Оформление отчетных форм КС-2, КС-3, КС-6, КС-6а соответствует действующим требованиям и правилам, установленным постановлением Российского


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
Государственное автономное
учреждение

города Москвы

«Московская государственная экспертиза»

(Мосгосэкспертиза)

Москва, 2017











Заключение о проведении публичного технологического и
ценового аудита инвестиционного проекта

«Строительство ПС 220 кВ Восточная промзона

трансформаторной мощностью 560 МВА (2х200 МВА и 2х80
МВА), строительство заходов ВЛ 220 кВ Кубанская
-

Краснодарская ТЭЦ № 1 и 2 на ПС 220 кВ Восточная промзона
ориентировочной протяженностью 16 км (инвестиции за счет
амортизации в рамках тарифа за переда
чу электроэнергии по
распределительным сетям)»



2

МГЭ/
73
-
122/17

Содержание

1 Введение

................................
................................
................................
................

4

2 Термины и определения

................................
................................
......................

5

3 Основание для провед
ения ТЦА

................................
................................
........

9

4 Описание инвестиционного проекта

................................
................................

10

4.1 Цели и задачи инвестиционного проекта

................................
.....................

10

4.2 Краткое описание инвестиционного проекта

................................
...............

10

4.3 Технико
-
экономические показатели

................................
.............................

11

4.4 Результаты предыдущих этапов технологического и ценового аудита

....

12

5 Анализ необходимости реализации инвестиционного проекта

....................

13

5.1 Анализ соответствия инвестиционного проекта заявленным целям

.........

13

5.2 Анализ соответствия инвестиционного проекта стратегии развития
электросетевого комплекса

................................
................................
..................

13

5.3 Анализ наличия источников финансирования, графика реализации
инвестиционного проекта

................................
................................
.....................

14

5.4 Анализ необходимости и достаточности принятых технико
-
экономических показателей

................................
................................
.................

14

5.5 Анализ н
аличия возможных альтернативных вариантов реализации
инвестиционного проекта

................................
................................
.....................

15

6 Анализ исходно
-
разрешительной и
правоустанавливающей документации
16

6.1 Перечень представленной исходно
-
разрешительной и право
-
устанавливающей документации

................................
................................
........

1
6

6.2 Анализ достаточности исходно
-
разрешительной и право
-
устанавливающей документации

................................
................................
........

17

6.3 Анализ обоснованности выбора места размещения объекта

.....................

17

6.4 Анализ качества и полноты Технического задания
................................
.....

17

7 Анализ качества и полноты представленной документации

.........................

18

7.1 Перечень представленной документации

................................
.....................

18

7.2 Анализ качества и полноты представленной документации

......................

18

7.3 Анализ соответствия
представленной документации требованиям
Технического задания

................................
................................
...........................

18

7.4 Анализ соответствия представленной документации
правоустанавли
вающей документации и техническим условиям

...................

19

7.5 Анализ выполнения рекомендаций технологического и ценового аудита
20

8 Технологический аудит

................................
................................
.....................

21

8.1 Анализ основных технических и технологических решений

.....................

21

8.1.1 Схема присоединения к сети

................................
................................
.......

21

8.1.2 Принципиальная электрическая схема

................................
......................

22

8.1.3 Компоновочные решения

................................
................................
............

22

8.1.4 Оборудование

................................
................................
...............................

23

8.1.5 Срок
и и этапы реализации

................................
................................
..........

24

8.2 Анализ обоснованности выбора конструктивных, технических и
технологических решений

................................
................................
....................

25

3

МГЭ/
73
-
122/17

8.3 Анализ соответствия принятых технических и технологических решений
действующим нормативно
-
правовым актам Российской Федерации,
нормативно
-
техн
ической документации, отраслевой документации

.............

25

8.4 Анализ соответствия принятых технических и технологических решений
современному уровню развития технологий

................................
.....................

25

8.5 Анализ соответствия принятых технических и технологических решений
требованиям эне
ргоэффективности и экологичности объекта

........................

25

8.6 Анализ возможности оптимизации принятых технических и
технологических решений

................................
................................
....................

26

8.7 Анализ основных технических и технологических рисков
инвестиционного проекта

................................
................................
.....................

26

9 Ценовой аудит

................................
................................
................................
....

