРЭС 31,3

5 Монтаж РВ-2 с микропроцессорной системой управления 20,2

6 Реконструкция помещений здания столовой 19,7

ЧЕРЕПЕТСКАЯ ГРЭС ИМЕНИ Д.Г. ЖИМЕРИНА




1 Реконструкция сушильно-мельничного тракта в пределах к/а ст. №11 с проведением проектно–изыскательских, проектных, строительно-монтажных работ (под ключ) 229,0

2 Строительство комплекса сооружений по сбору и очистке поверхностных и производственных сточных вод промплощадки 162,1

3 Реконструкция верхнего строения ж/д путей (с заменой стрелочных переводов Р-50 на Р-65 в количестве 2 комплектов и замена рельсов типа Р-43 на более тяжелый тип рельсов Р-65 129,2

4 Строительство системы (комплекса сооружений) оборотного водоснабжения гидрозолошлако-удаления энергоблоков 300 МВт 127,9

5 Реконструкция котла № 11 (модернизация пусковой технологической схемы энергоблока для пуска его из любого тепломеханического состояния) 66,7

6 Увеличение ёмкости золоотвала № 4 (СМР) 60,7

7 Реконструкция котлоагрегата ст. № 9 (замена ШПП в. д.) 52,9

8 Внедрение механизированного комплекса контроля качества угля 28,7

9 Реконструкция складского хозяйства (козловой кран ККД-32) 21,4


2012

129И

НВЕСТИ

ЦИ

ОН

НА

Я Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ





1 Реконструкция оборудования ОРУ-220 кВ 119,2

2 Замена кровли главного корпуса Южноуральской ГРЭС 111,5

3 Внедрение схем обеспечения живучести станции (тепломеханическая часть) 100,0

4 Реконструкция оборудования ОРУ-110 кВ 87,0


6 Реконструкция оборудования собственных нужд 42,8

7 Реконструкция бетонной водосливной плотины 32,1

8 Внедрение систем гидроуборки помещений трактов топливоподачи №1и №2 31,3

9 Огнезащита эл. кабелей кабельных каналов. 26,6

ИВАНОВСКИЕ ПГУ




1 Расчистка и дноуглубление пруда-охладителя 229,7


3 Модернизация системы обнаружения и защиты от проникновения 80,2

4 Реконструкция топливного хозяйства 39,2

5 Разработка проекта и рабочей документации, поставка, монтаж и наладка общестанционного устройства противоаварийной автоматики блоков № 1 и № 2 ПГУ-325 22,9

6 Модернизация склада маслохозяйства 14,5

КАЛИНИНГРАДСКАЯ ТЭЦ-2




1 Модернизация системы освещения Калининградской ТЭЦ-2 83,5

2 Модернизация комплекса инженерно-технических средств безопасности. Этап 1 83,3

3 Модернизация комплекса инженерно-технических средств безопасности. Этап 2 10,1

4 Реконструкция трубопровода ХОВ в ГК, на эстакаде между ГК и ВПУ и на ВПУ 11,0


2012

130

ИН

ВЕСТ

ИЦ

ИО

НН

АЯ

ДЕЯ

ТЕЛ

ЬНО

СТЬ





1 Модернизация газовых турбин ГТ-21, 22 после наработки 33 тыс. экв. час. 312,9

2 Приобретение водозаборных сооружений с насосной станцией по адресу: г. Санкт-Петербург Приморский пр. д. 44, корп. 3, литер А 109,4

3 Модернизация ПЭН блока № 2 103,3

4 Модернизация системы освещения Северо-Западной ТЭЦ 85,6

5 Модернизация ОРУ-110 кВ с заменой масляных выключателей типа ВМТ-110 на элегазовые (ПИР — 2011, поставка — 2012, монтаж, наладка — 2013 гг.) 72,8

6 Модернизация комплекса ИТСО (1-й этап) 63,6

7Реконструкция системы возбуждения генераторов ГТУ-11, 12, ГТУ-21, 22 с установкой систем-ных стабилизаторов типа PSS2B и регуляторов напряжения типа ST6B (поставка, монтаж, на-ладка — 2012, 2013 гг.)

62,7

8 Модернизация железобетонной оболочки вытяжной башни градирни № 1 54,1

9 Перевод вспомогательных зданий ТЭЦ на двухконтурную систему отопления 50,0

10 Модернизация лопаток ГТУ 35,1





1 Мероприятия по мотивации персонала 203,1



4 Внедрение тренажёрно-программного комплекса ПГУ 31,7

5Реконструкция системы противоаварийной автоматики в Сочинском энергорайоне Кубанской энергосистемы с учётом вводов объектов электроэнергетики и развитием инфраструктуры для проведения Олимпийских игр 2014 года на СТЭС

31,4


7 Реконструкции системы автоматического контроля водно–химического режима блоков № 1 и 2 (в 2012 г. — ПИР) 24,1

8 Модернизация заходов ВЛ-110 кВ. Сочинская ТЭС — подстанция Сочи (II цепь) и Сочинская ТЭС — подстанция Хоста (п. 2.1. ИП 2010 г.) 23,8


2012

131И

НВЕСТИ

ЦИ

ОН

НА

Я Д

ЕЯТЕЛЬН

ОСТЬ

ИТОГИ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ В 2012 ГОДУОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПО ОСВОЕНИЮ, ФИНАНСИРОВАНИЮ И ВВОДУ ОСНОВНЫХ СРЕДСТВ В 2012 ГОДУ(без учёта выкупа имущества ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»)

млн руб.

Инвестиционная программа2012 год

освоено(без НДС)

профинансировано (с НДС)

введено(без НДС)

Программа ТПиР 6 089,0 5 972,3 4 275,4

Верхнетагильская ГРЭС 706,7 623,8 279,1

Ириклинская ГРЭС 465,6 492,6 654,2

Каширская ГРЭС 507,1 539,3 538,6

Пермская ГРЭС 533,1 632,6 525,3

Уренгойская ГРЭС 576,1 515,9 444,1

Гусиноозёрская ГРЭС 674,0 548,0 356,5

Костромская ГРЭС 343,1 378,1 311,7

Харанорская ГРЭС 192,8 92,5 96,9

Печорская ГРЭС 91,1 85,7 61,1

Черепетская ГРЭС имени Д. Г. Жимерина 476,2 423,8 116,5

Южноуральская ГРЭС 316,3 227,0 122,2

Джубгинская ТЭС 0,0 0,0 0,0

Ивановские ПГУ 283,0 315,5 156,6

Калининградская ТЭЦ-2 142,7 176,5 80,8

Северо-Западная ТЭЦ 717,0 818,6 470,6

Сочинская ТЭС 61,7 98,6 58,5

Исполнительный аппарат 2,5 3,9 2,5

Новое строительство 32 330,6 36 487,5 29 769,3

Строительство энергоблока ПГУ-450 на Уренгойской ГРЭС 6 223,0 7 104,3 19 998,3

Установка блока № 3 мощностью 225 МВт на Харанорской ГРЭС (бл. № 3) 1 134,7 1 052,9 9 638,8

Строительство энергоблока ПГУ-800 на Пермской ГРЭС 6,3 1 378,8 0,0

Реконструкция и восстановление энергоблокаст. № 4 на Гусиноозёрской ГРЭС 1 579,0 1 508,8 1,0

Строительство двух энергоблоков мощностью по 225 МВт на Черепетской ГРЭС (бл. № 8, 9) 6 694,2 5 780,7 0,0


2012

132

ИН

ВЕСТ

ИЦ

ИО

НН

АЯ

ДЕЯ

ТЕЛ

ЬНО

СТЬ

Инвестиционная программа2012 год

освоено(без НДС)

профинансировано (с НДС)

введено(без НДС)

Строительство энергетического комплекса Южноуральская ГРЭС-2 (бл. № 1) 10 136,4 8 948,9 47,7

Строительство энергетического комплекса Южноуральская ГРЭС-2 (бл. № 2) 322,3 3 121,3 0,0

Строительство энергетического комплекса Южноуральская ГРЭС-2 (бл. № 3) 0,0 0,0 0,0

Строительство Джубгинской ТЭС (бл. № 1, 2) (2*90 МВт) 6 198,2 7 538,0 39,8

Новое строительство: прочее 36,6 53,7 43,7

ИТОГО по ИПР 38 419,6 42 459,8 34 044,6

Инвестиционная программа в 2012 году была

реализована с использованием собственных

средств. Финансирование программы в объе-

ме 42 459,8 млн руб. с НДС (без учёта финан-

сирования выкупа имущества ОАО «ИНТЕР

РАО ЕЭС») осуществлялось за счёт следую-

щих источников.

1. Амортизация текущего года — 4 311,4 млн

руб., или 10,2% от общего объёма финанси-

рования программы ОАО «ИНТЕР РАО – Элек-

трогенерация» в 2012 году. Амортизация

была направлена на финансирование проек-

тов программы технического перевооружения

и реконструкции и прочего нового строитель-

ства Общества.

2. Амортизация прошлых лет — 409 млн руб.,

или 1% от общего объёма финансирования.

Источник направлен на финансирование про-

ектов ТПиР.

3. Прибыль прошлых лет — 429,4 млн руб.,

или 1%. Источник использовался для обеспе-

чения финансирования проектов ТПиР, в том

числе на строительство жилого комплекса для

эксплуатационного персонала Уренгойской

ГРЭС (378,6 млн руб.), строительство рыбоза-

щитного сооружения на водозаборе Ириклин-

ской ГРЭС (17,3 млн руб.) и реконструкцию

золоотвала Каширской ГРЭС (29,6 млн руб.).

4. Средства дополнительной эмиссии ак-

ций — 35 525,7 млн руб., или 83,7% от обще-

го объёма финансирования. Источник был

направлен на реализацию проектов по ДПМ

на филиалах Черепетская ГРЭС, Харанор-

ская ГРЭС, Гусиноозёрская ГРЭС, Южно-

уральская ГРЭС, Джубгинская ТЭС, Уренгой-

ская ГРЭС и Пермская ГРЭС.

5. Возмещение НДС — 1 098,3 млн руб. или

2,6%. Источник был использован для финан-

сирования проектов ТПиР и проектов нового

строительства.

6. Прочие собственные источники (доход

от размещения эмиссионных средств) —

685,9 млн руб., или 1,6%. Данный источник

использовался для финансирования стро-

ительства нового энергоблока ПГУ-800

на Пермской ГРЭС.

АНАЛИЗ И КОНТРОЛЬОбеспечение прозрачности централизованных закупок позволяет контролировать эффективность расходования денежных средств Общества и содействует развитию добросовестной конкуренции среди всех возможных поставщиков услуг ПЕЧОРСКАЯ ГРЭС

09:00



2012

136

ЗАК

УПО

ЧНА

Я Д

ЕЯТЕ

ЛЬН

ОСТ

Ь

ЗАКУПОЧНАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПОЛИТИКИ ОБЩЕСТВА В ОБЛАСТИ ЗАКУПОЧНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

В целях обеспечения целевого и эффективно-

го расходования денежных средств, а также

осуществления экономически обоснованных

затрат в ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенера-

ция» осуществляются мероприятия по совер-

шенствованию системы конкурсных и некон-

курсных закупок товаров, работ, услуг.

Регламентация закупочной деятельности по-

строена на разумном использовании специ-

альных приёмов и процедур для целенаправ-

ленного усиления действия рыночных законов

в каждом случае закупки.

В соответствие с Положением о порядке про-

ведения регламентированных закупок това-

ров, работ, услуг (далее — Положение о за-

купках), утверждённым Советом директоров

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» (Про-

токол от 07.02.2012 № 14), данные приёмы

и процедуры предполагают:

� тщательное планирование потребности

в продукции и услугах для исполнения про-

изводственных программ ОАО «ИНТЕР РАО –

Электрогенерация» (ремонтов, ТПиР, НС, экс-

плуатации и др.);

� анализ рынка и проведение маркетинговых

исследований;


2012

137ЗАК

УПО

ЧНА

Я ДЕЯТЕЛ

ЬНО

СТЬ

� действия, направленные на достижение

разумного уровня конкуренции среди потен-

циальных поставщиков там, где это возможно,

а где невозможно — повышенный внутренний

контроль;

� честный и разумный выбор наиболее пред-

почтительных предложений при комплекс-

ном анализе выгод и издержек (прежде всего

цены и качества продукции);

� контроль за исполнением договоров и ис-

пользованием приобретённой продукции.

Разрешение на проведение закупок продук-

ции для нужд ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогене-

рация», контроль и координация закупочной

деятельности осуществляются Центральным

закупочным комитетом (далее — ЦЗК), а в ча-

сти утверждения годовых комплексных про-

грамм закупок и ежеквартальных отчётов —

Советом директоров Общества.

Руководитель и состав ЦЗК утверждены Со-

ветом директоров ОАО «ИНТЕР РАО – Элек-

трогенерация». Руководитель ЦЗК несёт пер-

сональную ответственность за организацию

регламентированных процедур закупок, а так-

же за организацию профессиональной подго-

товки сотрудников, занимающихся как контро-

лем и управлением, так и непосредственным

проведением закупочных процедур.

Функции рассмотрения, оценки и ранжиро-

вания конкурентных предложений по степе-

ни предпочтительности и выбор победителя

закупочных процедур возложены на создан-

ные Постоянно действующие закупочные ко-

миссии (далее — ПДЗК). Функции, связанные

с проведением и оформлением регламентиро-

ванных закупочных процедур, в 2012 году осу-

ществлял ООО «ИНТЕР РАО — Центр управ-

ления закупками».

ОПИСАНИЕ ПРИМЕНЯЕМЫХ СПОСОБОВ ЗАКУПОК И УСЛОВИЙ ИХ ВЫБОРА, ПРИМЕНЕНИЕ ЭЛЕКТРОННОЙ КОММЕРЦИИ

Основным применяемым способом заку-

пок ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

в 2012 году являлся открытый одноэтапный

конкурс. Регламенты процедур по открытым

конкурсам разработаны на основе требо-

ваний статей 447–449 Гражданского кодек-

са Российской Федерации и подразумевают

привлечение максимально возможного коли-

чества потенциальных участников с использо-

ванием средств массовой информации.

