Обращение к акционерам председателя Совета директоров и генерального директора Общества (стр. 4 )

Тот факт, что имущество Общества сформировано в большей части за счет собственного капитала, говорит о наличии возможности погашения обязательств перед кредиторами.

Для полной характеристики финансового состояния Общества и тенденции его изменения рассмотрим анализ финансовых показателей.

За период с 2003 по 2005 годы коэффициент независимости, отражающий независимость станции от заёмных средств, возрос с 0,51 до 0,67 – на 01.01.2006 года (норматив – 0,5). Соответственно улучшилось соотношение собственных и заёмных средств Общества. Доля собственных оборотных средств в валюте баланса не значительно изменилась.

Коэффициент обеспеченности собственными средствами составляет 0,28 что меньше нормального значения (0,6-0,8).

Показатели ликвидности станции находились на одном уровне, коэффициент абсолютной ликвидности на 01.01.2006 года составил 0,01 (при нормативе 0,1¸0,2).

Промежуточный коэффициент покрытия, характеризующий возможность Общества рассчитаться с долгами за счёт денежных средств и дебиторской задолженности, выше рекомендованного и составляет 1,37 (норматив 0,7-0,8). Общий коэффициент покрытия краткосрочных обязательств (коэффициент текущей ликвидности) за прошедшие 3 года уменьшился и достиг уровня 1,62 на 01.01.2006 года, что соответствует нормативному значению (1,5 – 3,0).

Показатели рентабельности в течение годов находились на достаточно высоком уровне, в связи с увеличением тарифов на электрическую и тепловую энергии, увеличением операционных и внереализационных доходов.

Показатели деловой активности, в целом находясь на довольно низком уровне, за прошедший год заметно улучшились, главным достижением, несомненно, является рост оборачиваемости дебиторской задолженности (в 1,57 раза)и уменьшение длительности оборота со 183 дней в 2003 году до 87 дней в 2005 году. Улучшилась оборачиваемость собственных средств и составила 2,12 в 2005 году, что выше 2004 года на 0,44. Отношение выручки от реализации к собственному капиталу и оборачиваемость всего капитала значительно увеличились (в 2 раза).

7.3  Информация об аудиторе. Размер вознаграждения, выплачиваемого аудитору

Решением годового Общего собрания акционеров Открытого акционерного общества «Невинномысская ГРЭС» протокол от 01.01.2001 года, аудитором Общества утверждено Общество с ограниченной ответственностью говая группа «Новгородаудит» г. Великий Новгород. Лицензия на право осуществления аудиторской деятельности № 000 от 01.01.2001 года выдана Минфином России, срок действия лицензии 5 лет. Договор № 5/31/5 от 01.01.2001 г. на проведение аудиторской проверки финансово-хозяйственной деятельности заключён 27.06.2005г. Стоимость аудиторских услуг по договору составляет -472 тыс. руб. , в т. ч. НДС.

Согласно аудиторскому заключению финансовая и бухгалтерская отчётность Общества достоверно отражает во всех существенных отношениях финансовое положение Общества на 31.12.2005 года и результаты финансово-хозяйственной деятельности за период с 01.01.2005 года по 31.12.2005 года включительно.

7.4  Бухгалтерский баланс Общества за 2005 год

тыс. руб.

	01.01.2006	01.01.2005
Активы	3	3
Нематериальные активы	0	0
Основные средства по остаточной стоимости	1	1
Незавершенное строительство
Долгосрочные финансовые вложения	68 659	34 808
Отложенные налоговые активы	20 591	9 887
Запасы
Налог на добавленную стоимость по приобретенным ценностям	46 837	92 547
Дебиторская задолженность	1	1
Краткосрочные финансовые вложения	0
Денежные средства	10 098	34280
Пассивы	3	3
Уставный капитал
Добавочный капитал
Резервный капитал	23 788	23 788
Фонды социальной сферы	0	0
Нераспределенная прибыль прошлых лет и отчетного года	1
Долгосрочные заемные средства
Отложенные налоговые обязательства	41 685	20 603
Долгосрочная кредиторская задолженность
Краткосрочные заемные средства
Кредиторская задолженность
Расчеты по дивидендам	0
Доходы будущих периодов		23 690
Фонды потребления	0	0
Резервы предстоящих расходов и платежей	19 941	27 442
Прочие пассивы	0	0

Отчёт о прибылях и убытках Общества за 2005 год

тыс. руб.