29

9.1 Оценка стоимостных
показателей

................................
................................
.

29

9.1.1 Анализ качества и полноты расчетов сметной стоимости

......................

29

9.1.2 Анализ стоимости с использованием Укрупненных нормативов цены

.

29

9.1.3 Анализ стоимости с использованием объектов
-
аналогов

........................

32

9.1.4 Сравнительный анализ стоимостных показателей н
а разных стадиях
реализации инвестиционного проекта

................................
................................

37

9.2 Финансово
-
экономическая оценка инвестиционного проекта

...................

37

9.2.1 Анализ финансово
-
экономической модели

................................
...............

38

9.2.2 Анализ показателей экономической эффективности

...............................

39

9.3 Анализ затрат на реали
зацию инвестиционного проекта

...........................

41

9.3.1 Анализ капитальных затрат

................................
................................
........

41

9.3.2 Анализ эксплуатационных затрат

................................
..............................

44

9.4 Анализ возможностей оптимизации стоимостных показателей

................

44

9.5 Анализ основных экономических рисков инвестиционного проекта

.......

44

9.6 Оценка рисков инвестиционн
ого проекта

................................
....................

46

10 Мониторинг на стадии строительства

................................
...........................

48

10.1 Анализ договоров подряда со строительными и монтажными
организациями

................................
................................
................................
.......

48

10.2 Анализ исходно
-
разрешительной документации на строительство

........

49

10.3 Анализ фактических сроков реализации инвестиционного проекта

.......

50

10.4 Мониторинг формиров
ания первичной и отчетной документации по
объекту

................................
................................
................................
...................

51

10.5 Выборочная проверка исполнительной документации

............................

52

10.6 Анализ обоснованности изменений технических и технологических
решений, изменений сметной стоимости объектов капитального
строительства

................................
................................
................................
.........

52

10.7 Выборочная проверка журналов учета выполненных работ КС
-
6, КС
-
6а,
актов КС
-
2, справок КС
-
3, товарных накладных ТОРГ
-
12 на

соответствие
проектной и рабочей документации, заключенным договорам

.......................

52

11 Заключение

................................
................................
................................
.......

54




4

МГЭ/
73
-
122/17

1

Введение

Целями проведения технологического и ценового аудита
инвестиционного проекта
«Строительство ПС 220 кВ Восточная промзона

трансформаторной мощностью 560 МВА (2х200 МВА и 2х80 МВА),
строительство заходов ВЛ 220 кВ Кубанская
-

Краснодарская ТЭЦ № 1 и 2 на
ПС 220 кВ Восточная промзона ориентировочной протяженностью 16 км
(инвестиции за счет амортизации в рамках тарифа за переда
чу
электроэнергии по распределительным сетям)»

на стадии «Строительство»
являются:



проведение мониторинга в целях подтверждения сроков
реализации инвестиционного проекта;



проведение мониторинга в целях подтверждения соответствия
правоустанавливающей, исход
но
-
разрешительной документации;



проведение мониторинга в целях подтверждения выполнения
бюджета, достижения целевых значений ключевых показателей
эффективности в запланированные сроки;



проведение мониторинга рисков инвестиционного проекта;



выборочный анали
з соответствия рабочей документации
проектно
-
сметной документации, завершенных работ и завершенных этапов
текущих работ проектной и рабочей документации, договорам подряда и
актам (КС
-
2);



анализ изменений сметной стоимости объектов капитального
строительст
ва и/или их мощности, в том числе причин данных изменений;



анализ обоснованности изменений технологических решений по
инвестиционному проекту (при наличии);



анализ выполнения в ходе реализации проекта рекомендаций по
результатам технологического и ценового

аудита проектной документации.

5

МГЭ/
73
-
122/17

2

Т
ермин
ы

и определени
я

Бизнес
-
план инвестиционного проекта



д
окумент, подготовленный
по результатам проработки инвестиционного проекта, содержащий в
структурированном виде информацию о проекте, описание практических
действий

по осуществлению инвестиций, включая график реализации
проекта, обоснование экономической целесообразности, объема и сроков
осуществления капитальных вложений, финансовую модель.

Документация по Объекту



п
роектно
-
сметная документация,
соответствующая им
договорная и исполнительная документация, акты
приемки
-
сдачи работ, техническая документация и иная документация, в том
числе предусмотренная действующими

нормами и правилами оформления,

осуществления работ в строительстве, включая документацию внестадийны
х
предпроектных разработок.