Остальные виды процедур применялись в со-

ответствии с Положением о закупках.

В случае отсутствия конкурентной среды

по конкретным мероприятиям и поставкам

(в слабоконкурентных и монопольных секто-

рах экономики) при повышенном внутреннем

контроле могли проводиться закупки у един-

ственного источника.

Процедуры закупки любых товаров, работ,

услуг за счёт Общества, стоимостью менее

500 тыс. руб. без НДС, в соответствии с Поло-

жением о закупках, считаются упрощёнными

процедурами закупки и проводились в 2012

году на основании маркетингового микроис-

следования рынка.


2012

138

ЗАК

УПО

ЧНА

Я Д

ЕЯТЕ

ЛЬН

ОСТ

Ь

ПРОЦЕДУРЫ ЗАКУПКИ ТОВАРОВ, РАБОТ, УСЛУГ

Вид процедуры Максимальная стоимость

Открытый конкурс без ограничения

Открытый запрос предложений 3 (5*) млн руб.

Открытый запрос цен 3 (5*) млн руб.

Открытые конкурентные переговоры не определяется

Закрытые конкурентные переговоры не определяется

Закрытый запрос предложений 1,5 млн руб.

Закрытый запрос цен 1,5 млн руб.

Единственный источник не определяется

Упрощенная процедура закупки 0,5 млн руб.

* До 5 млн руб. для подрядных работ и закупки строительных материалов.

В связи со стремлением Общества к ис-

пользованию лучших практик в области про-

ведения закупок в 2012 году ОАО «ИНТЕР

РАО – Электрогенерация» активно использо-

вало в своей закупочной деятельности функ-

ционал электронной торговой площадки

b2b-energo.ru, в том числе для анонсирования

и проведения закупок, осуществления марке-

тинговых исследований.

В рамках электронной торговой площад-

ки b2b-energo.ru в 2012 году проведено 128

конкурентных закупок, что составило 6,34%

от общего числа конкурентных закупок.

По всем конкурентным процедурам, проводи-

мым вне электронной торговой площадки, пу-

бликация извещений и уведомлений, а также

результатов закупок производится в разде-

ле «Закупки» корпоративного интернет-сайта

Общества.

РЕАЛИЗАЦИЯ ГОДОВОЙ КОМПЛЕКСНОЙ ПРОГРАММЫ ЗАКУПОК (ГКПЗ) 2012 ГОДА Годовая комплексная программа закупок


на 2012 год (далее — ГКПЗ) была сформиро-

вана в соответствии с утверждёнными функ-

циональными бюджетами и Положением

о порядке проведения регламентированных

закупок товаров, работ, услуг и утверждена


Также на конкурентной основе проводится за-

ключение договоров в рамках реализации ин-

вестиционной программы Общества по строи-

тельству новых генерирующих мощностей.


2012

139ЗАК

УПО

ЧНА

Я ДЕЯТЕЛ

ЬНО

СТЬ

ГОДОВАЯ ОТЧЕТНОСТЬ О ЗАКУПОЧНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИОТЧЁТ О ЗАКУПОЧНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЗА 2012 ГОД (ПО РАЗДЕЛАМ ГКПЗ)

Виды деятельности Количество закупок, ед.

Первоначальная стоимость по состо-явшимся закупкам,

тыс. руб.

Итоговая стоимость лотов победителей,

тыс. руб.

1. Ремонт 2 701 3 857 369 3 731 699

2. Эксплуатация 2 971 2 659 827 2 549 303

3. Административно–хозяйственные расходы 615 436 626 380 171

4. Охрана 67 638 086 595 869

5. ИТ-закупки 362 173 236 161 103

6. Консультационные и информационные расходы 77 360 198 309 363

7. Аудит и оценка 11 11 524 11 181

8. Страхование 80 990 060 921 248

9. Юридические услуги 21 9 841 6 324

10. Корпоративное управление 29 2 475 637 2 128 368

11. Расходы на персонал 540 138 149 124 274

12. Реклама и маркетинг 115 37 059 35 075

13. Прочие закупки по реализации 70 37 798 38 829

14. Прочие закупки по операционной деятельности 302 311 263 284 581

16. Техническое перевооружение и реконструкция 615 3 489 858 3 256 176

17. Новое строительство и расширение 111 1 078 388 997 212

18. Прочие работы и поставки капитального характера 141 238 633 233 028Итого по ГКПЗ 8 828 16 943 552 15 763 408

Всего регламентированные закупки 2 870 16 163 469 15 033 944

Всего упрощённые процедуры закупки 5 958 780 083 729 464

2700

2800

2900

2600

2500

2300

2400

2012 2011

8000

10000

12000

14000

16000

18000

6000

4000

0

2000

2012 2011

КОЛИЧЕСТВО ПРОВЕДЁННЫХ РЕГЛАМЕН-

ТИРОВАННЫХ ЗАКУПОЧНЫХ ПРОЦЕДУР,

шт.

СТОИМОСТЬ ПО РЕГЛАМЕНТИРОВАННЫМ

ЗАКУПОЧНЫМ ПРОЦЕДУРАМ,

млн руб.


2012

140

ЗАК

УПО

ЧНА

Я Д

ЕЯТЕ

ЛЬН

ОСТ

Ь

ВСЕГО В 2012 ГОДУ В ОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ» (С УЧЕТОМ ФИЛИАЛОВ) ПРОВЕДЕНО ЗАКУПОК:

Способ закупки Кол-во, шт. Сумма, тыс. руб без НДС

ЕИ Единственный источник 596 6 425 299

УПЗ Упрощённая процедура закупки 5 958 780 084

ООК Открытый одноэтапный конкурс 941 5 049 929

ЗК Закрытый конкурс 2 101 238

ОЗП Открытый запрос предложений 836 2 198 461

ЗЗП Закрытый запрос предложений 28 210 114

ОЗЦ Открытый запрос цен 182 243 610

ЗЗЦ Закрытый запрос цен 11 20 469

ОКП Открытые конкурентные переговоры 15 636 772

ЗКП Закрытые конкурентные переговоры 4 119 685

ЕИ–П Единственный источник по результатам конкурентной процедуры 255 1 157 891

Итого по способу закупки 8 828 16 943 552

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ ЗАКУПОК

Экономический эффект в результате орга-

низации и проведения закупок материалов,

работ, услуг на конкурентной основе отно-

сительно первоначального плана затрат со-

ставил суммарно 1 180 144 тыс. руб.

ЦЕНТРАЛИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ СНАБЖЕНИЯ

В 2012 году были продолжены работы по раз-

витию централизованной системы снабже-

ния компаний группы «ИНТЕР РАО ЕЭС»,

в основании которой стоит специализиро-

ванная закупочная организация ООО «ИНТЕР

РАО — Центр управления закупками», осу-

ществляющая централизованные закупки

в компаниях Группы.

В связи с переходом от децентрализованной

системы закупок в компаниях Группы «ИНТЕР

РАО ЕЭС» к централизованной системе снаб-

жения, в настоящее время реализуется ком-

плексный план мероприятий по внесению из-

менений в существующие регламентирующие

47%38%

5%3%

7%

Упрощённая процедура закупки

Открытые процедуры

Единственный источник

Закрытые процедурыЕИ по результатм процедур

ПРОЦЕНТНОЕ СООТНОШЕНИЕ ВИДОВ

ЗАКУПОЧНЫХ ПРОЦЕДУР ПО СУММЕ

ЗАКУПКИ

закупочную деятельность документы в целях

создания единой локально-нормативной базы

в области закупочной деятельности Группы.


2012

141ЗАК

УПО

ЧНА

Я ДЕЯТЕЛ

ЬНО

СТЬ

ИНФОРМАЦИЯ ОБ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЯХ ГКПЗ, СФОРМИРОВАННОЙ НА 2013 ГОД1

Годовая комплексная программа закупок

(ГКПЗ) ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенера-

ция» на 2013 год сформирована в соответ-

ствии с Приказом о формировании ГКПЗ

на 2013 год от 03.07.2012 № УЭГ/241/165/

ЭГ/140/230.

1 Без учёта закупок топлива.

Запланировано провести 2 385 регламентиро-

ванных и 4 045 упрощённых процедур закупки

на общую сумму 32 779 241 тыс. руб. Из них

на сумму 10 509 031 тыс. руб. (32,06%) откры-

тые конкурентные процедуры.

600

800

1000

1200

400

0

200

2012 2011

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

2,00

0

1,00

2012 2011

АБСОЛЮТНАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОВЕДЁННЫХ

ЗАКУПОК, млн руб.

ОТНОСИТЕЛЬНАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОВЕДЁННЫХ

ЗАКУПОК, %

РОСТ И СТАБИЛЬНОСТЬСтратегической целью Общества является рост стоимости бизнеса и улучшение финансовых показателей

11:00ВЕРХНЕТАГИЛЬСКАЯ ГРЭС


Екатеринбургское время MSK+2 (UTC+6)


2012

144

АКЦ

ИО

НЕР

НЫ

Й К

АПИ

ТАЛ

, ЦЕН

НЫ

Е БУ

МАГ

И,

ДИ

ВИД

ЕНД

НА

Я П

ОЛ

ИТИ

КА

АКЦИОНЕРНЫЙ КАПИТАЛ, ЦЕННЫЕ БУМАГИ, ДИВИДЕНДНАЯ ПОЛИТИКА

СТРУКТУРА АКЦИОНЕРНОГО КАПИТАЛА ОБЩЕСТВА

Уставный капитал Открытого акционерного

общества «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

составляет 170 887 328 873 рубля и разделён

на 170 887 328 873 обыкновенные акции но-

минальной стоимостью 1 (один) рубль каждая.

Общая структура акционерного капитала

на 31 декабря 2012 года выглядит следующим

образом.


2012

145АКЦ

ИО

НЕРН

ЫЙ

КАП

ИТА

Л, Ц

ЕНН

ЫЕ

БУМАГИ

, ДИ

ВИД

ЕНД

НА

Я ПО

ЛИ

ТИК

А

ОБЩЕЕ КОЛИЧЕСТВО ЗАРЕГИСТРИРОВАННЫХ ВЫПУСКОВ АКЦИЙ

СобытиеДата

регистрации выпуска

Государственный регистрационный

номер

Количество обыкновенных акций

в выпуске

Номинальная стоимость, руб.

1. Основной выпуск 11.08.2011 1–01–55483–Е 16 783 508 450 1,0

2. Дополнительный выпуск 1-й 06.09.2012 1–01–55483–Е 63 731 298 640 1,0

3. Дополнительный выпуск 2-й 06.09.2012 1–01–55483–Е 77 066 238 786 1,0

Общее кол-во акций в обращении 170 887 328 873 1

27.02.2013 в связи с истечением 3 месяцев

с момента государственной регистрации отчё-

тов об итогах дополнительных выпусков обык-

новенных именных бездокументарных акций

Общества ФСФР России осуществлено анну-

лирование индивидуальных номеров (кодов)

001D и 002D государственных регистрацион-

ных номеров 1–01–55483-Е–001D от 06.09.2012

и 1–01–55483-Е–002D от 06.09.2012, присвоен-

ных дополнительным выпускам обыкновенных

именных бездокументарных акций Общества

(Уведомление ФСФР России от 27.02.2013

№13-ЕК–03/6184).

В % от уставного капитала В % от голосующих акций

ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» 100 100

ДИВИДЕНДНАЯ ПОЛИТИКА

Положение о дивидендной политике Обще-

ством не утверждалось.

Дивиденды по акциям общества в 2012 году

не начислялись, не выплачивались.

Единственным акционером по состоянию на 31 декабря 2012 года является:

КАЧЕСТВОУПРАВЛЕНИЯ Создание единого операционного контура корпоративного управления призвано обеспечить дальнейшее повышение качества работы всех электростанций Общества

11:00ИРИКЛИНСКАЯ ГРЭС




2012

148

КОРП

ОРА

ТИВН

ОЕ

УПРА

ВЛЕН

ИЕ

КОРПОРАТИВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ

ПРИНЦИПЫ И ДОКУМЕНТЫ ОБЩЕСТВА

Под корпоративным управлением Общество

понимает совокупность процессов, обеспечи-

вающих управление и контроль его деятель-

ности в интересах акционера. Эти процес-

сы включают отношения между акционером,

Советом директоров и исполнительными ор-

ганами Общества. Общество осознаёт, что

эффективная и прозрачная система взаимоот-

ношений между его органами управления, ак-

ционером и заинтересованными лицами явля-

ется конкурентным преимуществом в бизнесе.

Устав ОбществаУстав является учредительным документом

Общества, который включает в себя инфор-

мацию о правовом положении Общества, це-

лях и видах деятельности, уставном капитале,

правах акционеров. Содержит описание орга-

нов Общества, их компетенцию и порядок де-

ятельности.

Действующая редакция Устава утверж-

дена решением единственного учредите-

ля ОАО « ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

3 июня 2011 года и зарегистрирована 15 июня

2011 года.

Положение о порядке созыва и проведения заседаний Совета директоров ОбществаПоложение о порядке созыва и проведения

заседаний Совета директоров Общества ут-

верждено единственным акционером Обще-

ства 12.11.2012.

Указанное положение является внутренним

документом Общества, определяющим поря-

док созыва и проведения заседаний Совета

директоров Общества, цели, задачи и прин-

ципы деятельности Совета директоров Обще-

ства, права, обязанности и ответственность

членов Совета директоров Общества.


2012

149КО

РПО

РАТИВН

ОЕ УП

РАВЛЕН

ИЕ

Положение о Секретаре Совета директоров ОбществаПоложение о Секретаре Совета директоров

Общества утверждено решением Совета ди-

ректоров Общества 29.11.2012 (Протокол

№ 44 от 29.11.2012).

Указанное Положение является внутренним

документом Общества, определяющим поря-

док назначения, освобождения от должности,

выполнения своих функций Секретарем Сове-

та директоров ОАО «ИНТЕР РАО – Электроге-

нерация».