	2005	2004
Выручка (нетто) от продажи продукции (работ, услуг) (за минусом налога на добавленную стоимость и аналогичных обязательных платежей)	4	3
Себестоимость проданных товаров, продукции, работ, услуг	4	2
Прибыль от продаж
Проценты к получению	2	24
Проценты к уплате	63 156	78 354
Доходы от участия в других организациях	3 090	1 062
Прочие операционные доходы	237 488
Прочие операционные расходы
Прибыль от финансово-хозяйственной деятельности
Внереализационные доходы
Внереализационные расходы	91 791	64 560
Прибыль отчетного периода до налогообложения
Налог на прибыль и иные аналогичные обязательные платежи	-
Прибыль (убыток) от обычной деятельности
Чрезвычайные доходы		0
Чрезвычайные расходы		0
Чистая прибыль (нераспределенная прибыль (убыток) отчетного периода

Раздел 8.  Финансово-экономические показатели

Информация об основных финансово-экономических показателях представлена в таблице:

Наименование показателя	За 2005 год	Прогноз на 2006 год
Выручка от реализации продукции (услуг), млн. руб.	4 696	1 347
Себестоимость продукции (услуг), млн. руб.	4 370	1 256
Валовая прибыль, всего млн. руб.	326	91
Чистая прибыль, млн. руб.	325	- 697
Рентабельность производства, %	7,5	7,2
EBITDA (млн. руб.)	437	121

Прогноз на 2006 г. приведен только для 1 квартала в связи с планируемым присоединением с 01.04.2006 г. к -5» и обретением Обществом статуса филиала. Возникновение убытков связано с запланированным списанием неликвидной дебиторской задолженности.

Начисленные в соответствии с решением Общего собрания акционеров (протокол от 01.01.2001 года № 000пр/3) дивиденды по обыкновенным акциям Общества по результатам девяти месяцев 2004 года выплачены своевременно и в полном объёме. По итогам 2004 года величина дивидендов не изменилась.

Дивидендная история Общества представлена в таблице:

Наименование показателя	ГОСА 2003	ГОСА 2004	ГОСА 2004
Нераспределенная прибыль (тыс. руб.)	32 735	100 205
Резервный фонд (тыс. руб.)	-	-	-
Фонд накопления (тыс. руб.)	-	47 818
Дивиденды (тыс. руб.)	32 735	52 387
Прочие цели	-	-	-

Принятое на ГОСА решение о выплате дивидендов, руб. на акцию:

	2003	2004	2005
Число обыкновенных акций акционеров, зарегистрированных на собрании, штук	43	43	43
Размер дивидендов в рублях на обыкновенную акцию	0,7496	1,1996	3,692

Раздел 9.  Инвестиционная деятельность

9.1  Инвестиции, направляемые на реконструкцию и техническое перевооружение

Основной целью инвестиционной политики ГРЭС» является эффективное вложение средств во вновь начинаемые и реконструируемые объекты, повышение технико-экономических характеристик ГРЭС для функционирования в условиях конкурентного рынка электроэнергии.

Основное оборудование , введенное в эксплуатациюлет назад, отработало свой парковый ресурс или приближается к этому состоянию. Износ основных фондов на 01.01.06 г. составил 69,84 %, из них машины и оборудования - 75,30 %.

За последние три года в наметилась тенденция роста объемов капиталовложений на внедрение передовой техники и технологии, модернизацию и замену устаревшего и физически изношенного оборудования.

В 2005 году на инвестиционную программу направлено капитальных вложений в объеме 263 млн. руб., из них: 27% инвестиционных средств - на реконструкцию производственных объектов Общества, 73% - на техническое перевооружение основного и вспомогательного оборудования Невинномысской ГРЭС.

Освоение КВЛ тыс. руб.	2003	2004	2005
План КВЛ	283153	315674	249568
Фактическое освоение КВЛ	205827	353239	263093

В 2005 году план капитальных вложений выполнен на 105 % – факт – 263093 тыс. руб., план - 249568 тыс. руб., в том числе по объектам:

Наименование объекта	План 2005г.	Факт 2005г.	% выполнения	Год ввода
Реконструкция ПГУ-170 с заменой компрессора ГТ-35-770	40609	75881	187	2006
Замена ТА ст. №3	71711	71591	100	2005
Внедрение ИРС ПГУ-170	15042	15098	100	2005
Реконструкция турбины Р-50-130 с организацией нерегулируемого отбора пара 33 ата	8305	8783	106	2005
Система отбора и передачи информации	12712	6678	53	2006
Реконструкция АСКУЭ	2815	2932	100	2005
Корпоративная сеть	2801	2690	96	2005
Замена эстакады подкрановых путей	12000	6182	52	2006
Реконструкция электролизерной установки с заменой электролизеров СЭУ-8 на СЭУ 10	14000	7473	53	2006
Монтаж коммерческого узла учета технической воды	5586	5589	100	2005
Комплекс инженерно-технических средств охраны	20221	33485	100
Замена выключателей на вакуумные ВБЦ-35	3904	3703	100	2005
Реконструкция пожарной сигнализации	356	367	100	2005
Внедрение СОРМ	800	0	0	0
Реконструкция и ТП централизованной системы противоаварийной автоматики основной сети ОЭС СК	2261	0	0	0
АСУ ТП эн. бл № 9	1500	1500	100	2006
Оборудование, не входящее в сметы строек	14407	13147	79	2005
ПИР будущих лет	20538	7993	51	2006
ВСЕГО	249568	263093	105

При осуществлении инвестиционной политики, реализация которой находит отражение в ежегодных инвестиционных программах, АО «Невинномысская ГРЭС» выполняются мероприятия по:

поддержанию в эксплуатации оборудования, необходимого для надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей; проведению мероприятий по снижению производственных издержек, в т. ч. - за счет повышения эффективности работы оборудования; модернизации основных фондов; введению новых мощностей в случае необходимости покрытия дефицита нагрузок или необходимости создания резерва мощности.