Заказчик



технический заказчик, инициатор инвестиционного
проекта или уполномоченное им лицо, инициатор проведения публичного
технологического и ценового аудита инвестиционного проекта (ПАО «ФСК
ЕЭС»).

Заключение (
О
тчет) о пров
едении публичного технологического и
ценового аудита инвестиционного проекта



Заключение (Отчет),
подготовленное
Исполнител
е
м
по результатам проведения технологического
и ценового аудита
и

подлеж
ащее

обязательному общественному
обсуждению.

Инвестиции



де
нежные средства,
иное имущество и
права, имеющие
денежную оценку, вкладываемые в объекты предпринимательской или иной
деятельности в целях получения прибыли или достижения иного полезного
эффекта
.

Инвестиционная деятельность



в
ложение инвестиций и
осуществление практических действий в целях получения прибыли или
достижения иного положительного эффекта.

Инвестиционная программа



совокупность всех намечаемых к
реализации или реализуемых ПАО «ФСК ЕЭС» инвестиционных проектов,
утвержденная Министерство
м энергетики Российской Федерации.

Инвестиционный проект



комплекс мероприятий в отношении
объекта (предполагаемого объекта) инвестиций инвестиционной программы,
в том числе перечень документации, включающий Паспорт проекта.
Содержание инвестиционного про
екта включает в себя (в зависимости от
этапа, на котором находится проект): обоснование необходимости
реализации проекта, описание целей проекта, обоснование экономической и
технологической целесообразности при выборе технических решений,
необходимая проек
тная и иная документация (при наличии), разработанная в
соответствии с законодательством Российской Федерации, в том числе
нормативными актами органов исполнительной власти Российской
Федерации, описание ресурсных и временных ограничений, критериев
оценки
результата проекта, сроков начала и завершения проекта, объема и
6

МГЭ/
73
-
122/17

сроков осуществления инвестиций в основной капитал, а также описание
практических действий по реализации проекта.

Исполнитель



независимая экспертная организация, осуществляющая
технологичес
кий и ценовой аудит инвестиционных проектов
(Мосгосэкспертиза).

Источники финансирования



с
редства и

(
или
)

ресурсы,
используемые
для достижения намеченных целей, включающие

собственные
и внешние источники.

Капитальные вложения



инвестиции в основной капи
тал (основные
средства), в том числе затраты на новое строительство, расширение,
реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий,
приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно
-
изыскательские работы и другие затраты.

Обоснование инвестиций



д
окумент прединвестиционной фазы
проекта, содержащий цель инвестирования, данные о назначении и
мощности объекта строительства; о номенклатуре выпускаемой продукции;
месте (районе) размещения объекта с учетом принципиальных требова
ний и
условий
З
аказчика; оценку возможностей инвестирования и достижения
намечаемых технико
-
экономических показателей (на основе необходимых
исследований и проработок об источниках финансирования, условиях и
средствах реализации поставленных целей)
.

Общест
венное и экспертное обсуждение



комплекс мероприятий,
направленных на информирование общественности о результатах
технологического и ценового аудита инвестиционных проектов ПАО «ФСК
ЕЭС» с целью получения публичной оценки и принятия решен
ий по
рекомендаци
ям Заказчиком.

Объект(
-
ы) инвестиций



основные фонды, образующиеся в
результате нового строительства, расширения, реконструкции и технического
перевооружения электросетевого комплекса, в которые осуществляются
инвестиции ПАО «ФСК ЕЭС».

Объект
-
аналог



о
бъ
ект, характерист
ики, функциональное
назначение,

конструктивные решения и технико
-
экономические показатели
которого максимально совпадают с проектируемым объектом.

Проектная документация



документация, разработанная в
соответствии с требованиями постановле
ния Правительства Российской
Федерации от 16.02.2008 №

87 «О составе разделов проектной документации
и требованиях к их содержанию».

Публичный технологический и ценовой аудит (ТЦА)
инвестиционного проекта



проведение в совокупности технологического и
ценового аудита, результатом которых являются заключение
Исполнител
я
, а
также общественных обсуждений итогов технологического и ценового
аудита.