Секретарь Совета директоров Общества яв-

ляется уполномоченным лицом Общества,

целью деятельности которого является под-

держка и обеспечение эффективной рабо-

ты Общего собрания акционеров, Совета ди-

ректоров Общества, а также реализация прав

и интересов его акционеров в соответствии

с требованиями, установленными законода-

тельством.

ОРГАНЫ УПРАВЛЕНИЯ И КОНТРОЛЯОрганами управления Общества являются: � Общее собрание акционеров (единствен-

ный акционер);

� Совет директоров;

� Единоличный исполнительный орган

(функции ЕИО по Договору от 31.07.2011

№ б/н переданы управляющей организации

ООО «ИНТЕР РАО – Управление электрогене-

рацией»).

ОБЩЕЕ СОБРАНИЕ АКЦИОНЕРОВ ОБЩЕСТВА

Общее собрание акционеров является выс-

шим органом управления Общества.

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» обще-

ство с единственным акционером — ОАО «ИН-

ТЕР РАО ЕЭС».

В соответствии с пунктом 10.5. статьи 10 Уста-

ва Общества и п. 3 ст. 47 Федерального зако-

на от 26.12.1995 № 208-ФЗ «Об акционерных

обществах» решения по вопросам, относя-

щимся к компетенции Общего собрания акци-

онеров, принимаются единственным акционе-

ром единолично и оформляются письменно.

СОВЕТ ДИРЕКТОРОВ ОБЩЕСТВА

Общее руководство деятельностью

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» осу-

ществляет Совет директоров, который при-

нимает решения по существенным вопросам

деятельности Общества в соответствии с ком-

петенцией, определённой в Уставе Общества.

Порядок деятельности Совета директоров ре-

гулируется Уставом ОАО «ИНТЕР РАО – Элек-

трогенерация».

Совет директоров является коллегиальным

органом управления, состоящим из 5 членов.

Члены Совета директоров избираются Общим

собранием акционеров на срок до следующе-

го годового Общего собрания акционеров.

По решению Общего собрания акционеров

полномочия членов Совета директоров могут

быть прекращены досрочно. Лица, избранные

в состав Совета директоров, могут переизби-

раться неограниченное количество раз.

Информация о членах Совета директоров Общества

Решением единственного акционера Об-

щества от 29.06.2012 в Совет директоров

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» были

избраны:


2012

150

КОРП

ОРА

ТИВН

ОЕ

УПРА

ВЛЕН

ИЕ

Председатель Совета директоров: Матвеев Александр Вадимович

Год рождения: 1965

Образование: Ивановский энергетический

институт им. В.И. Ленина

Все должности, занимаемые данным лицом за последние 5 лет: � 2011 — наст. время:

Открытое акционерное общество «ИНТЕР

РАО ЕЭС»

Руководитель Департамента технической по-

литики Блока производственной деятельности

� 2006 — 2011Филиал ОАО «ОГК-3» Черепетская ГРЭС

им. Д. Г. Жимерина

Главный инженер

Иные должности в других организациях: � 2012

Закрытое акционерное общество «Молдав-

ская ГРЭС»

Член Совета директоров

Гражданство: Россия

Впервые был избран в Совет директоров:

31.10.2011

Доля в уставном капитале общества: 0%

Доля принадлежащих лицу обыкновенных ак-

ций общества: 0%

Члены Совета директоров:

Абрамков Александр Евгеньевич


Образование: Санкт-Петербургский государ-

ственный университет

Должности, занимаемые данным лицом за последние 5 лет: � 2011 — наст. время


РАО ЕЭС»

Руководитель Блока внутреннего аудита, кон-

троллинга и управления рисками

� 2010 — 2011Открытое акционерное общество «ИНТЕР

РАО ЕЭС»

Директор по аудиту и внутреннему контролю

� 2009 — 2010Закрытое акционерное общество «Нацио-

нальная Медия Группа»

Заместитель Генерального директора по вну-

треннему контролю и управлению рисками

� 2008 — 2009Открытое акционерное общество «Нацио-

нальные телекоммуникации»

Заместитель Генерального директора по эко-

номике и финансам

� 2007 — 2008Открытое акционерное общество «Газпром

Нефть»

Вице-президент, Заместитель Генерального

директора по строительству и материально-

техническому обеспечению

� 2006 — 2007Общество с ограниченной ответственностью

«Инвестиционная Компания Аброс»

Заместитель Генерального директора по эко-

номике и финансам

Должности, занимаемые данным лицом в органах управления других организаций в настоящее время: � 2011

Открытое акционерное общество «Террито-

риальная генерирующая компания № 11»


� 2011Открытое акционерное общество «Мосэнер-

госбыт»


� 2011Общество с ограниченной ответственностью

«ИНТЕР РАО — Центр управления закупками»


� 2012Открытое акционерное общество «Петер-

бургская сбытовая компания»




2012

151КО

РПО

РАТИВН

ОЕ УП

РАВЛЕН

ИЕ


03.06.2011




Коршунов Андрей Анатольевич


Образование: Санкт-Петербургский государ-

ственный университет

Все должности, занимаемые данным лицом за последние 5 лет: � 2012 — наст. время


РАО ЕЭС»

Директор по управлению затратами Блока

управления инновациями, инвестициями и за-

тратами


РАО ЕЭС»

Руководитель Департамента управления за-

тратами Финансово-экономического центра


«Конгресс-Центр «Константиновский»

Начальник управления


«КНАУФ-СЕРВИС»

Руководитель отдела

Иные должности в других организациях: нет



31.10.2011




Баденков Антон Юрьевич


Образование: Высшее, Московский государ-

ственный университет им. М.И. Ломоносова

Должности, занимаемые данным лицом за последние 5 лет: � 2009 — наст. время


РАО ЕЭС»

Советник Председателя Правления

� 2004 — 2007Открытое акционерное общество «ТВЭЛ»

Вице-президент, исполняющий обязанности

Президента ОАО «ТВЭЛ»


Закрытое акционерное общество «Молдав-

ская ГРЭС»


� 2010Закрытое акционерное общество «Электри-

ческие сети Армении»


� 2010Общество с ограниченной ответственностью

«ИНТЕР РАО — Центр управления закупками»


� 2010Открытое акционерное общество «Стенд»


� 2010Открытое акционерное общество «Террито-

риальная генерирующая компания № 11»

Председатель Совета директоров

� 2010Открытое акционерное общество «Раздан-

ская ТЭС»




03.06.2011


2012

152

КОРП

ОРА

ТИВН

ОЕ

УПРА

ВЛЕН

ИЕ




Емельянова Ольга Викторовна


Образование: Всероссийский заочный фи-

нансово-экономический институт, Москов-

ский экономико-статистический институт

Все должности, занимаемые данным лицом за последние 5 лет: � 2012 — наст. время


РАО ЕЭС»

Руководитель Департамента правового сопро-

вождения операционной деятельности Блока

правовой работы ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»


РАО ЕЭС»

Руководитель Департамента методологии

и правового сопровождения Блока правовой

работы, заместитель руководителя Департа-

мента, руководитель дирекции, главный экс-

перт


Открытое акционерное общество «Саратов-

энергосбыт»


� 2012Открытое акционерное общество «Мосэнер-

госбыт»


� 2012Открытое акционерное общество «Алтай-

энергосбыт»




31.10.2011




Изменения в составе Совета директоров

Изменений в составе Совета директоров

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» в 2012

году не было.

Информация о заседаниях Совета директоров в 2012 году

В 2012 году Советом директоров ОАО «ИНТЕР

РАО – Электрогенерация» было проведено

40 заседаний, на которых рассмотрено 79 во-

просов текущей деятельности Общества.

Решения на всех заседаниях Совета директо-

ров, проведённых в отчётном году, принима-

лись заочным голосованием (опросным пу-

тем).

ВОЗНАГРАЖДЕНИЕ ЧЛЕНАМ СОВЕТА ДИРЕКТОРОВ

В соответствии пункта 10.2.20 Устава Обще-

ства вопрос о выплате членам Совета дирек-

торов вознаграждений и компенсаций, в том

числе об установлении размера этих выплат,

относится к компетенции Общего собрания

акционеров Общества.

Согласно пункту 3.4 Положения о порядке со-

зыва и проведения заседаний Совета дирек-

торов ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»,

утверждённого Решением единственного ак-

ционера Общества 12.11.2012, членам Совета

директоров может выплачиваться вознаграж-

дение и (или) компенсироваться расходы,

связанные с исполнением членами Совета

директоров своих функций, в порядке, уста-

новленном Положением о выплате членам

Совета директоров вознаграждений и ком-

пенсаций, утверждаемом Общим собранием

акционеров Общества.


2012

153КО

РПО

РАТИВН

ОЕ УП

РАВЛЕН

ИЕ

По состоянию на 31.12.2012 Положение о вы-

плате членам Совета директоров вознаграж-

дений и компенсаций Общим собранием

(единственным акционером) Общества не ут-

верждалось. В 2012 году Общим собрани-

ем акционеров (единственным акционером)

Общества решения о выплате вознагражде-

ний и компенсаций членам Совета директо-

ров ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

не принимались, вознаграждение членам Со-

вета директоров не выплачивалось.

Комитеты при Совете директоровНа 31.12.2012 при Совете директоров ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» комитеты не созданы.

СОСТАВ ИСПОЛНИТЕЛЬНЫХ ОРГАНОВ ОБЩЕСТВА

С 1 августа 2011 года полномочия единолич-

ного исполнительного органа ОАО «ИНТЕР

РАО – Электрогенерация» переданы управля-

ющей организации — Обществу с ограничен-

ной ответственностью «ИНТЕР РАО – Управле-

ние электрогенерацией».

Основанием для передачи полномочий являет-

ся решение единственного акционера Обще-

ства от 28 июля 2011 года, договор о передаче

полномочий единоличного исполнительного

органа ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенера-

ция» управляющей организации заключён 31

июля 2011 года.

СВЕДЕНИЯ ОБ УПРАВЛЯЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ, КОТОРОЙ ПЕРЕДАНЫ ПОЛНОМОЧИЯ ЕДИНОЛИЧНОГО ИСПОЛНИТЕЛЬНОГО ОРГАНА ОБЩЕСТВАПолное фирменное наименование: Об-

щество с ограниченной ответственностью

«ИНТЕР РАО – Управление электрогенераци-

ей»

Сокращенное фирменное наименование: ООО «ИНТЕР РАО – Управление электрогене-

рацией»

Место нахождения: Российская Федерация, 119435, г. Москва,

ул. Большая Пироговская, д. 27, стр.1.

ОГРН: 1117746083432.

ИНН: 7704775342.

Телефон: (495) 664–76–80.

Факс: (495) 664–76–84.

В течение 2012 года вознаграждение управ-

ляющей организации ООО «ИНТЕР РАО –

Управление электрогенерацией» составило

769 124 472 рубля, в том числе НДС .

Вознаграждение управляющей организации

выплачивается на основании договора о пере-

даче полномочий единоличного исполнитель-

ного органа ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогене-

рация» управляющей организации от 31 июля

2011 года.

РЕВИЗИОННАЯ КОМИССИЯ ОБЩЕСТВА

Органом контроля за финансово-хозяйствен-

ной деятельностью Общества является Реви-

зионная комиссия Общества.

Ревизионная комиссия ОАО «ИНТЕР РАО –

Электрогенерация» избирается Общим собра-

нием акционеров (единственным акционером)

для осуществления контроля финансово-хо-

зяйственной деятельности Общества на срок

до следующего годового Общего собрания

акционеров.

Ревизионная комиссия является коллегиаль-

ным органом, состоящим из трех членов. По-

рядок деятельности Ревизионной комиссии

регулируется Уставом.


2012

154

КОРП

ОРА

ТИВН

ОЕ

УПРА

ВЛЕН

ИЕ

18.02.2013 утверждено Положение о Ревизи-

онной комиссии Общества.

Основными задачами Ревизионной комиссии

Общества являются:

� осуществление контроля за финансово-хо-

зяйственной деятельностью;

� обеспечение наблюдения за соответствием

совершаемых Обществом финансово-хозяй-

ственных операций законодательству Россий-

ской Федерации и Уставу Общества;

� осуществление независимой оценки ин-

формации о финансовом состоянии Обще-

ства.

Ревизионная комиссия, избранная Решением единственного акционера 29.06.2012:

Члены Ревизионной комиссии

Диордиева Людмила ИвановнаНачальник отдела финансового аудита


рацией»

Климов Виталий ВладимировичНачальник отдела операционного аудита

ООО «ИНТЕР РАО – Управление элетрогене-

рацией»

Юдин Сергей КонстантиновичРуководитель Дирекции сопровождения

аудиторской деятельности Блока внутренне-

го аудита, контроллинга и управления риска-

ми ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»

В 2012 году вознаграждение членам Ревизи-

онной комиссии ОАО «ИНТЕР РАО – Электро-

генерация» не начислялось и не выплачива-

лось.

СИСТЕМА ВНУТРЕННЕГО КОНТРОЛЯКонтроль за эффективностью функцио-

нирования системы внутреннего контро-

ля в ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

осуществляется Ревизионной комисси-

ей ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

и Службой внутреннего аудита управляющей

организации ООО «ИНТЕР РАО – Управление

электрогенерацией» на основании договора.

Служба внутреннего аудита является неза-

висимым функциональным подразделени-

ем в структуре управляющей организации


рацией» и представлена двумя управлениями,

реализующими функции:

� независимого надзора и контроля за фи-

нансово-хозяйственной деятельностью Обще-

ства, функционированием системы внутрен-

него контроля;

� проведения внутреннего аудита;

� представления объективной оценки состоя-

ния системы внутреннего контроля и рекомен-

даций по её совершенствованию.

Служба внутреннего аудита функционально

подчинена Комитету по аудиту управляющей

организации. Административное руководство

деятельностью Службы внутреннего аудита

осуществляет Генеральный директор управ-

ляющей организации.

Основной задачей Службы внутреннего

аудита управляющей организации является

аудит финансово-хозяйственной деятельно-

сти и оценка эффективности управления ри-

сками ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

с целью обеспечения:


2012

155КО

РПО

РАТИВН

ОЕ УП

РАВЛЕН

ИЕ

� полноты и достоверности финансовой

и иной отчётности;

� сохранности активов и рационального ис-

пользования ресурсов;

� эффективности и экономичности соверша-

емых Обществом операций;

� своевременного информирования Комите-

та по аудиту и руководства управляющей ор-

ганизации о выявленных рисках и недостатках

системы внутреннего контроля и управления

рисками.