В 2005 году были выполнены следующие мероприятия:

1.  Реконструкция ПГУ-170 с заменой турбокомпрессора газовой турбины ГТ-25/710

Замена турбокомпрессора газовой турбины ГТ-25/710 вызвана необходимостью комплексной замены в связи с превышением паркового ресурса в два раза. В отчетном году турбокомпрессор был изготовлен, произведена его доставка и передача в монтаж. Замена будет осуществлена в плановый средний ремонт ПГУ-170 в мае 2006 года.

Эффект от инвестиции в данный объект, помимо ожидаемого увеличения КПД компрессора на 3% и увеличения КПД всей ГТУ на 1,2%, будет получен за счет сохранения в эксплуатации основного оборудования ПГУ-170 с используемой рабочей мощностью.

Проектная стоимость - 79239 тыс. руб., освоено в 2005 г – 75881 тыс. руб. или 187% от плана (40609 тыс. руб.). Ввод в эксплуатацию – май 2006г.

2.  Замена турбоагрегата ст. №3

В апреле 2005 года Общество реализовало крупный инвестиционный проект «Замена турбоагрегата ст.№ 3» с завершением комплексных испытаний и пуском турбины на проектную мощность (строительства начато в 2004 году). Основная цель проекта – экономически эффективное проведение первого этапа расширения и реконструкции неблочной части Невинномысской ГРЭС – замены выработавшего свой ресурс турбоагрегата ст.№ 3 типа ПТ-60-90/10 на новый турбогенератор типа ПТ-80/100-130/13-21 большей мощности..

Замена турбоагрегата ст.№ 3 для ГРЭС» в целом позволила:

1.  поднять установленную электрическую мощность станции на 20 МВт;

2.  обеспечить надежное снабжение потребителей тепловой энергией;

3.  получить возможность экономичного покрытия прогнозируемого роста тепловых нагрузок жилищно-коммунального сектора г. Невинномысска;

4.  снизить общую себестоимость производства электроэнергии на 2,5…3,0 % и поднять, соответственно, рентабельность продаж электроэнергии;

5.  повысить конкурентоспособность ГРЭС на рынке электроэнергии и мощности.

Объект введен в эксплуатацию в апреле 2006 года. Ввод основных фондов - 458 млн. руб.

3.  Внедрение ИРС ПГУ-170

Информационно-регулирующая система (ИРС) ПГУ-170 Невинномысской ГРЭС создана с целью модернизации системы контроля и управления (СКУ) ПГУ-170 путем замены отдельных подсистем СКУ на основании требований РД 34.35.134-96 "Технические требования к модернизации систем контроля и управления технологическим оборудованием". Эффект от внедрения ИРС ПГУ-170 связан с повышением надежности работы основного и вспомогательного оборудования ПГУ-170 и сокращением расхода топлива.

Договорная цена проекта «под ключ» -15042 т. р. Объект введен в эксплуатацию.

4.  Реконструкция турбины Р-50-130 с организацией нерегулируемого отбора пара 33 ата

Эффект от реализации проекта состоит в дополнительной теплофикационной выработке электроэнергии и экономии топлива.

Дополнительная теплофикационная выработка электроэнергии составляет – 13,656 млн. кВт. ч., дополнительный отпуск с шин составляет - 13,246 млн. кВт. ч., экономия топлива за счет выработки электроэнергии более экономичным оборудованием составляет 2318 тут.

Договорная цена проекта «под ключ» - 8783 тыс. руб. Объект введен в эксплуатацию в декабре 2005г.

5.  Система отбора и передачи информации

ГРЭС» осуществляет реализацию электроэнергии в секторе свободной торговли оптового рынка электроэнергии ( ОРЭ) с декабря 2003г. Создание системы, удовлетворяющей требованиям ОРЭ, обеспечит диспетчеров оперативной информацией в режиме реального времени и обеспечит документирование всех событий происходящих в системе, в том числе - кратковременных перерывов в электроснабжении. Эффект от внедрения - сокращение коммерческих потерь за счет более точного учета; контроль выработки электроэнергии и мощности на электростанции в оперативном режиме.

В 2005 году в результате торгов определен исполнитель проекта: инкорпорейтед» (г. Москва) .