Реконструкция электросетевых объектов



к
омплекс работ на
дейст
вующих объектах электрических сетей (линиях электропередачи,
подстанциях, распределительных и переключательных пунктах,
7

МГЭ/
73
-
122/17

технологически необходимых зданиях, коммуникациях, вспомогательных
сооружениях, ремонтно
-
производственных базах) по их переустройству

троительству взамен) в целях повышения технического уровня, улучшения
технико
-
экономических показателей объекта, условий труда и охраны
окружающей среды.

Сметная стоимость строительства



сумма денежных средств,
необходимая для строительства, реконструкции
, капитального ремонта
объектов капитального строительства
.

Сметные нормы



совокупность количественных показателей
материалов, изделий, конструкций и оборудования, затрат труда работников
в строительстве, времени эксплуатации машин и механизмов,
установленных
на принятую единицу измерения, и иных затрат, применяемых при
определении сметной стоимости строительства
.

Сметные нормативы



сметные нормы и методики применения
сметных норм и сметных цен строительных ресурсов, используемые при
определении
сметной стоимости строительства
.

Сметная документация



совокупность расчетов, составленных с
применением сметных нормативов, представленных в виде сводки затрат,
сводного сметного расчета стоимости строительства, объектных и локальных
сметных расчетов (см
ет), сметных расчетов на

отдельные виды работ и
затрат.

Строительство электросетевых объектов



комплекс работ по
созданию

объектов электрических сетей (линий электропередачи,
подстанций, распределительных и переключательных пунктов,
технологически необход
имых зданий, коммуникаций, вспомогательных
сооружений, ремонтно
-
производственных баз) в целях
получения

новых
производственных мощностей.

Технико
-
экономическое обоснование (ТЭО)



изучение
экономической выгодности, анализ и расчет экономических показателей

создаваемого инвестиционного проекта.

Технологический аудит



проведение экспертной оценки
обоснованности реализации проекта, выбора варианта реализации с точки
зрения технологических характеристик и трассировки, обоснования выбора
проектируемых и утвержд
енных технологических и конструктивных
решений по созданию объекта в рамках инвестиционного проекта, на их
соответствие лучшим отечественным и мировым технологиям строительства,
технологическим и конструктивным решениям, современным строительным
материалам

и оборудованию, применяемым в строительстве, с учетом
требований современных технологий производства, необходимых для
функционирования объекта инвестиций, а также эксплуатационных расходов
в процессе жизненного цикла объекта в целях повышения эффективност
и
использования инвестиционных средств, оптимизации стоимости и сроков
строительства, повышения конкурентоспособности производства.

Укрупненные стоимостные показатели (УСП), укрупненные
нормативы цены (УНЦ)



с
метные нормативы, предназначенные для
8

МГЭ/
73
-
122/17

планиров
ания инвестиций (капитальных вложений), оценки эффективности
использования средств
,

направляемых на капитальные вложения и
подготовки технико
-
экономических показателей в задании на
проектирование. Представля
ю
т собой объем денежных средств,
необходимый и до
статочный для возведения объекта капитального
строительства, рассчитанный на установленную единицу измерения
(измеритель) в базисном или соответствующем уровне текущих цен
.

Ценовой аудит



проведение экспертной финансово
-
экономической
оценки стоимости объе
кта инвестиций на ее соответствие нормативам,
стоимости сопоставимых объектов, рыночным ценам с учетом результатов
процедур технологического аудита инвестиционного проекта и
сравнительного анализа стоимости проекта с аналогами и лучшими
практиками, а также

анализ изменения стоимости объекта на разных этапах
проекта (в случае ее изменения по сравнению с предыдущим этапами).

9

МГЭ/
73
-
122/17

3

Основание

для проведения ТЦА

Дата проведения технологического и ценового аудита


март

201
7

года.

Актуализация заключения осуществлена в

декабре 2017 года.

Перечень нормативно
-
правовых актов,
являющихся основанием

при
выполнении работ:



п
остановление Правительства РФ от 30.04.2013 № 382 «О
проведении публичного технологического и ценового аудита крупных
инвестиционных проектов с
государственным участием и о внесении
изменений в некоторые акты правительства Российской Федерации»
;



д
ирективы представителям интересов Российской Федерации для
участия в заседаниях советов директоров (наблюдательных советов)
открытых акционерных обществ,

включенных в перечень, утвержденный
распоряжением Правительства Российской Федерации от 23.01.2003 №

91
-
р,
согласно приложению, утвержденные Первым заместителем Председателя
Правительства Российской Федерации И.