В рамках организации деятельности Службы

внутреннего аудита Комитет по аудиту управ-

ляющей организации:

� согласует положения, регламентирующие

работу Службы внутреннего аудита Обще-

ства;

� рассматривает отчеты Службы внутреннего

аудита по результатам проведения контроль-

ных процедур;

� организует деятельность Службы внутрен-

него аудита, утверждает ежегодные (полуго-

довые, квартальные) планы работы, а также

отчёты об их выполнении.

АУДИТОР ОБЩЕСТВААудитор Общества ежегодно утверждается

Общим собранием акционеров (единствен-

ным акционером) для проверки и подтверж-

дения годовой финансовой отчётности Обще-

ства.

Аудитор Общества осуществляет проверку

финансово-хозяйственной деятельности Об-

щества в соответствии с требованиями зако-

нодательства Российской Федерации и на ос-

новании заключаемого с ним договора.

Размер оплаты услуг Аудитора определяется


29 июня 2012 года решением единственно-

го акционера ОАО «ИНТЕР РАО – Электроге-

нерация» аудитором Общества утверждено

Общество с ограниченной ответственностью

«Эрнст энд Янг».

РАЗМЕР ОПЛАТЫ УСЛУГ АУДИТОРА В 2012 ГОДУ

Наименование услуги Размер выплаченного вознаграждения, руб.

Оказание аудиторских услуг по проверке бухгалтерской отчетности, составленной в соответствии с требованиями российского законодательства (РСБУ)

6 171 400

МОТИВАЦИЯИ ЗАЩИЩЕННОСТЬЛюди — ключевой актив бизнеса Общества. Поэтому обеспечение безопасности труда, охрана здоровья, а также содействие профессиональному развитию и росту благосостояниясотрудников входят в число его безусловных приоритетов

11:00




2012

158

КА

ДРО

ВАЯ

И С

ОЦ

ИА

ЛЬН

АЯ

ПО

ЛИ

ТИК

А О

БЩЕС

ТВА

КАДРОВАЯ И СОЦИАЛЬНАЯ ПОЛИТИКА ОБЩЕСТВА

Основной целью кадровой политики Обще-

ства является поддержание и развитие пер-

сонала, состоящего из высококвалифици-

рованных, талантливых и работоспособных

сотрудников, стремящихся реализовать свой

потенциал в решении технических, экономи-

ческих и социальных задач Общества.

Основные направления кадровой политики

в 2012 году:

� обеспечение конкурентного уровня зара-

ботной платы работников и социальных льгот

и гарантий;

� закрепление персонала на ключевых про-

фессиях и должностях;

� работа с резервом кадров на должности ве-

дущих специалистов и руководителей;

� повышение качества персонала через до-

стижение конкурентоспособных показате-

лей (оптимальной численности персонала,

оптимального соотношения между категори-

ями персонала: рабочие, специалисты, руко-

водители оптимального возрастного состава,

оптимального уровня текучести кадров, оп-

тимального состава работников по профес-

сиональному уровню и образованию).

Решение задач в области управления персо-

налом в 2012 году позволило добиться поло-

жительной динамики по различным направле-

ниям, в том числе увеличить приток молодых

специалистов на работу в филиалы Обще-

ства на долгосрочной основе и обеспечить

удержание высококвалифицированного пер-

сонала, повысить эффективность системы

обучения, переподготовки и повышения ква-

лификации работников.


2012

159К

АД

РОВА

Я И СО

ЦИ

АЛ

ЬНА

Я ПО

ЛИ

ТИК

А О

БЩЕСТВА

СТРУКТУРА КАДРОВОГО СОСТАВАОбщая численность персонала ОАО «ИНТЕР

РАО – Электрогенерация»» на 31 декабря

2012 года составила 12 765 человек, в том

числе 2 021 руководителя, 2 740 специали-

стов, 8 004 рабочих.

За 2012 год увеличение общей численно-

сти работников Общества составило 12 736

человек.

Основной причиной увеличения числен-

ности персонала является реорганизация

ОАО «ОГК-1» и ОАО «ОГК-3» в форме выде-

ления ОАО «Первая генерация» и ОАО «Тре-

тья генерация» с одновременным присоедине-

нием ОАО «Первая генерация» и ОАО «Третья

генерация» к ОАО «ИНТЕР РАО – Электроге-

нерация».

КАТЕГОРИИ ПЕРСОНАЛА

СОСТАВ РАБОТАЮЩИХ ПО КАТЕГОРИЯМ ПЕРСОНАЛА В 2011–2012 гг.

Категория 31.12.2011 31.12.2012

Руководители 14 2 021

Специалисты 15 2 740

Рабочие 0 8 004

ВОЗРАСТНОЙ СОСТАВ РАБОТАЮЩИХ В 2011–2012 гг.

Категория 31.12.2011 31.12.2012

СТРУКТУРА ЧИСЛЕННОСТИ РАБОТНИКОВ

ПО ФИЛИАЛАМ И ИСПОЛНИТЕЛЬНОМУ

АППАРАТУ ОБЩЕСТВА НА 31.12.2012

СОСТАВ РАБОТАЮЩИХ ПО КАТЕГОРИЯМ

ПЕРСОНАЛА НА 31.12.2012

7,4%

9,2%

9,0%

2,1%

3%

6,0%

7,2%

8,1%

6,4%

3,8%

11,3%

0,6%

0,2%

3,1%

10,5%

8,5%

















Исполнительный аппарат

62,7%

21,5%

15,8%

Рабочие

Специалисты

Руководители


2012

160

КА

ДРО

ВАЯ

И С

ОЦ

ИА

ЛЬН

АЯ

ПО

ЛИ

ТИК

А О

БЩЕС

ТВА

До 30 лет 0 2 388

От 30 лет до пенсионно-го возраста 29 9 020

Работающие пенсио-неры 0 1 357

В 2012 году доля сотрудников в возрасте до 30

лет составляла 18,7%, доля работающих пен-

сионеров — 10,6%.

УРОВЕНЬ ОБРАЗОВАНИЯ

В 2012 году уровень образования персонала

Общества составил:

ЧИСЛЕННОСТЬ ПЕРСОНАЛА ОБЩЕСТВА НА КОНЕЦ 2011 –2012 гг.

Наименование филиала Общая численность, чел.

Наименование по состоянию на 31.12.2012г. по состоянию на 31.12.2011г.

Филиал «Верхнетагильская ГРЭС» 1 091 –

Филиал «Гусиноозёрская ГРЭС» 1 345 –

Филиал «Джубгинская ТЭС» 79 –

Филиал «Ивановские ПГУ» 393 4

Филиал «Ириклинская ГРЭС» 814 –

Филиал «Калининградская ТЭЦ-2» 486 5

Филиал «Каширская ГРЭС» 1 440 –

Филиал «Костромская ГРЭС» 1 038 –

Филиал «Пермская ГРЭС» 914 –

Филиал «Печорская ГРЭС» 770 –

Филиал «Северо-Западная ТЭЦ» 382 4

Филиал «Сочинская ТЭС» 266 14

Филиал «Уренгойская ГРЭС» 445 –

Филиал «Харанорская ГРЭС» 940 –

Филиал «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» 1 177 –

Филиал «Южноуральская ГРЭС» 1 155 –

Исполнительный аппарат 30 2

Всего 12 765 29*

* Численность работников по совместительству на период создания Общества.

ВОЗРАСТНОЙ СОСТАВ РАБОТАЮЩИХ

В 2011–2012 гг.

18,7%

70,7%

10,6%

до 30 лет

от 30 до пенсионного возраста

работающие пенсионеры


2012

161К

АД

РОВА

Я И СО

ЦИ

АЛ

ЬНА

Я ПО

ЛИ

ТИК

А О

БЩЕСТВА

� доля сотрудников с высшим образовани-

ем — 40,1%;

� доля сотрудников со средним профессио-

нальным образованием — 42,5%.

ГруппыНа 31.12.2011 На 31.12.2012

чел. чел.

Высшее образование 29 5 111

Среднее профессиональное образование

0 5 423

Среднее образование 0 2 231

Итого 29 12 765

Развитие (обучение, аттестация, переподготовка и т. д.) персонала Общества в 2012 годуМенеджмент компании осознает важность по-

стоянного повышения квалификации и про-

фессиональной подготовки сотрудников.

В 2012 году затраты на обучение и переподго-

товку кадров ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогене-

рация» составили 65 267,17 тыс. рублей. Доля

численности персонала прошедшего подго-

товку, переподготовку и повышение квалифи-

кации с отрывом от производства в 2012 году

от общей численности персонала Общества

составила 42,0 %.

ОПЛАТА ТРУДА

Филиалы Среднемесячная заработная плата работников,

руб.

2011 2012

Филиал «Верхнетагильская ГРЭС» - 44 730

Филиал «Гусиноозёрская ГРЭС» - 38 365

Филиал «Джубгинская ТЭС» - 60 497

Филиал «Ивановские ПГУ» 4 475 40 147

Филиал «Ириклинская ГРЭС» - 42 007

Филиал «Калининградская ТЭЦ-2» 11 003 47 696

Филиал «Каширская ГРЭС» - 52 816

Филиал «Костромская ГРЭС» - 47 104

Филиал «Пермская ГРЭС» - 47 017

Филиал «Печорская ГРЭС» - 63 180

Филиал «Северо-Западная ТЭЦ» 5 975 62 640

Филиал «Сочинская ТЭС» 5 186 55 872

Филиал «Уренгойская ГРЭС» - 109 310

Филиал «Харанорская ГРЭС» - 39 514

Филиал «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» - 29 143

Филиал «Южноуральская ГРЭС» - 30 699


2012

162

КА

ДРО

ВАЯ

И С

ОЦ

ИА

ЛЬН

АЯ

ПО

ЛИ

ТИК

А О

БЩЕС

ТВА

Средняя заработная плата в 2011 году отра-

жена по работникам, принятым по совмести-

тельству на период создания Общества.

СИСТЕМА МОТИВАЦИИ ПЕРСОНАЛА

Одной из важных задач Общества в области

управления персоналом является формиро-

вание мотивированного состава кадров и при-

влечение в компанию молодых специалистов,

способных эффективно решать задачи, стоя-

щие перед Обществом.

Система мотивации персонала сформули-

рована в Положении об оплате труда работ-

ников филиалов, являющихся приложением

к коллективным договорам филиалов.

Оплата труда работников филиалов основана

на едином, типовом подходе для всех филиа-

лов и определяет методы, принципы подходы

и способы стимулирования всех категорий ра-

ботников. Система вознаграждения персона-

ла направлена как на повышение лояльности

работников к Обществу, так и на повышение

результатов их труда.

Повышение результативности труда обеспе-

чивается за счёт премиальной части возна-

граждения, которая зависит от достижения

конкретных результатов, привязанных к ут-

верждённым ключевым показателям эффек-

тивности (КПЭ).

ПРИНЦИПЫ И НАПРАВЛЕНИЯ СОЦИАЛЬНОЙ ПОЛИТИКИ ОБЩЕСТВА

КОЛЛЕКТИВНЫЙ ДОГОВОР

В 2012 году в филиалах ОАО «ИНТЕР РАО –

Электрогенерация» подписаны коллективные

договоры филиалов, основанные на едином

подходе. В них определён порядок предостав-

ления льгот, гарантии и компенсации и их раз-

меры.

Все обязательства, принятые на себя сторо-

ной работодателя и закреплённые в коллек-

тивных договорах, выполняются в полном

объёме.

ЗАБОТА И ПОДДЕРЖКА Общество придаёт первостепенное значение обеспечению успешного социально-экономического развития регионов присутствия и стремится вносить свой вклад в укрепление благополучия семей своих работников и местных жителейв целом

11:00


НИЖНЕВАРТОВСКАЯ ГРЭС


2012

166

БЛАГ

ОТВ

ОРИ

ТЕЛ

ЬНО

СТЬ

БЛАГОТВОРИТЕЛЬНОСТЬ

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» счита-

ет благотворительность одной из важнейших

составляющих системы корпоративной соци-

альной ответственности, ведь многие из фи-

лиалов Общества находятся в отдалённых

регионах страны, где социальные риски осо-

бенно высоки, а помощь со стороны бизнеса

крайне востребована и необходима. Именно

поэтому все благотворительные инициативы

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» носят

долгосрочный, системный характер и сфоку-

сированы на решении социальных проблем

непосредственно в регионах присутствия

электростанций Общества.

Основными направлениями корпоративной

благотворительной деятельности являются:

оказание помощи ветеранам Великой Оте-

чественной войны и электроэнергетики; под-

держка спорта и здорового образа жизни;

помощь образовательным и дошкольным уч-

реждениям, детским домам, объектам здраво-

охранения; а также поддержка одарённых де-

тей и талантливой молодежи.

В 2012 году ОАО «ИНТЕР РАО – Электроге-

нерация» и его филиалы продолжили реали-


2012

167БЛ

АГОТВО

РИТЕЛ

ЬНО

СТЬ

зацию собственных благотворительных про-

грамм, способствующих решению текущих

задач социально-экономического развития

территорий и удовлетворения потребностей

социально незащищённых категорий граж-

дан, а также оказали поддержку тем организа-

циям, которые вносят свой вклад в повышение

качества образования, культуры и здорового

образа жизни населения.

Неотъемлемой частью работы ОАО «ИНТЕР

РАО – Электрогенерация» в прошедшем году,

в частности, стало проведение регулярных

культурно-массовых и спортивно-оздорови-

тельных мероприятий, участие в которых при-

нимают не только сотрудники ОАО «ИНТЕР

РАО – Электрогенерация», но и жители горо-

дов и посёлков, где расположены электро-

станции Общества.

Целенаправленная деятельность ОАО «ИН-

ТЕР РАО – Электрогенерация» по реализа-

ции благотворительных проектов способ-

ствует поддержанию в регионах социальной

стабильности и укреплению партнёрских

взаимоотношений с органами власти и насе-

лением, а повышение уровня благополучия

в обществе, в свою очередь, создает надёж-

ную платформу для устойчивого роста биз-

неса Общества.