Договорная цена проекта «под ключ» -18642 тыс. руб. Годовой объем капиталовложений выполнен на 53 %. План - 12712 тыс. руб. Факт освоения – 6678 тыс. руб. Основная причина не выполнения – поздние сроки проведения конкурсных торгов. Ввод в эксплуатацию – 2006г.

6.  АИИС КУЭ

Цель реализации мероприятия – снижение коммерческих потерь за счет более точного учета отпуска электроэнергии, оперативность и учет работы оборудования, обеспечение контроля выработки электроэнергии и мощности на электростанции в оперативном режиме.

Договорная цена проекта «под ключ» -2932 тыс. руб. Объект введен в эксплуатацию.

7.  Корпоративная сеть

Цель проекта - создание полнофункциональной локальной сети масштаба предприятия, необходимой для повышения фондоотдачи и дальнейшего развития информационных технологий на ГРЭС».

Внедрение данного проекта позволит увеличить эффективность функционирования производственного оборудования и персонала, подготовить сетевую инфраструктуру для последующего внедрения системы управления основными фондами.

Договорная цена проекта «под ключ» -2690 тыс. руб. Объект введен в эксплуатацию в декабре 2006 года.

8.  Замена эстакады подкрановых путей

По результатам проведенного обследования общее состояние конструкций эстакады подкрановых путей козлового крана оценивается как неудовлетворительное, местами аварийное. Эксплуатация 2-х кранов возможна только при замене существующих конструкций эстакады.

Цель проекта обеспечить надежность строительных конструкций.

В 2005 году планировалось завершить полностью реконструкцию подкрановых путей, однако из-за невыполнения подрядчиком договорных обязательств договор на выполнение работ был расторгнут. Работы по реконструкции будут завершены в 2006году ОГК-5».

Освоено в 2005 году – 6182 тыс. руб. или 52% от плана (12000 т. р.).

9.  Реконструкция электролизерной установки с заменой электролизеров

Цель реализации проекта - повысить надежность работы оборудования и устранение замечаний по акту предписаний МЧС России Государственного пожарного надзора.

В ходе выполнения мероприятий необходимо заменить морально устаревшее оборудование и выполнить весь комплекс строительно-монтажных работ в соответствии с требованиями предписания.

В 2005 году планировалось освоить 14000 тыс.. руб. фактически освоено – 7473 тыс. руб. или 53%. Основная причина невыполнения – недопоставка оборудования. Щит автоматики будет поставлен в 1квартале 2006 года при плановых сроках поставки - 4 квартал 2005 года.

В 2005 году закуплен один электролизер. Выплачен аванс на изготовление щита автоматики электролизера. Ввод объекта в эксплуатацию - 2006 год.

10.  Монтаж коммерческого узла учета свежей технической воды

Реализация проекта позволила оптимизировать расход воды и вести достоверный учет за водопользованием со снижением платы за объем забранной воды на 5%.

Договорная цена проекта «под ключ» - 5589 тыс. руб. Объект введен в эксплуатацию.

11.  Комплекс инженерно-технических средств охраны

Цель проекта - создание комплексных мер безопасности с целью защиты территории электростанции, в том числе - зданий, помещений, организация мероприятий по защите информационных ресурсов и обеспечению информационной безопасности.

В 2005 году выполнены строительные работы по инженерным сооружениям территории станции (3-й пусковой комплекс – 20221 тыс. руб.). Кроме того, выполнено 89% работ по 4-ому пусковому комплексу: это создание телевизионной системы охраны и наблюдения на территории станции.

Ввод основных фондов составил 21168 тыс. руб. Освоение капиталовложений в 2005 году - 33485 тыс. руб. или 165% плана ( 20221 т. р.)

12.  Замена выключателей на вакуумные ВБЦ-35

Цель проекта – выполнение предписания Госэнергонадзора с обеспечением требуемых величин тока отключения короткого замыкания до 40 кА, уменьшение числа отказов в работе оборудования и потерь отпуска электроэнергии. В 2004 году была произведена замена 3 выключателей, в 2005 году заменено 4 выключателя. В г. г. планируется произвести замену остальных 11 выключателей.

В 2005 году произведена замена 4 выключателей, ввод основных фондов – 3703 тыс. руб.

13.  АСУ ТП энергоблока ст. №9

Цель создания системы – обеспечение безаварийной высокоэкономичной работы энергоблока ст. № 9 путем совершенствования процесса сбора, обработки, представления информации и выдачи управляющих воздействий с использованием новых концепций контроля и управления состоянием оборудования, базирующихся на применении современных микропроцессорных систем контроля и управления.

Внедрение АСУ ТП помимо повышения комплексной надежности и экономичности энергоблока ст. №9 позволит выполнить требования нормативной документации относительно организации системы регулирования мощности энергоблока для участия в первичном регулировании частоты в ЕЭС России.

В отчетном году выполнены проектные работы и проведены торги на выполнение работы «под ключ». Работы по внедрению АСУ ТП будут проведены в капитальный ремонт энергоблока в мае 2006 года.