Шуваловым 30.05.2013 №

2988
-
П13
;



стандарт о
рганизации ПАО

«ФСК

ЕЭС» СТО

56947007
-
29.240.01.194
-
2014 «Технологический и ценовой аудит инвестиционных
проектов ОАО
«
ФСК ЕЭС».

Дополнительно при выполнении работ использова
ны

следующие
документы:



Федеральный закон от 26.03.2003 №

35
-
ФЗ «Об
электроэнергет
ике»;



«Схема и программа развития Единой энергетической системы
России на 2016
-
2022 годы», утвержденная приказом Минэнерго России от
01.03.2016 №

147;



«Стратегия развития электросетевого комплекса Российской
Федерации», утвержденная распоряжением Правитель
ства РФ от 03.04.2013


511
-
р;



«Инвестиционная программа ПАО «ФСК ЕЭС» на 2016
-
2020
годы», утвержденная приказом Минэнерго России от 18.12.2015 №

980 с
изменениями, утвержденными приказом Минэнерго России от 28.12.2016


1432.

10

МГЭ/
73
-
122/17

4

Описание инвестиционного прое
кта

4.1

Цели и задачи инвестиционного проекта

Цель реализации инвестиционного проекта
«Строительство ПС 220 кВ
Восточная промзона трансформаторной мощностью 560 МВА (2х200 МВА и
2х80 МВА), строительство заходов ВЛ 220 кВ Кубанская
-

Краснодарская
ТЭЦ № 1 и 2 н
а ПС 220 кВ Восточная промзона ориентировочной
протяженностью 16 км (инвестиции за счет амортизации в рамках тарифа за
передачу электроэнергии по распределительным сетям)»



строительство

под
станции для распределения электро
энергии внутри ОЭС Юга и

для

пит
ания
ближайших потребителей 10,5 кВ.

4.2

Краткое описание

инвестиционного проекта

Площадка строительства новой ПС 220 кВ Восточная промзона
расположена в Краснодарском крае, г. Краснодар, Карасунский городской
округ
.

Строительство ПС 220 кВ Восточная промзона

с заходами

ВЛ 220 кВ
осуществляется в шесть

этапов:

I

этап
-

подготовительные работы на площадке ПС 220 кВ Восточная
промзона.

II

этап
-

строительство ПС 220 кВ Восточная промзона (ОРУ 220 кВ,
110 кВ, ОПУ,

вспомогательные здания и сооружения, установка двух
автотрансформаторов 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА каждый).

III

этап
-

реконструкция ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ
-

Витаминкомбинат
I
,
II

цепи
-

объект собственности ОАО "Кубанск
и
е
магистральные сети" с
образованием:



заходов ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ
-

Восточная промзона
I
,

II

цепи;



заходов ВЛ 220 кВ Восточная промзона
-

Витаминкомбинат
I
,
II

цепи.

IV

этап

-

реконструкция (
расширение) ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ
Восточная промзона на 2 (две) ячейки; установка
двух трансформаторов
мощностью 80 МВА каждый;

сооружение ЗРУ
-

10 кВ для питания нагрузок
потребителей

V

этап
-

реконструкция (расширение) ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ
Восточная промзона на две линейные ячейки; реконструкция ВЛ 220 кВ
Витаминкомбинат
-

Усть
-

Лаби
нская (восстановление транзита
)

-

объект
собственности ОАО "Кубанские магистральные сети", строительство ВЛ 220
кВ Восточная промзона
-
Кругликовская

I
,
II

цепи.

V
I

этап


производственная база для филиала ПАО «ФСК ЕЭС»
Кубанское
ПМЭС»

На ПС предусматривае
тся применение высоконадежного оборудования
с повышенными техническими характеристиками.

Стадия реализации инвестиционного проекта


новое
строительство.

11

МГЭ/
73
-
122/17

Генеральный подрядчик по разработке проектной документации
АО

«
Теплоэнергетическая
компания
Мосэнерго»,

дого
вор

с ОАО «ФСК
ЕЭС» от

30.07.2015 №

265/7
-
15.