ЭКОЛОГИЧНОСТЬИ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ Общество осуществляет свою природоохранную деятельностьи ведёт контроль экологической безопасности в строгом соответствиис требованиями существующего законодательства. Применениеинновационных технологий и решений в области энергоэффективностии энергосбережения позволяют значительно снизить нагрузкуна окружающую среду

14:00ГУСИНООЗЁРСКАЯ ГРЭС

Иркутское время MSK+5 (UTC+9)


2012

170

ОХР

АНА

ОКР

УЖАЮ

ЩЕЙ

СРЕ

ДЫ

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙСРЕДЫГосударственное нормативное регулиро-вание охраны окружающей среды в регио-нах деятельности Общества

Общество организует свою природоохран-

ную деятельность и обеспечение экологи-

ческой безопасности строго на основе тре-

бований существующих нормативных актов.

Государственное нормативное регулирова-

ние охраны окружающей среды заключается

в нормативных актах природоохранного зако-

нодательства, и неукоснительное выполнение

природоохранного законодательства являет-

ся первостепенной важностью для успешной

работы филиалов ОАО «ИНТЕР РАО – Элек-

трогенерация», производящих электроэнер-

гию и теплоэнергию.

Основные действующие законы и законода-

тельные акты в области охраны окружающей

среды:

� Федеральный закон «Об охране окружаю-

щей среды»;

� Федеральный закон « Об охране атмосфер-

ного воздуха»;

� Федеральный закон «О санитарно-эпиде-

миологическом благополучии населения»;

� Федеральный закон «Об отходах производ-

ства и потребления»;

� Закон «О недрах»;

� Водный кодекс РФ;

� Земельный кодекс РФ;

� Лесной кодекс РФ.


2012

171О

ХРАНА О

КРУЖАЮ

ЩЕЙ

СРЕДЫ

ОСНОВНЫЕ ПРИОРИТЕТЫ И НАПРАВЛЕНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ ОБЩЕСТВАПриродоохранная деятельность является од-

ним из основных приоритетов для руководства

Общества. Работа, проводимая по сниже-

нию негативного воздействия на окружаю-

щую среду, по сокращению выбросов загряз-

няющих веществ в атмосферу, сокращению

сбросов в водные объекты, снижению обра-

зования и безопасному размещению отходов

производства за счёт внедрения природоох-

ранных мероприятий является одной из важ-

нейших задач Общества.

Основными приоритетами и направлениями

политики ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенера-

ция» являются:

� признание конституционного права челове-

ка на благоприятную окружающую среду;

� учёт приоритета экологической безопасно-

сти, как составной части национальной безо-

пасности;

� энергосбережение и рациональное исполь-

зование природных энергетических ресурсов

на стадиях производства, передачи, распре-

деления и потребления электрической и те-

пловой энергии;

� приоритетность внедрения наилучших су-

ществующих технологий;

� принятие предупредительных мер по ликви-

дации экологических негативных воздействий;

� открытость и доступность экологической

информации, незамедлительное информиро-

вание всех заинтересованных сторон о прои-

зошедших авариях, их экологических послед-

ствиях и мерах их ликвидации;

� открытость и доступность результатов эко-

логического мониторинга станций, входящих

в состав ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенера-

ция», взаимодействие со всеми заинтересо-

ванными сторонами в процессе исследова-

ний, проводимых в рамках процедуры оценки

воздействия электростанций на окружающую

среду.

КАЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОБЩЕСТВА В 2012 ГОДУ

В 2012 году отмечается незначительное

уменьшение влияния негативного воздействия

на окружающую среду филиалов Общества.

Динамика выбросов загрязняющих ве-ществ за последние 2 года. Причины (фак-торы, события), оказавшие влияние на уро-вень выбросов в 2012 году

Выбросы загрязняющих веществ в атмосфе-

ру являются для объектов энергетики домини-

рующим видом воздействия на окружающую

природную среду. Динамика выбросов в фи-

лиалах ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенера-

ция» зависит прежде всего от изменений то-

пливного баланса.

Общее количество выбросов загрязняющих

веществ в атмосферный воздух по сравнению

с 2011 годом уменьшились на 2,236 тыс. тонн

за счёт уменьшения выработки электроэнер-

гии на 649,662 млн кВт·ч.


2012

172

ОХР

АНА

ОКР

УЖАЮ

ЩЕЙ

СРЕ

ДЫ

ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЙ ВЫБРОСОВ ОСНОВНЫХ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕ-ЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ 2011–2012 гг. ГЕНЕРИРУЮЩИМИ ОБЪЕКТАМИ, ВХО-ДЯЩИМИ В ОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ», тыс. тонн

2011 год 2012 год

Диоксид серы 82,266 78,069

Азота оксиды (в пересчете на NO2) 86,873 95,221

Зола твёрдого топлива 97,919 93,595

Оксид углерода 7,32 7,068

Итого 274,378 273,953

ДИНАМИКА ФИНАНСИРОВАНИЯ ПРИРОДООХРАННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ В 2011–2012 гг., тыс. руб.

Наименование показателя 2011 год 2012 год

Текущие затраты на охрану окружающей среды, всего 336 929,448 521 216,625

из них:

по охране атмосферного воздуха 70 919,171 91 678,856

по охране и рациональному использованию водных ресурсов 191 434,099 349 161,001

по охране окружающей среды (земельных ресурсов) от отходов производства и потребления 71 541,978 79 328,250

по рекультивации земель 3 034,20 1 048,518

ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЙ ВЫБРОСОВ ОСНОВНЫХ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ

В АТМОСФЕРУ В 2011–2012 гг., тыс. тонн

200

250

300

150

100

50

0

82,2

66

78,0

69

86,8

73

95, 2

21

97,9

19

93,5

95

274,

378

273,

953

7,32

7,06

8

2012 2011

Диоксид серы Азота оксиды в пересчете на NO2 Зола твёрдого топлива Оксид углерода Всего


2012

173О

ХРАНА О

КРУЖАЮ

ЩЕЙ

СРЕДЫ

Динамика платежей за негативное воздей-ствие на окружающую среду за последние 2 года (в разрезе объектов воздействия: выбросы в атмосферу, сбросы сточных вод, размещение отходов)

Платежи за негативное воздействие на окру-

жающую среду увеличились на 638,801 тыс.

руб. по сравнению с 2011 годом. Увеличение

произошло за счёт увеличения сверхнорма-

тивных платежей за размещение отходов про-

изводства и увеличения инфляционного рас-

чётного коэффициента.

ДИНАМИКА ЗАТРАТ НА ОХРАНУ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В 2011–2012 гг., млн руб.

400

500

600

300

200

100

0

336,

929

521,

216

70,9

19

91,6

78

191,

434

349,

161

71,5

41

79,3

28

3,03

4

1,04

8

2012 2011

Атмосферный воздух Водные ресурсы Земельные ресурсы Рекультивация земельВсего

ДИНАМИКА ПЛАТЕЖЕЙ ЗА НЕГАТИВНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ОКРУЖАЮ-ЩУЮ СРЕДУ В 2011–2012 гг., тыс. руб.

2011 год 2012 год

Экологические платежи, всего 63 751,893 64 390,694

в том числе

за нормативные выбросы, сбросы, отходы: в том числе: 58 965,547 59 553,334

за сбросы в водные объекты 455,354 540,747

за выбросы в атмосферу 38 451,486 38 425,622

за размещение отходов 20 058,707 19 258,252

за сверхнормативные выбросы, сбросы, отходы:в том числе: 4 786,346 4 837,36

за сбросы в водные объекты 4 008,106 2 475,875

за выбросы в атмосферу 0 10,515

за размещение отходов 778,240 2 350,97

Штрафы 15,0 40,0


2012

174

ОХР

АНА

ОКР

УЖАЮ

ЩЕЙ

СРЕ

ДЫ

ПРИРОДООХРАННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ОБЩЕСТВА, РЕАЛИЗОВАННЫЕ В 2012 ГОДУВ 2012 году были выполнены затратные ме-

роприятия по освоению инвестиционных вло-

жений, направляемых на охрану окружающей

среды, что значительно увеличило рост фак-

тических затрат по сравнению с 2011 годом

на 859 901 тыс. руб.

Основные затратные мероприятия, выполнен-

ные филиалами ОАО «ИНТЕР РАО – Электро-

генерация»:

� строительство устройства нейтрализации

сбрасываемых вод на Уренгойской ГРЭС;

� строительство очистных сооружений до-

ждевых стоков на Уренгойской ГРЭС;

� строительство очистных сооружений не-

фтесодержащих стоков на Уренгойской ГРЭС;

� устройство сетей бытовой канализации

Уренгойской ГРЭС;

� устройство сетей ливневой канализации

Уренгойской ГРЭС;

� строительство резервуара аварийного сли-

ва трансформаторного масла на Уренгойской

ГРЭС;

� строительство шламоотвала стоков кислот-

ной промывки на Уренгойской ГРЭС;

� строительство шламоотвала продувочных

вод осветлителей на Уренгойской ГРЭС;

� строительство обводного канала на Ирик-

линской ГРЭС;

� монтаж рыбозащитного устройства на

Ирик линской ГРЭС;

� строительство системы утилизации сухого

золоудаления на Каширской ГРЭС;

� реконструкция золоотвалов на Каширской

ГРЭС;

� модернизация аспирационных установок

топливоподачи на Каширской ГРЭС;

� модернизация охладителя грязной очистки

конденсата (ОГО) на Каширской ГРЭС;

ДИНАМИКА НОРМАТИВНЫХ ПЛАТЕЖЕЙ ЗА НЕГАТИВНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ В 2011–2012 гг., млн руб.

40

50

60

70

80

30

20

10

0

63,7

51

64,3

91

58,9

65

59,5

53

38,4

51

38,4

25

20,0

58

19,2

58

0,45

5

0,54

2012 2011

Норматив Сброс в водные объекты За выбросы в атмосферу За размещение отходовВсего


2012

175О

ХРАНА О

КРУЖАЮ

ЩЕЙ

СРЕДЫ

� внедрение приборов учёта и контроля сточ-

ных вод на Костромской ГРЭС;

� строительство водоочистного сооружения

с двумя артезианскими скважинами на Ко-

стромской ГРЭС;

� увеличение ёмкости золоотвала на Чере-

петской ГРЭС имени Д. Г. Жимерина и на Гу-

синоозёрской ГРЭС;

� строительство установки сухого отбора

и уноса золы на Гусиноозёрской ГРЭС и ряд

других мероприятий.

Фактические инвестиционные затраты на вне-

дрение природоохранных мероприятий в 2012

году составили 1 153 700,0 тыс. руб.

ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ, СТОЯЩИЕ ПЕРЕД ОБЩЕСТВОМ В 2013 ГОДУ

Первоочередные экологические задачи

на 2013 год:

� снижение экологических платежей за не-

гативное воздействие на окружающую среду,

устранение сверхлимитных платежей;

� своевременное получение разрешительной

документации;

� выполнение запланированных природоох-

ранных мероприятий по уменьшению уров-

ня негативного воздействия на окружающую

среду.

Основные планируемые мероприятия по осво-

ению инвестиционных вложений, направляе-

мых на охрану окружающей среды в 2013 году:

� строительство рыбозащитного сооружения

на ЦНС на Уренгойской ГРЭС;

� содержание дамб золошлакоотвала и обо-

ротной системы ГЗУ на Каширской ГРЭС;

� покупка двух газоанализаторов типа

«ТЕSТО» на Каширской ГРЭС;

� строительство комплекса сооружений

по сбору и очистке поверхностных и производ-

ственных сточных вод промплощадки на Чере-

петской ГРЭС имени Д.Г. Жимерина;

� строительство рыбозащитных устройств

(РЗУ) на береговых насосных станциях

БНС № 1 и № 2 на Черепетской ГРЭС име-

ни Д.Г. Жимерина;

� увеличение ёмкости золоотвала № 4 (СМР)

на Черепетской ГРЭС имени Д.Г. Жимерина;

� замена ртутных ламп на светодиодные

на Ириклинской ГРЭС;

� наращивание дамб золошлакоотвала на Ха-

ранорской ГРЭС;

� выполнение работ по внедрению РЗУ бере-

говой насосной станции № 3 на Южноураль-

ской ГРЭС;

� наращивание дамб рабочих секций золоот-

вала на Южноуральской ГРЭС.

ПРОЗРАЧНОСТЬИ ТОЧНОСТЬБлагодаря качественной и своевременной коммуникации со своими внешними аудиториями Общество вошло в число лидеров рейтинга информационной открытости российских компаний топливно-энергетического комплекса

15:00ХАРАНОРСКАЯ ГРЭС

Якутское время MSK+6 (UTC+10)


2012

178

ФИ

НАН

СОВА

Я О

ТЧЁТ

НО

СТЬ

ФИНАНСОВАЯ ОТЧЁТНОСТЬ

АУДИТОРСКОЕ ЗАКЛЮЧЕНИЕ ПО ОТЧЁТНОСТИ ЗА 2012 ГОД В СООТВЕТСТВИИ С РСБУ


2012

179Ф

ИН

АНСО

ВАЯ О

ТЧЁТНО

СТЬ


2012

180

ФИ

НАН

СОВА

Я О

ТЧЁТ

НО

СТЬ

БУХГАЛТЕРСКАЯ ОТЧЁТНОСТЬ ОБЩЕСТВА ЗА 2012 ГОД В СООТВЕТСТВИИ С РСБУ


2012

181Ф

ИН

АНСО

ВАЯ О

ТЧЁТНО

СТЬ


2012

182

ФИ

НАН

СОВА

Я О

ТЧЁТ

НО

СТЬ


2012

183Ф

ИН

АНСО

ВАЯ О

ТЧЁТНО

СТЬ


2012

184

ФИ

НАН

СОВА

Я О

ТЧЁТ

НО

СТЬ


2012

185Ф

ИН

АНСО

ВАЯ О

ТЧЁТНО

СТЬ


2012

186

ФИ

НАН

СОВА

Я О

ТЧЁТ

НО

СТЬ

С пояснениями к бухгалтерской (финансо-

вой) отчётности можно ознакомиться на кор-

поративном сайте ОАО «ИНТЕР РАО – Элек-

трогенерация» http://www.irao-generation.com/

investor/rasinf_gen/ в разделе «Раскрытие ин-

формации».