Запланированные объемы капиталовложений на 2005 год в сумме 1500 тыс. руб. выполнены в полном объеме. На рассмотрение представлена утверждаемая часть проекта.

14.  Реконструкция системы газоснабжения котлоагрегата ТГМ-94 ст.№9 с заменой горелок

В 2005 году выполнен проект реконструкции и начата поставка оборудования. Реконструкция будет произведена в капитальный ремонт энергоблока ст. №9 и предусматривает замену горелок, реконструкцию газовоздухопроводов, замену газомазутопроводов в пределах котла, замену системы автоматики котла. При этом эксплуатационным преимуществом котла помимо сокращения количества горелок и электроприводного оборудования будет увеличение КПД брутто котла на 1,1%, приведение системы топливоснабжения в соответствии с НТД, улучшение компоновочных решений, а также сокращением выбросов окислов азота в 2,5 раза.

Запланированные объемы капиталовложений на 2005 год в сумме 4863 тыс. руб. выполнены в полном объеме. На рассмотрение представлен рабочий проект реконструкции котла ТГМ –94 ст. №9.

Кроме того, в 2005 году согласно инвестиционной программе завершены проектные работы:

разработка РП реконструкции щита постоянного тока ГЩУ с выносом автоматов аварийного освещения в щитовой блок. Стоимость ПИР – 795 тыс. руб. Год реализации проекта –2007. разработка проекта реконструкции освещения, остекления и кондиционирования БЩУ 1,2,3. Стоимость ПИР – 493 т. р. Годы реализации проекта - .

В 2005 году в эксплуатацию введено 10 объектов. Ввод основных фондов составил –530091 т. р. или 92 % от плана (576275 т. р).

9.2  Источники финансирования инвестиционных программ (амортизационные отчисления, прибыль).

Увеличение объема капитальных вложений и улучшение финансирования капитальных вложений, концентрация средств на важнейших объектах технического перевооружения и реконструкции станции обеспечит ввод дополнительных мощностей и замену морально устаревшего оборудования.

Основные источники финансирования инвестиционной программы 2005 года:

Собственные средства:

амортизационные отчисления - 94 млн. руб. фонд накопления - 155,3 млн. руб., Фактически в 2005 году было создано и использовано источников на реализацию инвестиционной программы в сумме 263 млн. руб., в том числе: амортизационные отчисления - 108 млн. руб. фонд накопления - 155 млн. руб.

Увеличение амортизационных отчислений произошло в результате увеличения стоимости основных фондов.

В 2004 году на реализацию инвестиционных проектов дополнительно привлекались кредитные ресурсы. (Замена ТГ ст.. № 3)

	По годам в тыс. руб.
Наименование	2003	2004	2005
Создано источников	192876	370367	263063
Использовано	146099	370367	263063

В том числе:

1. Использование амортизационных отчислений

тыс. руб.

	2003 г.	2004 г.	2005 г.
Начислено амортизационных отчислений	75669	82570	107830
Использовано	75669	82570	107830

2. Использование фонда накопления

тыс. руб.

	2003 г.	2004 г.	2005 г.
Начислено	117207	92797	155263
Использовано	86640	92797	155263
В том числе долгосрочные финансовые вложения	16210	17128	0

Амортизационные отчисления в 2005год за счет ввода основных фондов увеличились на 34% против 2004 года.

Фонд накопления в 2005 году сложился из остатка фонда накопления 2004 года и авансового использования прибыли 2005 года.

9.3  Структура капитальных вложений по отраслям

Распределение освоенных капитальных вложений по направлениям приведено на графике 8.3.1.

тыс. руб.

	2003	2004	2005	Всего
Освоение КВЛ	205827	353239	263093	822129
В том числе:
-энергетика	189701	338641	241953	770295
-оборудование, не требующее монтажа	7579	12672	13147	33398
-проектные работы	8547	1926	7993	18466

9.4  Непрофильные финансовые вложения

В 2005году непрофильных финансовых вложений ГРЭС» не производила.

9.5  Привлечение кредитных ресурсов под инвестиционные проекты

В 2005 году для осуществления инвестиционной программы кредитные ресурсы не привлекались

9.6  Инвестиционные планы на ближайшие годы

Одна из основных задач Общества – модернизация существующего оборудования и технологических процессов:

повышение эффективности и надежности оборудования за счет замены выработавшего свой ресурс основного и вспомогательного оборудования; обеспечение лидирующего положения Невинномысской ГРЭС на балансирующем рынке электроэнергии путем создания и развития системы сбора и передачи телемеханической информации в соответствии с требованиями к участникам балансирующего рынка; обеспечение безаварийной высокоэкономичной работы энергоблоков 150 МВт путем совершенствования технологического процесса и внедрения АСУ ТП; реконструкция котлоагрегатов ТГМ-94 энергоблоков 150 МВт с целью приведения системы топливоснабжения в соответствии с НТД и сокращением выбросов окислов азота до нормативной величины; обоснование инвестиций и оценка экономической эффективности и финансовой реализуемости средних и крупных инвестиционных проектов.