Субподрядчик
-

Филиал ЭНЕКС ОАО
«Южэнергосетьпроект
»

договор №08/ПР/15
-
121413/7175 от 27.07.2015г.

Проектная документация по титулу
«Строительство ПС 220 кВ
Восточная промзона трансформаторной
мощностью 560 МВА (2х200 МВА и
2х80 МВА), строительство заходов ВЛ 220 кВ Кубанская
-

Краснодарская
ТЭЦ № 1 и 2 на ПС 220 кВ Восточная промзона ориентировочной
протяженностью 16 км (инвестиции за счет амортизации в рамках тарифа за
передачу электроэнергии
по распределительным сетям)»

разработана в 201
6
году
.


ОАО «ФСК ЕЭС» заключен комплексный договор подряда на
разработку
ПИР,
рабочей документации, выполнение строительно
-
монтажны
х,

пуско
-
наладочных работ

и поставку оборудования

с АО «
ТЭК
Мосэнерго
» от 30
.0
7
.201
5



265/7
-
15
.

Р
абочая документация разрабатывается филиалом
«
ЭНЕКС
»

(ОАО)
-

«
Южэнергосетьпроект
»

«Волгоградэнергосетьпроект
»


4.3

Технико
-
экономические показатели

Основные технико
-
экономические показатели

инвестиционного
проекта
:

1.

Номинальные напряжения подстанции


220/110/
10

кВ.

2.

Тип подстанции


открытая
.

3.

Количество и мощность силовых трансформаторов


дв
а

автотрансформат
ора

22
0
/
11
0
/10

кВ мощностью
200

МВА кажд
ый,
дв
а

трансформат
ора 11
0
/10
-
10

кВ мощностью
80

МВА кажд
ый
.

4.

Количество

и мощность трансф
орматоров собственных нужд


два

трансформатора 10
/0,4 кВ мощностью 630 кВА каждый.

5.

РУ
22
0 кВ


ОРУ по схеме

22
0
-
13

«
Две рабочие системы шин
»,
количество присоединяемых ВЛ

22
0

кВ


3
.

6.

РУ
11
0 кВ


ОРУ по схеме

110
-
13

«
Две рабочие системы

шин»
,
количест
во присоединяемых ВЛ

110

кВ


2, КВЛ 110



4, КЛ 110


2
.

7.

Площадь подстанции в
границах землеотвода



51

900
,0

м
2
.

8.

Площадь подстанции в ограждении



49

424,3

м
2
.

9.

Длина заходов ВЛ


1,797 км ВЛ 22
0 кВ
.

10.

Площадь участков землеотвода под заходы
ВЛ
, предоставляемые во
временное пользование


73

375,4

м
2
.

11.

Площадь участков землеотвода под заходы ВЛ, предоставляемые в
постоянное пользование


1

638,21

м
2
.

12

МГЭ/
73
-
122/17

4.4

Результаты предыдущих этапов технологического и ценового
аудита

Технологический и ценовой аудит
инвестиционного проекта
«Строительство ПС 220 кВ Восточная промзона трансформаторной
мощностью 560 МВА (2х200 МВА и 2х80 МВА), строительство заходов ВЛ
220 кВ Кубанская
-

Краснодарская ТЭЦ № 1 и 2 на ПС 220 кВ Восточная
промзона ориентировочной протяженнос
тью 16 км (инвестиции за счет
амортизации в рамках тарифа за передачу электроэнергии по
распределительным сетям)»

ранее не проводился.

13

МГЭ/
73
-
122/17

5

Анализ
необходимости реализации

инвестиционного
проекта

5.1

Анализ соответствия инвестиционного проекта
заявленным
целям

Испо
лнитель отмечает
, что реализация инвестиционного проекта

«Строительство ПС 220 кВ Восточная промзона трансформаторной
мощностью 560 МВА (2х200 МВА и 2х80 МВА), строительство заходов ВЛ
220 кВ Кубанская
-

Краснодарская ТЭЦ № 1 и 2 на ПС 220 кВ Восточная
про
мзона ориентировочной протяженностью 16 км (инвестиции за счет
амортизации в рамках тарифа за передачу электроэнергии по
распределительным сетям)»

обеспечивает выполнение заявленных целей
:

распределени
е

электроэнергии внутри ОЭС Юга и
питание

ближайших
потребителей 10,5
кВ

не в полном объеме
.