2012

187П

РИЛ

ОЖ

ЕНИ

Я

ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

СВЕДЕНИЯ О СОБЛЮДЕНИИ ОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ» КОДЕКСА КОРПОРАТИВНОГО ПОВЕДЕНИЯ

Общество в своей деятельности стремится

следовать всем стандартам и рекомендаци-

ям, определенным Кодексом корпоративного

поведения, рекомендованным к применению

акционерным обществам, созданным на тер-

ритории Российской Федерации, Распоряже-

нием ФКЦБ РФ от 04.04.2002 № 421/р с учётом

положений пункта 3 статьи 47 Федерально-

го закона «Об акционерных обществах», со-

гласно которому в обществе, все голосующие

акции которого принадлежат одному акци-

онеру, решения по вопросам, относящимся

к компетенции общего собрания акционе-

ров, принимаются этим акционером едино-

лично и оформляются письменно. При этом

положения, определяющие порядок и сроки

подготовки, созыва и проведения общего со-

брания акционеров, не применяются, за ис-

ключением положений, касающихся сроков

проведения годового общего собрания акци-

онеров.


2012

188

ПРИ

ЛО

ЖЕН

ИЯ

ПР

ИЛ

ОЖ

ЕН

ИЕ

2

СВ

ЕД

ЕН

ИЯ

О К

РУ

ПН

ЫХ

СД

ЕЛ

КА

Х И

СД

ЕЛ

КА

Х, В

СО

ВЕ

РШ

ЕН

ИИ

КО

ТО

РЫ

Х И

МЕ

ЕТ

СЯ

З

АИ

НТ

ЕР

ЕС

ОВ

АН

НО

СТ

Ь

СВ

ЕД

ЕН

ИЯ

О К

РУ

ПН

ЫХ

СД

ЕЛ

КА

Х, С

ОВ

ЕР

ШЁ

НН

ЫХ

ОБ

ЩЕ

СТ

ВО

М В

ОТ

ЧЁ

ТН

ОМ

ГО

ДУ

№

п/п

Дат

а со

вер

шен

ия

сдел

ки

Ор

ган

об

щес

тва,

п

ри

няв

ши

й р

ешен

ие

об

од

об

рен

ии

сд

елки

, дат

а о

до

бр

ени

я сд

елки

Сто

ро

на

сдел

киС

ущес

твен

ны

е ус

ло

вия

сдел

киС

умм

а сд

елки

, руб

.

101

.10.

2012

Сов

ет д

ирек

торо

в О

АО

«И

НТ

ЕР

РА

О –

Э

лект

роге

нера

ция»

, П

рото

кол

от 0

1.10

.201

2 №

37

ОА

О «

ИН

ТЕ

Р Р

АО

ЕЭ

С»

– «П

рода

вец»

,

ОА

О «

ИН

ТЕ

Р Р

АО

–

Эле

ктро

гене

раци

я» –

«П

окуп

ател

ь».

Про

даве

ц об

язуе

тся

пере

дать

в с

обст

вен-

ност

ь П

окуп

ател

я им

ущес

тво

в со

отве

тств

ии

с П

рило

жен

ием

1.1

. (да

лее

— «

Им

ущес

тво»

),

а П

окуп

ател

ь об

язуе

тся

прин

ять

указ

анно

е И

мущ

еств

о и

опла

тить

его

.

Цен

а по

дог

овор

у (д

огов

орам

):

11 5

49 9

74 8

76 (

один

надц

ать

мил

лиар

дов

пять

сот

соро

к де

вять

мил

лион

ов д

евят

ьсот

се

мьд

есят

чет

ыре

ты

сячи

вос

емьс

от с

емьд

е-ся

т ш

есть

) ру

блей

00

копе

ек, к

ром

е то

го Н

ДС

в

разм

ере

2 07

4 73

7 79

8 (д

ва м

илли

арда

се

мьд

есят

чет

ыре

мил

лион

а се

мьс

от т

рид-

цать

сем

ь ты

сяч

сем

ьсот

дев

янос

то в

осем

ь)

рубл

ей 0

0 ко

пеек

(пр

одаж

а зе

мел

ьны

х уч

аст-

ков

на с

умм

у 23

653

776

(дв

адца

ть т

ри м

ил-

лион

а ш

есть

сот

пять

деся

т тр

и ты

сячи

сем

ь-со

т се

мьд

есят

шес

ть)

рубл

ей 0

0 ко

пеек

, НД

С

не о

благ

аетс

я).

Сро

к де

йств

ия д

огов

ора

(дог

овор

ов):

Дог

о-во

р (д

огов

оры

) вс

тупа

ет (

всту

паю

т) в

сил

у с

даты

его

(их

) по

дпис

ания

, при

мен

яет-

ся (

прим

еняю

тся)

к о

тнош

ения

м с

торо

н с

01.1

0.20

12 и

дей

ству

ет (

дейс

твую

т) д

о по

л-но

го и

спол

нени

я ст

орон

ами

всех

сво

их о

бя-

занн

осте

й.

11 5

49 9

74 8

76

(Оди

ннад

цать

мил

лиар

дов

пять

-со

т со

рок

девя

ть м

илли

онов

де-

вять

сот

сем

ьдес

ят ч

еты

ре т

ыся

-чи

вос

емьс

от с

емьд

есят

шес

ть)

рубл

ей 0

0 ко

пеек

.


2012

189П

РИЛ

ОЖ

ЕНИ

Я

№

п/п

Дат

а со

вер

шен

ия

сдел

ки

Ор

ган

об

щес

тва,

п

ри

няв

ши

й р

ешен

ие

об

од

об

рен

ии

сд

елки

, дат

а о

до

бр

ени

я сд

елки

Сто

ро

на

сдел

киС

ущес

твен

ны

е ус

ло

вия

сдел

киС

умм

а сд

елки

, руб

.

225

.12.

2012

Еди

нств

енны

й ак

цион

ер

Общ

еств

а,

Реш

ение

от

21.1

2.20

12,

б/н

ОА

О «

ИН

ТЕ

Р Р

АО

ЕЭ

С»

–«П

ро-

даве

ц»,

ОА

О «

ИН

ТЕ

Р Р

АО

–

Эле

ктро

гене

раци

я» –

«П

окуп

ател

ь».

Про

даве

ц об

язуе

тся

пере

дать

в с

обст

венн

ость

П

окуп

ател

ю о

снов

ные

сред

ства

сог

ласн

о П

ри-

лож

ению

№ 1

.1. к

нас

тоящ

ему

Про

токо

лу (

да-

лее

— «

Им

ущес

тво»

), а

Пок

упат

ель

обяз

уетс

я пр

инят

ь ук

азан

ное

Им

ущес

тво

и оп

лати

ть е

го.

Цен

а по

дог

овор

ам с

оста

вляе

т не

бол

ее

31 5

37 2

34 6

43,2

0 (Т

ридц

ать

один

мил

лиар

д пя

тьсо

т тр

идца

ть с

емь

мил

лион

ов д

вест

и тр

ид-

цать

чет

ыре

ты

сячи

шес

тьсо

т со

рок

три

руб-

ля 2

0 ко

пеек

), в

том

чис

ле Н

ДС

18%

в с

умм

е 3

003

119

676,

00 (

Три

мил

лиар

да т

ри м

илли

о-на

сто

дев

ятна

дцат

ь ты

сяч

шес

тьсо

т се

мьд

есят

ш

есть

) ру

блей

.

Про

цент

ная

став

ка: н

ачин

ая с

1 д

екаб

ря

2012

год

а за

пре

дост

авле

ние

расс

рочк

и по

опл

ате

Им

ущес

тва

Пок

упат

ель

опла

чива

-ет

Про

давц

у пр

оцен

ты п

о ст

авке

не

выш

е 12

(Д

вена

дцат

ь) п

роце

нтов

год

овы

х, ч

то с

оста

вит

не б

олее

11

826

462

991,

20 (

Оди

ннад

цать

мил

-ли

ардо

в во

сем

ьсот

два

дцат

ь ш

есть

мил

лион

ов

девя

тьсо

т де

вяно

сто

один

руб

ль 2

0 ко

пеек

).

Сро

к оп

латы

по

дого

вора

м:

Пок

упат

ель

обяз

уетс

я оп

лати

ть И

мущ

еств

о не

поз

днее

30

нояб

ря 2

017

года

.

Сро

к де

йств

ия д

огов

оров

и д

опол

ните

льны

х со

-гл

ашен

ий: д

огов

ор (

дого

воры

) вс

тупа

ет (

всту

-па

ют)

в с

илу

с да

ты е

го (

их)

подп

исан

ия и

дей

-ст

вует

(де

йств

уют)

до

полн

ого

испо

лнен

ия с

то-

рона

ми

всех

сво

их о

бяза

ннос

тей.

Доп

олни

тель

ные

согл

ашен

ия в

ступ

ают

в си

лу

с да

ты и

х по

дпис

ания

, при

мен

яютс

я к

отно

ше-

ниям

сто

рон

с 01

.12.

2012

и д

ейст

вую

т до

пол

-но

го и

спол

нени

я ст

орон

ами

всех

сво

их о

бяза

н-но

стей

.

27 8

41 4

64 9

58

(Два

дцат

ь се

мь

мил

лиар

дов

во-

сем

ьсот

сор

ок о

дин

мил

лион

че-

тыре

ста

шес

тьде

сят

четы

ре т

ы-

сячи

дев

ятьс

от п

ятьд

есят

во-

сем

ь) р

убле

й 45

коп

еек.


2012

190

ПРИ

ЛО

ЖЕН

ИЯ

СВЕДЕНИЯ О СДЕЛКАХ C ЗАИНТЕРЕСОВАННОСТЬЮ, СОВЕРШЁННЫХ ОБЩЕСТВОМ В ОТЧЁТНОМ ГОДУ

Дата совершения сделки

Дата одобрения сделки

Орган общества, принявший решение об одобрении сделки

Существенные условия сделки

В соответствии с абзацем 3 пункта 2 статьи 81 Федерального закона «Об акционерных обществах» положения главы XI указанного Федерального закона о заинтересованности в совершении Обществом сделки не применяются


ИНФОРМАЦИЯ ОБ ОБЪЁМАХ КАЖДОГО ИЗ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ, ИСПОЛЬЗОВАННЫХ В 2012 ГОДУ*

Вид энергетического ресурса Единица измерения Количество Стоимость, тыс. руб.

(без НДС)технологический нетехнологический

Газ млн м3 18 335,599 56 942 443

Уголь тыс. т 10 164,409 13 470 137

Мазут тыс. т 105,283 926 443

Дизельное топливо тыс. т 8,370 686 735

Газотурбинное топливо тыс. т 0,226 57

ГСМ и прочее нетехнологи-ческое топливо – – –

Электроэнергия покупная (кроме ОРЭМ) – – 61 394

Мощность покупная МВт 106 17 125

Теплоэнергия покупная – – 9 571

* Информация представлена на 31.12.2012 с учётом работы филиалов ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» в тече-ние всего 2012 года (в том числе как филиалов ОАО «ОГК-1», ОАО «ОГК-3»).


ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОАО «ИНТЕР РАО – ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ»

Турбины (по каждой электростанции)