Раздел 10. Перспектива технического переоснащения и развития общества

10.1  Внедрение новых технологий производства энергии и динамика развития Общества

Повышение надежности энергетических установок наряду с повышением их экономичности, маневренности и срока службы остается одной из главных задач технического перевооружения электростанции.

В настоящее время ГРЭС» стремится сконцентрировать все усилия на техническом перевооружении и реконструкции действующих мощностей и оборудования, выработавшего свой ресурс в результате физического износа на 70%.

Основными инвестиционными проектами, реализация которых направлена на решение целей и задач инвестиционной политики общества, являются:

№ п/п	Наименование объекта	Предполагаемый срок ввода	Ожидаемый Эффект
1.	Замена турбоагрегата ст. №1	2008	Снижение удельных расходов топлива, увеличение мощности на 5 МВт
2.	ПГУ на неблочной части	2010	Повышение экономичности и надежности оборудования неблочной части
3.	Замена газовой турбины ПГУ-170	2009	Замена выбывающей мощности 25 МВт. Увеличение КПД ГТУ на 0,31%
4.	Замена ЦВСД К ст. №11, 12	2008, 2009	Повышение КПД проточной части
5.	Реконструкция котлоагрегатов ТГМ-94 энергоблоков 150 МВт		Увеличение КПД котла на 1,1% Снижение выбросов окислов азота до нормативных величин
6.	Внедрение АСУ ТП энергоблоков 150 МВт и ПГУ-170		Повышение экономичности и надежности
7.	Система сбора и передачи информации	2006,2007	Участие в торгах на балансирующем рынке и получение дополнительной прибыли

Замена турбоагрегата ПТ-25/30-90/10 ст. №1

В году планируется реализация первого этапа техперевооружения очереди 90 кгс/см2 неблочной части (части ТЭЦ), предусматривающая замену паровой турбины ПТ-25/30-90/10 ст. №1, отработавшей индивидуальный ресурс, на ее современный аналог ПТ-30/ с заменой вспомогательного оборудования. Указанные мероприятия обеспечат замену выбывающей мощности с приростом на 5 МВт и позволят снизить удельные расходы топлива, повысить надежность обеспечения теплом и электроэнергией промышленных потребителей и население города.

Внедрение ПГУ на неблочной части

Второй этап предусматривает строительство в годах парогазовой установки ПГУ-110 в составе:

две газотурбинные установки мощностью 40 МВт; два паровых котла–утилизатора, со сжиганием дополнительного топлива; одна паровая турбина типа ПТ-30/35-90/10. Целями создания ПГУ являются: снижение себестоимости производства электрической и тепловой энергии; повышение надежности снабжения тепловой и электрической энергией промышленных и бытовых потребителей; снижение удельных расходов энергоресурсов; увеличение выработки электроэнергии; снижение вредного воздействия НГРЭС на окружающую среду и сокращение выбросов парниковых газов.

Замена ГТ-25/770 ст. №13 ПГУ-170

Замена газовой турбины ГТ-25/710, работающей в составе высокоэкономичной парогазовой установки ПГУ-170, вызвана необходимостью комплексной замены в связи с превышением паркового ресурса в два раза и рекомендована по результатам экспертного заключения. В результате замены обеспечивается увеличение экономичности работы оборудования в связи с увеличением температуры газов перед газовой турбиной ст. № 13 на 20оС и соответствующим увеличением КПД ГТУ на 0,31%.

Замена ЦВСД турбин К ст. №11, 12

В связи с исчерпанием индивидуального ресурса планируется замена ЦВСД данных турбин в плановые капитальные ремонты энергоблоков 150 МВт 2008 и 2010 года.

В результате замены цилиндров высоко-среднего давления повышается КПД проточной части ЦВСД турбин ст. № 11, 12 и соответственно увеличивается КПД цикла. В соответствии с Временными методическими указаниями по оценке эффективности инвестиционной деятельности ДЗО «ЕЭС России» в результате замены увеличивается срок эксплуатации энергоблоков ст. №11 и 12 до нормативного срока эксплуатации ЦВСД.

Реконструкция системы газоснабжения котлоагрегатов ТГМ - 94 с заменой горелок энергоблоков 150 МВт.

Основная цель реконструкции котлоагрегата – это приведение системы топливоснабжения в соответствии с «Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления ПБ п» по утвержденным Госгортехнадзором РФ Мероприятиям по выполнению отступлений от правил ПБ п и циркуляра Ц-03-97(т) на ГРЭС».