Однако
о
боснование мощности и
действующие
заявки на технологическое присоединение потребителей на
напряжение 10
,5

кВ
не представлены
.

5.2

Анализ соответствия инвестиционного проекта стратегии
развития электро
сетевого комплекса

Согласно «Стратегии развития электросетевого комплекса Российской
Федерации», утвержденной в 2013 году, перед электросетевым комплексом
стоят следующие стратегические приоритеты на долгосрочный период:



обеспечение надежности энергоснабже
ния потребителей;



обеспечение качества их обслуживания;



развитие инфраструктуры для поддержания роста экономики
России;



конкурентоспособные тарифы на электрическую энергию для
развития промышленности;



развитие научного и инновационного потенциала
электросе
тевого комплекса, в том числе в целях стимулирования развития
смежных отраслей;



привлекательный для инвесторов «возврат на капитал».

Стратегия предусматривает следующие
основные
целевые ориентиры
для электросетевого комплекса:

1.

Повышение надежности и качест
ва энергоснабжения до уровня,
соответствующего запросу потребителей, в
том

числе:



повышение качества обслуживания потребителей;



снижение недоотпуска электрической энергии;



снижение стоимости технологического присоединения.

2.

Увеличение безопасности
энергоснабжения
.

3.

Уменьшение зон свободного перетока электрической энергии
.

4.

Повышение эффективности электросетевого комплекса, в том числе:



повышение загрузки мощностей;

14

МГЭ/
73
-
122/17



снижение удельных инвестиционных расходов на 30 процентов
относительно уровня 2012 года
;



снижение операционных расходов на 15 процентов относительно
уровня 2012 года;



снижение величины потерь на 11 процентов по отношению к
уровню 2012 года;



обеспечение конкурентного уровня тарифов для бизнеса;



снижение перекрестного субсидирования в сетевом
тарифе;



снижение количества организаций, не соответствующих
требованиям, установленным для квалифицированной сетевой организации
.

5.

Снижение количества территориальных сетевых организаций.

Исполнитель

отмечает
, что реализация инвестиционного проекта
в
целом
соответствует

целевым ориентирам

«
Стратегии развития
электросетевого
комплекса Российской Федерации»

в части повышения
надежности и качества электроснабжения, увеличения безопасности.
Достижение стоимостных показателей стратегии в части повышения
эффективн
ости электросетевого комплекса рассматривается в п. 9.3.1.

5.3

Анализ наличия источ
ников финансирования, графика
реализации инвестиционного проекта

Финансирование инвестиционного проекта предусматривается за счет
собственных средств ПАО «ФСК ЕЭС».

Согласно дан
ным Инвестиционной программы ПАО «ФСК ЕЭС» на
2016
-
2020 годы, утвержденной приказом Минэнерго России от 18.12.2015


980:

1.

Объем финансирования


2

416
,
79

млн

руб. с

НДС в прогнозных
ценах соответствующих лет.

2.

Остаток освоения капитальных вложений на 01.01.2015


1

991,23

млн

руб.

с

НДС в прогнозных ценах соответствующих лет
.

3.

Сроки реализации


с 20
10

по 201
8

годы

(согласно утвержденной
инвестиционной программе и паспорту проекта)
.

Исполнитель отмечает
, что

согл
асно предоставленным графику работ
по ПС 220 кВ «Восточная промзона», утвержденному генеральным
директором филиала ПАО «ФСК ЕЭС»
-

МЭС Юга А.В. Солодом, и
укрупненному сетевому

график
у

сооружения объекта
, в
вод объекта в
эксплуатацию

был запланирован на дек
абрь 2017 г. Однако, по состоянию на
декабрь 2017 г.
не завершена разработка рабочей документации
из
-
за

н
еисполнени
я

договорных обязательств подрядной организацией
. В связи с
чем, Исполнитель отмечает, что имеется вероятность
срыва сроков
реализации инвест
иционного проекта
.

5.4

Анализ
необходимости и
достаточности принятых технико
-
экономических показателей

15

МГЭ/
73
-
122/17

Исполнитель отмечает
, что принятые технико
-
экономические
показатели необходимы и достаточны для достижения поставленных целей.