Станционный № Тип (марка) турбины

Завод-изготовитель

Год ввода


Тепловая мощность, Гкал/час

1 2 3 4 5 6


ТПБ 01 К-210-130-3 ЛМЗ 1976 170 38

ТПБ 02 К-210-130-3 ЛМЗ 1977 180 27

ТПБ 03 К-210-130-3 ЛМЗ 1978 170 27

ТПБ 04 К-210-130-3 ЛМЗ 1979 180 43

ТПБ 05 К-215-130-1 ЛМЗ 1988 200 43

ТПБ 06 К-215-130-1 ЛМЗ 1992 200 43


2012

191П

РИЛ

ОЖ

ЕНИ

Я



Год ввода



1 2 3 4 5 6


ТПБ 01 К-300-240 ЛМЗ 1969 300 50

ТПБ 02 К-300-240 ЛМЗ 1969 300 50

ТПБ 03 К-300-240 ЛМЗ 1970 300 50

ТПБ 04 К-300-240 ЛМЗ 1970 300 50

ТПБ 05 К-300-240 ЛМЗ 1971 300 50

ТПБ 06 К-300-240 ЛМЗ 1972 300 50

ТПБ 07 К-300-240 ЛМЗ 1972 300 50

ТПБ 08 К-300-240 ЛМЗ 1973 300 50

ТПБ 09 К-1200-240 ЛМЗ 1980 1200 50


ТПБ 01 К-210-130-3 ЛМЗ 1979 210 65,4

ТПБ 02 К-210-130-3 ЛМЗ 1980 210 65,4

ТПБ 03 К-210-130-3 ЛМЗ 1984 210 65,4

ТПБ 04 К-215-130-1 ЛМЗ 1987 215 65,4

ТПБ 05 К-215-130-1 ЛМЗ 1991 215 65,4

Харанорская ГРЭС 655 192

ТПБ 01 К-215-130-1 ЛМЗ 1998 215 64

ТПБ 02 К-215-130-1 ЛМЗ 2001 215 64

ТПБ 03 К-225-12,8-3P ЛМЗ 2012 225 64

Череперская ГРЭС 1285 94

ТПБ 01 К-140-160 ЛМЗ 1953 140 21,3

ТПБ 02 К-140-160 ЛМЗ 1954 140 21,3

ТПБ 03 К-140-160 ЛМЗ 1956 140 21,3

ТПБ 05 К-300-240 ЛМЗ 1963 300 10

ТПБ 06 К-300-240 ЛМЗ 1964 300 10

ТПБ 07 К-300-240 ЛМЗ 1966 265 10


ТГ 02 К-50-90-2 ЛМЗ 1952 50 –

ТГ 03 К-50-90-2 ЛМЗ 1952 50 –

ТГ 04 П-35/50-90/9 ЛМЗ 1953 35 75

ТГ 05 ПТ-83/100-90/2,5 ЛМЗ 1996 83 110

ТГ 06 К-100-90-5 ЛМЗ 1954 100 –

ТГ 07 Т-82/100-90/2,5 ЛМЗ 1956 82 105

ТГ 08 Т-82/100-90/2,5 ЛМЗ 1956 82 105

ТПБ 09 К-200-130 ЛМЗ 1961 200 –

ТПБ 10 К-200-130 ЛМЗ 1961 200 –


ТПБ 01 К-300-240-1 ЛМЗ 1970 300 15

ТПБ 02 К-300-240-1 ЛМЗ 1970 300 15


2012

192

ПРИ

ЛО

ЖЕН

ИЯ



Год ввода



1 2 3 4 5 6

ТПБ 03 К-300-240-3 ЛМЗ 1981 300 15

ТПБ 04 К-300-240-1 ЛМЗ 1972 300 15

ТПБ 05 К-300-240-1 ЛМЗ 1972 300 15

ТПБ 06 К-300-240-1 ЛМЗ 1974 300 15

ТПБ 07 К-300-240-1 ЛМЗ 1978 300 15

ТПБ 08 К-300-240-1 ЛМЗ 1979 300 15

ТГ 02 РО123ВМ200Уральский з-д гидромашинг. Сысерть

1958 7,5 –


1957 7,5 –


1957 7,5 –


1957 7,5 –

Пермская ГРЭС 2400 420

ТПБ 01 К-800-240-5 ЛМЗ 1986 800 140

ТПБ 02 К-800-240-5 ЛМЗ 1987 800 140

ТПБ 03 К-800-240-5 ЛМЗ 1990 800 140


ТГ 01 Т-88(100)-90 ЛМЗ 1956 88 110

ТГ 02 Т-88(100)-90 ЛМЗ 1956 88 110

ТГ 03 Т-88(100)-90 ЛМЗ 1956 88 110

ТГ 04 Т-88(100)-90 ЛМЗ 1957 88 110

ТГ 05 К-100-90 ЛМЗ 1958 100 8

ТГ 06 К-100-90 ЛМЗ 1958 100 8

ТПБ 07 К-165(200)-130 ЛМЗ 1961 165 12

ТПБ 08 К-165(200)-130 ЛМЗ 1962 165 12

ТПБ 09 К-205-130 ЛМЗ 1964 205 –

ТПБ 10 К-205-130 ЛМЗ 1964 205 –

ТПБ 11 К-205-130 ЛМЗ 1964 205 –


ТПБ 01 К-300-240 ЛМЗ 1967 300 76

ТПБ 02 К-300-240 ЛМЗ 1967 300 59

ТПБ 03 К-300-240 ЛМЗ 2009 330 59

ТПБ 04 К-300-240 ЛМЗ 1974 300 46

ТПБ 05 К-300-240 ЛМЗ 1975 300 –

ТПБ 06 К-300-240 ЛМЗ 1975 300 –

ТПБ 07 ПТ-80 ЛМЗ 1983 80 188


2012

193П

РИЛ

ОЖ

ЕНИ

Я



Год ввода



1 2 3 4 5 6


ПТ 01 ПТ-12/15-35-10М Калужский турбинный завод 1992 12 55

ПТ 02 ПТ-12/15-35-10М Калужский турбинный завод 1990 12 55

ПТ 01 К-160-7.5Ленинградский

кировский завод, г. С.-Петербург

2012 165 –

ГТ 01 ГТЭ-160/SGT5-2000EЛенинградский


2012 147,5 –

ГТ 02 ГТЭ-160/SGT5-2000EЛенинградский


2012 147,5 –


ПТ 10 Т-150-7,7 ЛМЗ 2005 150 340

ГТУ 11 ГТУ-160 ЛМЗ 2005 150 –

ГТУ 12 ГТУ-160 ЛМЗ 2005 150 –

ПТ 20 Т-150-7,7 ЛМЗ 2010 125 340

ГТУ 21 ГТУ-160 ЛМЗ 2010 150 –

ГТУ 22 ГТУ-160 ЛМЗ 2010 150 –

Северо-Западная ТЭЦ 900 700

ПТ 10 Т-150-7,7 ЛМЗ 2000 150 350

ГТУ 11 V 94.2 Siemens 2000 150 –

ГТУ 12 V 94.2 Siemens 2000 150 –

ПТ 20 Т-150-7,7 ЛМЗ 2006 150 350

ГТУ 21 V 94.2 Siemens 2006 150 –

ГТУ 22 V 94.2 Siemens 2006 150 –

Ивановские ПГУ 483 –

ПТ-20 К-110-6.5 ЛМЗ 2012 105

ГТУ-21 ГТЭ-110 НПО «Сатурн» 2012 110


ПТ-10 К-110-6.5 ЛМЗ 2007 48


Сочинская ТЭС 158 50

ГТУ 01 SGT 700 Siemens 2004 28 –




ПТ 01 Т-10/11-5.2/0.2 Калужский турбинный завод 2004 11 12,5

ПТ 02 Т-10/11-5.2/0.2 Калужский турбинный завод 2004 11 12,5

ПТ 03 SST-600 Siemens 2009 24 25


2012

194

ПРИ

ЛО

ЖЕН

ИЯ

Котлы энергетические (по каждой электростанции)

КотелТип

(марка) котла

Завод- изготовитель

Год ввода

Параметры острого пара Произво-

дитель-ность, т/час

Топливо

давление, кгс/см2

тем-ра, °С

основ-ное

резерв-ное

для растопки (подсвет-

ки)

проект

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11


КП 01 БКЗ-640-140-ПТ1

Барнаульский котельный

завод1972 140 545 520 уголь уголь мазут уголь

КП 02 БКЗ-640-140-ПТ1



КП 03 БКЗ-640-140-ПТ1



КП 04 БКЗ-640-140-ПТ1


завод1977 на рекон-

струкции

КП 05 ТПЕ-215 ТКЗ г. Таганрог 1984 140 545 650 уголь уголь мазут уголь

КП 06 ТПЕ-215 ТКЗ г. Таганрог 1988 140 545 650 уголь уголь мазут уголь


КП 01 ТГМП-114 ТКЗ г. Таганрог 1969 255 545 950 газ мазут газ мазут








КП 09 ТГМП–1202 ТКЗ г. Таганрог 1980 255 545 3950 газ мазут газ мазут


КП 01 ТГМЕ-206ХЛ ТКЗ г. Таганрог 1979 140 545 670 газ мазут газ газ






КП 01 Еп-670-13,8-545 ТКЗ г. Таганрог 1995 140 545 670 уголь уголь мазут уголь

КП 02 Еп-670-13,8-545 ТКЗ г. Таганрог 2001 140 545 670 уголь уголь мазут уголь

КП 03 Еп-630- 13,8-565БТ ТКЗ г. Таганрог 2012 140 565 630 уголь уголь мазут уголь


КП 01 ТП-240-1 ТКЗ г. Таганрог 1953 175 545 240 уголь – мазут уголь


2012

195П

РИЛ

ОЖ

ЕНИ

Я

КотелТип



Год ввода



Топливо


тем-ра, °С

основ-ное

резерв-ное


ки)

проект

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11






КП 09 ТПП-110 ТКЗ г. Таганрог 1963 245 545 950 уголь – мазут уголь

КП 10 ТПП-110 ТКЗ г. Таганрог 1964 245 545 950 уголь – мазут уголь

КП 11 П-50 ЗИО г. Подольск 1966 245 545 950 уголь – мазут уголь


КП 01 ПК-10ш ЗИО г. Подольск 1952 101 510 230 уголь уголь мазут уголь



КП 04 ПК-10ш ЗИО г. Подольск 1953 101 510 230 уголь газ газ, мазут уголь







КП 11 ПК-14 ЗИО г. Подольск 1956 101 510 230 уголь уголь мазут уголь

КП 12 ПК-14 ЗИО г. Подольск 1957 101 510 230 уголь газ газ, мазут уголь

КП 13 ПК–14 ЗИО г. Подольск 1957 101 510 230 уголь газ газ, мазут уголь

КП 14 ПК–33 ЗИО г. Подольск 1961 140 545 640 газ газ газ уголь

КП 15 ПК–33 ЗИО г. Подольск 1961 140 545 640 газ газ газ уголь


КП 01 (дубль- блок)

ПК-41-1 ЗиО г. Подольск 1970 255 545 950 газ мазут газ газ, мазут

КП 02 (дубль-блок)

ПК-41-1 ЗиО г. Подольск 1970 255 545 950 газ мазут газ газ, мазут


ТГМП-114 ТКЗ г. Таганрог 1971 255 545 950 газ мазут газ газ, мазут


ТГМП-114 ТКЗ г. Таганрог 1972 255 545 950 газ мазут газ газ, мазут

КП 05 ТГМП-314 ТКЗ г. Таганрог 1972 255 545 1000 газ мазут газ газ, мазут




2012

196

ПРИ

ЛО

ЖЕН

ИЯ

КотелТип



Год ввода



Топливо


тем-ра, °С

основ-ное

резерв-ное


ки)

проект

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11



КП 01 ТПП-804 ТКЗ г. Таганрог 1986 255 545 2650 газ газ газ уголь




КП 01 ПК-14 ЗиО г. Подольск 1956 103 510 230 уголь газ, мазут газ уголь





КП 06 ПК-14-Р ЗиО г. Подольск 1956 103 510 230 уголь газ, мазут газ уголь








КПБ 14 ПК-33-83СП ЗиО г. Подольск 1961 141 545 495 уголь газ, мазут газ уголь

КПБ 15 ПК-33-83СП ЗиО г. Подольск 1962 141 545 495 уголь газ, мазут газ уголь

КПБ 16А ПК-47 ЗиО г. Подольск 1964 141 545 320 газ мазут газ газ

КПБ 17А ПК-47-1 ЗиО г. Подольск 1964 141 545 320 газ мазут газ газ

КПБ 18А ПК-47-1 ЗиО г. Подольск 1964 141 545 320 газ мазут газ газ

КПБ 16Б ПК-47 ЗиО г. Подольск 1964 141 545 320 газ мазут газ газ

КПБ 17Б ПК-47-1 ЗиО г. Подольск 1964 141 545 320 газ мазут газ газ

КПБ 18Б ПК-47-1 ЗиО г. Подольск 1964 141 545 320 газ мазут газ газ


2012

197П

РИЛ

ОЖ

ЕНИ

Я

КотелТип



Год ввода



Топливо


тем-ра, °С

основ-ное

резерв-ное


ки)

проект

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11



П-50

Подольский машиностроит.

завод им. Орджоникидзе

1967 255 545 950 уголь газ газ уголь


П-50





П-50Р







КП 07А БКЗ-320-140ГМ

Барнаульский котельный завод 1983 140 545 320 газ мазут газ мазут

КП 07Б БКЗ-320-140ГМ

Барнаульский котельный завод 1987 140 545 320 газ мазут газ мазут


КП 01 БКЗ-75-39 ГМА

Барнаульский котельный завод 1990 39 440 75 газ газ газ газ, ма-

зут

КП 02 БКЗ-75-39 ГМА

Барнаульский котельный завод 1992 39 440 75 газ – – –

КУ 01E-229/50.2-7.85/0.59-507/227

ТКЗ г. Таганрог 2012 84,66 507 229 – – – –

КУ 02E-229/50.2-7.85/0.59-507/227

ТКЗ г. Таганрог 2012 84,66 507 229 –


КУ 11 П-96 ЗиО г. Подольск 2005 77,5 510 277 – – – –

КУ 12 П-96 ЗиО г. Подольск 2005 77,5 510 277 – – – –

КУ 21 ПК-63 ЗиО г. Подольск 2010 77,5 510 277 – – – –

КУ 22 ПК-63 ЗиО г. Подольск 2010 77,5 510 277 – – – –


КУ 11 П-90 ЗиО г. Подольск 2000 80 515 298 – – – –





КУ 21Е-148/35-6.7/0.6-493/229

ЗиО г. Подольск 2012 67,90 534 148 – – – –

КУ 22Е-148/35-6.7/0.6-493/229

ЗиО г. Подольск 2012 67,90 534 148 – – – –


КУ–1 П-103 ЗиО г. Подольск 2004 55 485 47,7 – – – –

КУ–2 П-103 ЗиО г. Подольск 2004 55 485 47,7 – – – –


2012

198

ПРИ

ЛО

ЖЕН

ИЯ

КотелТип



Год ввода



Топливо


тем-ра, °С

основ-ное

резерв-ное


ки)

проект

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

КУ–31 ПК-58 ЗиО г. Подольск 2009 54 485 49 – – – –

КУ–32 ПК-58 ЗиО г. Подольск 2009 54 485 49 – – – –

Котлы водогрейные (по каждой электростанции)

Котел Тип (марка) котла


Год ввода

Параметры теплоносителя Производи-

тельность Гкал/час

Топливо

давле-ние, кгс/

см2

тем-ра, °С основное резервное проект


КВГ 01 ПТВМ-30МДорогобужский

котельный завод

2011 25 150 35 мазут мазут мазут








КВГ 01 КВГМ-100Барнаульский


1980 22 150 100 газ мазут мазут, газ

КВГ 02 КВГМ-100Белгородский


1982 22 150 100 газ мазут мазут, газ


КВГ 01 КВГМ-100Дорогобужский


1991 25 150 100 газ газ газ, мазут



1991 25 150 100 газ газ газ, мазут








КВГ 01 ДЕ-10-1,4ГМ-2

Бийский котельный

завод2000 13,0 194 5,7 газ мазут мазут

КВГ 02 Е-50-1,4 225ГМ

Белгородский котельный


КВГ 03 Е-50-1,4 225ГМ

Белгородский котельный



2012

199П

РИЛ

ОЖ

ЕНИ

Я

Генераторы (по каждой электростанции)