Реконструкция предусматривает замену горелок, реконструкцию газовоздухопроводов, замену газомазутопроводов в пределах котла, замену системы автоматики котла. При этом эксплуатационным преимуществом котла помимо сокращения количества горелок и электроприводного оборудования будет увеличение КПД котла на 1,1%, приведение системы топливоснабжения в соответствие с НТД, улучшение компоновочных решений, сокращение затрат на капитальные ремонты котла в перспективе, а также уменьшение платы за выбросы в связи с сокращением выбросов окислов азота до нормативной величины.

Система сбора и передачи телемеханической информации

Одним из основных перспективных направлений технического перевооружения является уже начатое в 2005 году внедрение и дальнейшее развитие системы сбора и передачи телемеханической информации, которая выполняется с целью выполнения Требований к участникам балансирующего рынка в части обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора. Реализация системы сбора и передачи телемеханической информации на Невинномысской ГРЭС - это одно из перспективных и первое в РАО «ЕЭС России» по срокам реализации и функциональности решение, которое позволит станции участвовать в торгах на балансирующем рынке и получать дополнительную прибыль.

Динамика прогнозного отпуска тепловой энергии и отпуска электроэнергии на ФОРЭМ ГРЭС».

На 1.01.2003г. установленная мощность ГРЭС» - 1270 МВт и 710 Гкал/час, в том числе блоки – 910 МВт ( 5хК + 1К), ПГУ-170 МВт, неблочная теплофикационная часть – 190 МВт ( 2хПТ-25-90 + ПТ-60-90 + Р-50-130 + Р30-130). На турбинах блоков № 6-10 (годы ввода 1964 – 1967) в 1989 – 1998 гг. проведена модернизация с заменой ЦВД и продлением срока эксплуатации до 2020 года.

На 1.01.2004г в связи с демонтажем ПТ-60-90 ст.№ 3 установленная мощность ГРЭС» - 1210 МВт и 546 Гкал/час.

1.01.06г. введен в эксплуатацию турбогенератор ст. № 3 ПТ-80/100-130/12. Установленная мощность составляет 1290 МВт и 729 Гкал/час. В 2007 году планируется заменить ТГ ст. № 1 с установленной мощностью 25 МВт на аналогичный турбогенератор, но с установленной мощностью 30 МВт, с вводом его в эксплуатацию в 2008 году.

В перспективе ГРЭС» до 1.01.2009г заменит оборудование на более современное, в связи с чем отпуск электроэнергии на ФОРЭМ возрастет до 6003 млн. кВтч.

	Факт	Прогноз
	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
Отпуск э/э на ФОРЭМ млн. квтч	5514	5279	5690	5926	5943	5967	6003	6003	6003	6003	6003	6003	6003
Отпуск т/э, тыс. Гкал	2016	1696	1667	1680	1680	1680	1680	1680	1680	1680	1680	1680	1680

Раздел 11. Развитие сети связи Общества и Internet- технологий

В 2005 году развитие информационных технологий в ГРЭС» проходило по нескольким направлениям:

Внедрение автоматизированных систем и развитие сетевой инфраструктуры:

В рамках проекта «Развитие корпоративной информационной сети (КИС)» проложено 3750 метров одномодового оптического волокна, что составило почти двухкратное увеличение общей протяженности внутристанционной сети. Освоено 2, 690 млн. рублей. Проведена модернизация автоматизированной системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ). Освоено 2, 932 млн. рублей. Начаты работы по внедрению системы сбора и передачи информации (ССПИ) автоматизированной системы технологического управления (АСТУ) на базе комплекса РСДУ-2 разработки . В 2005 г. освоено 6, 678 млн. рублей.

Развитие электронного обмена документацией: внедрены программные комплексы средств криптографической защиты информации (программы с использованием электронно-цифровых подписей). Они позволяют обмениваться электронными документами с другими ведомствами.

Развитие корпоративного сайта по следующим направлениям:

Новости компании:

1.  Архив основных новостей

2.  Пресс-релизы

3.  Публикации в СМИ

Реформа (Цели и задачи реформирования, планы и предстоящие мероприятия по реформированию, нормативно-правовая база реформирования).

1.  Реформа электроэнергетики РФ (Цели и задачи реформирования электроэнергетики РФ)

1.1.  Основные направления реформирования электроэнергетики Российской Федерации

1.2.  Этапы реформы

1.3.  Концепция Стратегии РАО "ЕЭС России" на 2003 – 2008 гг.

1.4.  Реформирование Общества в 2005 году.

1.5.  Ход реализации проекта реформирования.

2.  Нормативно-правовая база реформирования (Нормативно-правовая база реформирования).

Корпоративное управление и раздел «Акционеру, инвестору»:

Структура управления (Информация о структуре управления, членах органов управления и контроля компании). Учредительные и внутренние документы:

2.1.  Устав (Устав Общества, изменения в Уставе)

2.2.  Внутренние документы Общества

Раскрытие информации (информация о ценных бумагах эмитента):

3.1.  Аудиторское заключение.

3.2.  Информация об аудиторе.