Станцион-ный № Тип (марка) Завод-изготови-

тельГод вво-

даНапр.,

кВ

Мощ-ность, МВт

Тип системы возбуждения

основная резервная

1 2 3 4 5 6 7 8


Г-01 ТГВ-200М Электротяжмаш, г. Харьков 1976 15.75 200.00 ВТС 460X2/2

3200/96+24 У4 ВТ 174-7К

Г-02 ТГВ-200-2МУЗ Электротяжмаш, г. Харьков 1977 15.75 220.00 СТС-550-2250-2,5

УХЛ-4 ВТ 174-7К

Г-03 ТУВ-200М Электротяжмаш, г. Харьков 1978 15.75 200.00 ВТС 460X2/2

3200/96+24 У4 ВТ 174-7К

Г-04 ТГВ-200-2МУЗ Электротяжмаш, г. Харьков 1979 15.75 220.00 Реконструкция ВТ 174-7К

Г-05 ТГВ-200-2МУЗ Электротяжмаш, г. Харьков 1988 15.75 220.00 СТС 495х2/ 3660/144


Г-06 ТГВ-200-2МУЗ Электротяжмаш, г. Харьков 1992 15.75 220.00 СТС-550-2250-2,5



Г-01 ТВВ-320-2 Электросила,г. С.-Петербург 1969 20.00 320.00 ВГТ-4500-500 ГПС-3000-

500

Г-02 ТВВ-350-2УЗ Электросила, г. С.-Петербург 1969 20.00 350.00 ВГТ-4500-500 ГПС-3000-

500

Г-03 ТВВ-320-2 Электросила, г. С.-Петербург 1970 20.00 320.00 ВГТ-4500-500 ГПС-3000-

500

Г-04 ТВВ-350-2УЗ Электросила, г. С.-Петербург 1970 20.00 350.00 СБД-500-3200-

2УХЛ4 -

Г-05 ТВВ-320-2УЗ Электросила, г. С.-Петербург 1971 20.00 320.00 ВГТ-4500-500 ГПС-3000-

500


500


500


500

Г-09 ТВВ-1200-2УЗ Электросила, г. С.-Петербург 1980 24.00 1 200.00 СБД-500-3200-

2УХЛ4 -


Г-01 ТГВ-200 МХарьковский элек-тромеханический

завод1979 15.75 210.00 ВТС-460*2/2-3200/

(96+24)

АС 32-17-61-6У3,

ВТ 174-74


завод1980 15.75 210.00 ВТС-460*2/2-3200/

(96+24)

АС 32-17-61-6У3,

ВТ 174-74


завод1984 15.75 210.00 ВТС-460*2/2-3200/

(96+24)

АС 32-17-61-6У3,

ВТ 174-74

Г-04 ТГВ-200 2МХарьковский элек-тромеханический

завод1987 15.75 215.00 СТС-460*2/2-

3200/48

АС 32-17-61-6У3,

ВТ 174-74

Г-05 ТГВ-200 2МХарьковский элек-тромеханический

завод1991 15.75 215.00 СТС-550-2250-2,5

УХЛ4

АС 32-17-61-6У3,

ВТ 174-74


Г-01 ТГВ-200-2МУЗ Электротяжмаш, г. Харьков 1995 15.75 220.00 СТСТМП2-500-2220-

2,5УХЛ4 СТСР

Г-02 ТГВ-200-2МУЗ Электротяжмаш, г. Харьков 2001 15.75 220.00

СТСТМП2-500-2220-2,5УХЛ4 ООО «СКБ

ЭЦМ»СТСР


2012

200

ПРИ

ЛО

ЖЕН

ИЯ



даНапр.,

кВ




1 2 3 4 5 6 7 8

Г-03 ТЗФП-220-2УЗ Электросила, г. С.-Петербург 2012 15.75 225.00

СТС-2П-270-3200-2,5;

AVR-2M-


Г-01 ТВ2-150-2 Электросила, г. С.-Петербург 1962 18.00 150.00 ВТ-300-3000 ГП-300-1000



Г-05 ТВВ-320-2У3 Электросила, г. С.-Петербург 1981 20.00 300.00 ВГТ-4500-500 ГПС-3000-

750


750


750


Г-02 ТВ-50-2 Электросила, г. С.-Петербург 1952 10.50 50.00 ВТ-170-3000 ГП-300-1000



Г-05 ТВ-2-100-2 Электросила, г. С.-Петербург 1953 13.80 100.00 ВТ-300-3000 ГП-300-1000




Г-09 ТВ2-200-2 Электросила, г. С.-Петербург 1961 11.00 200.00 ВГТ-2500-500 ГП-300-1000

Г-10 ТВ2-200-2 Электросила, г. С.-Петербург 1961 11.00 200.00 ВГТ-2500-500 ГП-300-1000


Г-1 ТВВ-320-2 Электросила, г. С.-Петербург 1981 20.00 300.00 ЭПА-325В ГПС-3000-

750


750


750

Г-4 ТВВ-320-2 Электросила,г. С.-Петербург 1972 20.00 300.00 ЭПА-325В ГПС-3000-

750


750


750

Г-7 ТВВ-320-2 Электросила, г. С.-Петербург 1978 20.00 300.00 КОСУР-50-1-00 ГПС-3000-

750


750


Г-01 ТЗВ-800-2У3 Электросила, г. С.-Петербург 1986 24.00 800.00 СТН-480-5500-2

УХЛ4ГПС-5200-

375-У3


2012

201П

РИЛ

ОЖ

ЕНИ

Я



даНапр.,

кВ




1 2 3 4 5 6 7 8

Г-02 ТЗВ-800-2У3 Электросила, г. С.-Петербург 1987 24.00 800.00 СТН-480-5500-2

УХЛ4ГПС-5200-

375-У3

Г-03 ТЗВ-800-2У3 Электросила, г. С.-Петербург 1990 24.00 800.00 СТН-1В-470-5650-2

УХЛ4ГПС-5200-

375-У3


Г-01 ТВВ-350-2УЗ Электросила, г. С.-Петербург 1995 20.00 350.00 СНД-310-3000-УХЛ4

ДАЗ-1818-8, ВТМ-1400-

750

Г-02 ТВВ-350-2УЗ Электросила, г. С.-Петербург 1994 20.00 350.00 СНД-310-3000-УХЛ4

ДАЗ-1818-8, ВТМ-1400-

750

Г-03 ТЗФСУ-320-2УЗ Электросила, г. С.-Петербург 2009 20.00 320.00 СТСН-Р- 2П-340/34-

3600/2600-2,5 УХЛ4

Г-04 ТВМ-300Сибэлектротяж-

маш, г. Новосибирск

1974 20.00 300.00 ВТС-2гр-282-4420-УХЛ4

ДАЗ-1818-8, ВТМ-1400-

750



1975 20.00 300.00 ВТС-2гр-282-4420-УХЛ4

ДАЗ-1818-8, ВТМ-1400-

750



1975 20.00 300.00 ВТС-2гр-282-4420-УХЛ4

ДАЗ-1818-8, ВТМ-1400-

750

Г-07 ТВФ-120-2УЗСибэлектротяж-


1983 10.50 100.00 СНД-310-1900-2УХЛ4

ДАЗ-1818-8, ВТМ-1400-

750


Г-01 ТВ2-100-2 Электросила,г. С.-Петербург 1956 13.80 105.00 ВТ-300-3000 ГП-300-1000

Г-02 ТВ2-100-2 Электросила,г. С.-Петербург 1956 13.80 105.00 СТС-370-800-2,5

УХЛ4 ГП-300-1000





Г-07 ТГВ-200 Электротяжмаш, г. Харьков 1961 15.75 150.00 СТС-550-2250-2,5-

УХЛ4 ВТ 99/47-7


УХЛ4 ВТ 99/47-7

Г-09 ТГВ-200-2У3 Электротяжмаш, г. Харьков 2007 15.75 200.00 СТС-550-2250-2,5-

УХЛ4 ВТ 99/47-7


УХЛ4 ВТ 99/47-7

Г-11 ТГВ-200 Электротяжмаш, г. Харьков 1964 15.75 200.00 ВТС460x2/2-

3200/96+24 ВТ 99/47-7


Г-1 Т-12-2УЗ Привод АО, г. Лысьва 1992 6.30 12.00 БВУГ-21У3 -

Г-2 Т-12-2УЗ Привод АО, г. Лысьва 1990 6.30 12.00 БВУГ-21У3 -

1Г-1ГТ SGen 5А-100-2Р Siemens 2012 15.75 160.00 660/1650R; Semipol; Converteam GmbH -

1Г-2ГТ SGen 5А-100-2Р Siemens 2012 15.75 160.00 660/1650R; Semipol; Converteam GmbH -


2012

202

ПРИ

ЛО

ЖЕН

ИЯ



даНапр.,

кВ




1 2 3 4 5 6 7 8

1Г-ПТ ТЗФП-160-2МУЗ

Электросила, г. С.-Петербург 2012 15.75 160.00 660/1650R; Semipol;

Converteam GmbH -


ГП-2 ТТК-110-2УЗ-П Привод, АО, г. Лысьва 2012 10.50 110.00 KBcгOC-BE-250-2100-D22-4 УХЛ4

Г-3 ТТК-110-2УЗ-Г Привод, АО, г. Лысьва 2012 10.50 110.00 KBcгOC-BE-250-2100-D22-4 УХЛ4

Г-4 ТТК-110-2УЗ-Г Привод, АО, г. Лысьва 2012 10.50 110.00 KBcгOC-BE-250-2100-D22-4 УХЛ4


Г-10 Т3ФП-160-2МУ3 Электросила, г. С.-Петербург 2005 15.75 160.00 СТС-2П-270-1900-2,5 УХЛ4

Г-11 Т3ФГ-160-2МУ3 Электросила, г. С.-Петербург 2005 15.75 160.00 СТСН-2П-270-1900-2,5 УХЛ4


Г-20 Т3ФП-160-2МУ3 Электросила, г. С.-Петербург 2010 15.75 160.00 СТС-2П-270-1900-2,5 УХЛ4




Г-1 ТЗФГ-160-2МУЗ

Электросила, г. С.-Петербург 2002 15.75 160.00

СТС-2Е-270-1900-2,5

УХЛ4-

Г-2 ТФГ-160-2УЗ Электросила, г. С.-Петербург 2000 15.75 160.00 ERR550/2900 -

Г-3 ТФП-160-2УЗ Электросила, г. С.-Петербург 2000 15.75 160.00 ERR550/2900 -

Г-4 ТЗФП-160-2МУЗ

Электросила, г. С.-Петербург 2006 15.75 160.00

СТС-2П-270-1900-2,5

УХЛ4-


Электросила, г. С.-Петербург 2006 15.75 160.00 ERR550/2900 -


Электросила, г. С.-Петербург 2006 15.75 160.00 ERR550/2900 -


01ГТУ-1 AMS 1120LK 98.35

ABB Motors AB, Швеция 2004 11.00 26.20

FMVCGLA600DAVR160

02ПТУ-1 ТАП-12-2 КУЗ 98.2

Электросила, г. С.-Петербург 2004 10.50 12.00 СБД-120-320-2УХЛ4

03ГТУ-2 AMS 1120LK 98.35

ABB Motors AB, Швеция 2004 11.00 26.20

FMVC GLA600DAVR160

04ПТУ-2 ТАП-12-2 КУЗ 98.2

Электросила, г. С.-Петербург 2004 10.50 12.00 СБД-120-320-2УХЛ4

05ГТУ-3 AMS 1120A LK ABB Motors AB, Швеция 2009 11.00 26.20

FMVC GLA600D

UNITROL 1000-7

06ГТУ-4 AMS 1120A LK ABB Motors AB, Швеция 2009 11.00 26.20

FMVC GLA600D

UNITROL 1000-7

07ГТУ-5

CONVERTEAM Ltd., 4-х полюс-ный синхрон-

ный

CONVERTEAM Ltd, Великобритания 2009 10.50 25.00

FMVC MAJ39M

DIGUREG


2012

203П

РИЛ

ОЖ

ЕНИ

Я

КОНТАКТНАЯ ИНФОРМАЦИЯ

РЕКВИЗИТЫ ОБЩЕСТВАЮридический адрес: 119435, г. Москва,

ул. Б. Пироговская, д. 27, стр. 1

Почтовый адрес: 119435, г. Москва,

ул. Б. Пироговская, д. 27, стр. 1

Тел. +7 (495) 664–76–80

Факс +7 (495) 664–76–84

ИНН 7704784450

КПП 770401001/997450001

(для счетов-фактур),

ОГРН 1117746460358

Банковские реквизиты:

Р/с № 40702810492000004152

к/с 30101810200000000823 в ГПБ (ОАО)

КОНТАКТНЫЕ ЛИЦА ДЛЯ АКЦИОНЕРОВ Управление корпоративных процедур


рацией»:

Начальник Управления —

Давыдов Михаил Михайлович

Тел:. +7 (495) 664–76–80 (доб. 2906)

e-mail: [email protected]

КОНТАКТНЫЕ ЛИЦА ДЛЯ СМИУправление информационной политики


рацией»:

Начальник Управления —

Ермакова Октябрина Михайловна

Тел:. +7 (495) 967–05–27 (доб. 2839)

e-mail: [email protected]

АУДИТОР ОБЩЕСТВААудитором Общества является Общество

с ограниченной ответственностью

«Эрнст энд Янг»

Адрес: 115035, г. Москва,

Садовническая набережная, д. 77, стр. 1

Контактный телефон аудитора:

(495) 705–97–00

Сведения о лицензии, выданной аудитору:

№ 002138 от 30.09.2002, выдана Министер-

ством финансов Российской Федерации.

РЕГИСТРАТОР ОБЩЕСТВАРегистратором ОАО «ИНТЕР РАО – Элек-трогенерация» в соответствии с заключённым договором является ОАО «Регистратор Р.О.С.Т.»

Адрес места нахождения:107996, г. Москва, ул. Стромынка, д. 18, стр. 13

Почтовый адрес: 107996, г. Москва, ул. Стромынка, д. 18, а/я 9

Контактные телефоны регистратора: (495) 771–73–35, 8–800–700–04–88

ÃÎÄÎÂÎÉ ÎÒ×¨Ò 2012 Â ÅÄÈÍÎÌ ÐÈÒÌÅ · Оплата труда 161 ......

Documents