3.3.  Информация об аффилированных лицах (списки аффилированных лиц).

3.4.  Отчеты эмитента (ежеквартальные отчеты эмитента, информация, содержащаяся в ежеквартальных отчетах, подлежит раскрытию в соответствии с законодательством Российской Федерации о ценных бумагах)

4.  Информация о решениях Совета директоров:

4.1.  Протоколы Совета директоров (Информация о решениях Совета директоров с приложением протоколов Совета директоров).

4.2.  Корпоративное управление. Принципы и документы.

Дочерние и зависимые общества (общая информация о ДЗО (ОПФ, основной вид деятельности; органы управления, финансово-хозяйственные показатели ДЗО, доход компании от участия в ДЗО):

Структура управления. Прогноз финансовых результатов дочерних и зависимых обществ ГРЭС».

Основные финансовые показатели деятельности ОАО "Невинномысская ГРЭС":

1.  Годовой отчет (Ф1 и Ф2) и ежеквартальные за 2005 год (основные финансовые показатели функционирования Общества за 2005 год).

2.  Годовой отчет (Ф1 и Ф2) и ежеквартальные за 2004 год (основные финансовые показатели функционирования Общества за 2004 год).

3.  Годовой отчет (Ф1 и Ф2) и ежеквартальные за 2003 год (основные финансовые показатели функционирования Общества за 2003 год).

4.  Календарь инвестора. Перспектива технического переоснащения и развития Общества.

Инвестиционные проекты Общества:

1.  Инвестиционные планы.

2.  Привлечение кредитных ресурсов под инвестиционные проекты.

3.  Источники финансирования инвестиционных программ.

4.  Инвестиционная деятельность.

Закупочная деятельность ГРЭС».

1.  Анонсирование закупок :

1.1.  Программа конкурсных закупок (годовая программа конкурсных закупок на 2005 год, утверждённая Советом директоров).

2.  Извещения о проведении конкурсов и иные объявления о закупках (извещения о проведении конкурсов и иные объявления о закупках, информация о условиях, контактная и иная)

2.1.  Архив (материалы по прошедшим закупкам и торгам)

2.2.  Строительство, реконструкция и техническое перевооружение энергообъектов (иные инвестиционные затраты). Информация о закупках по строительству, реконструкции и техническому перевооружению энергообъектов (иных инвестиционных затратах).

2.3.  Энергоремонтное производство (информация о закупках по энергоремонтному производству).

2.4.  Услуги в сфере управления собственностью (информация о закупках по услугам в сфере управления собственностью).

2.5.  НИОКР и прочие консультационные услуги (информация о закупках по НИОКР и прочим консультационным услугам).

2.6.  Прочие закупки (информация о прочих закупках) .

3.  Информация о результатах закупок (информация о результатах закупок, победителях торгов, ценах договоров).

4.  Управление закупочной деятельностью (нормативная информация по закупочной деятельности).

Корпоративный информационный портал, содержащий информацию о выработке электроэнергии потребления, основного топлива, оперативного ведения режима станции и анализ отклонения (инициатив).

На ГРЭС» используются следующие средства связи:

1.  Технологическая сеть связи:

Технологическая сеть связи ГРЭС» организована на базе УПАТС «Definity» производства компании «AVAYA» (США), монтированная ёмкость 864 номера.

На базе УПАТС «Definity» и специализированной платы маршрутизатора Cisco с помощью оператора связи организована IP-телефония для исходящей междугородной связи. Особенности данного решения – высокое качество речи при снижении затрат на междугородную (международную) связь вдвое. С использованием возможностей УПАТС и базового аппарата сотовой связи Nokia 22 организован GSM-шлюз для снижения затрат на сотовую связь.

Перспективами развития технологической сети связи являются расширение функциональности УПАТС «Definity» за счёт приобретения интерфейсных плат и более полного использования возможностей внутренней IP-телефонии.

2.  Сеть оперативной и громкоговорящей связи:

На ГРЭС» действует система радиопоисковой связи (РПС) по станции, охватывающая все производственные, служебные и административные помещения станции, а также громкоговорящая связь (ГГС) начальника смены станции (НСС), начальников смен цехов и машинистов щитов управления с рабочими местами. ГГС с рабочими местами организована на базе оборудования «Березка» (г. Муром). Управление осуществляется с блочных щитов с использованием пультов ДК-2125. Оборудование РПС по станции и цехам – ТП-1 и группы усилителей ТУ-100, ПУМ-М, управляются с пультов ДК-2125 и от оборудования «Березка» начальника смены станции (НСС), начальников смен цехов КТЦ – 1,2, ЦТАИ, ТТЦ. Оперативно-диспетчерская телефонная (прямая, ЦБ) связь главного щита управления (ГЩУ) с щитами управления блоков, распределительными устройствами, другим оперативным персоналом станции, а также административно-техническим персоналом и оперативным персоналом РДУ и ОДУ организована на базе коммутатора СОС-60.