Исполнитель отмечает
, что прин
ятая надежность инвестиционного
проекта соответствует требованиям нормативных документов в части
достаточности и неизбыточности.

Исполнитель отмечает
, что основные т
ехнико
-
экономические
показатели

не претерпели изменений в ходе реализации инвестиционного
п
роекта.

5.5

Анализ наличия возможных альтернативных вариантов
реализации инвестиционного проекта

Исполнитель отмечает
,
что
рассмотрение

вариант
ов

реализации
инвестиционного проекта
предусмотрен
о

на ранних стадиях реализации
, на
стадии строительства
необходимость оценки наличия альтернативных
вариантов отсутствует
.

5.6

Выводы о необходимости, обоснованности и целесообразности
реализации инвестиционного проекта

Исполнитель делает вывод
, что реализация инвестиционного проекта
в целом
необходима, обоснована
и целесообразна.

16

МГЭ/
73
-
122/17

6

Анализ исходно
-
разрешительной и
правоустанавливающей документации

6.1

Перечень

представленной исходно
-
разрешительной и право
-
устанавливающей документации

Для проведения технологического и ценовог
о аудита Заказчиком
представлена

следующая

исход
но
-
разрешительная и право
устанавливающая
документация:

1.

Техническое задание на
разработку проекта

«
Строительство ПС 220
кВ Восточная промзона с заходами ВЛ 220 и 110 кВ
», утвержденное
Первым
з
аместителем Председателя Правления ОАО «ФСК ЕЭС»
20
.
12
.200
7

(дале
е


Техническое задание).

2.

Дополнение №1 к техническому заданию на разработку проекта
«Строительство ПС 220 кВ Восточная промзона с заходами ВЛ 220 и 110
кВ», утвержденное Замес
тителем Председателя Правления
-

главным
инженером ОАО "ФСК ЕЭС" 16.10.2014

№54/
4п

3.

Дополнение №2 к заданию н
а проектирование
Строительство ПС 220
кВ Восточная промзона трансформаторной мощностью 560 МВА (2х200
МВА и 2х80 МВА), строительство заходов ВЛ 220 кВ Кубанская
-

Краснодарская ТЭЦ № 1 и 2 на ПС 220 кВ Восточная промзона
ориенти
ровочной протяженностью 16 км (инвестиции за
, утвержденное И.о.
заместителя Председателя Правления
-

главного инженера ОАО "ФСК ЕЭС"
20.03.2015

№08/4п

4.

Дополнение №3 к заданию на
проектирование по титулу

«ПС 220 кВ
Восточная пром
зона с заходами ВЛ 220
», утве
ржденное Заместителем
Председателя Правления
-

главным инженером П
АО "ФСК ЕЭС"

07
.1
1.2016
№90/
5п

5.

Результаты инженерных изысканий, выполненных
филиалом
"ЭНЕКС" (
О
АО
)

-

«
Волгоградэнергосетьпроект
»

в 2016

году (шифры
:

7175
-
1ПС_
МИП
-
002
-
02ГДЗ, 7175
-
1ПС_
МИП
-
002
-
02ГИЗ, 7175
-
1ПС_
МИП
-
002
-
02ОСЭ, 7175
-
1ПС_
МИП
-
002
-
02ТИЗ, 7175
-
1ВЛ
_
МИП
-
301
-
02ГДЗ, 7175
-
1ВЛ
_
МИП
-
301
-
02ГИЗ,
7175
-
1ВЛ
_
МИП
-
301
-
02ТИЗ
).

6.

Материалы исходных данных, подготовленные
филиалом "ЭНЕКС"

АО
)

-

«
Волгоградэнергосетьпроект
»

в 2016 году
(шифр

7175
-

С_1
-
ПЗ
-
002
-
26ЭВ
).

7.

Расчеты электрических режимов работы сети 110
-
220 кВ
,

выполненные
филиалом "ЭНЕКС" (О
АО
)

-

«
Южэнергосетьпроект
»

в 2016
году

(шифр 7175
-
1ВЛ
-
ПЗ
-
009
-
09ЭСС).

8.

Основные технические решения по титулу "ПС 220 кВ Восточная
промзона с заходами ВЛ 2
20 кВ", утвержденные распоряжением ПАО "ФСК
ЕЭС" от 11.04 2016 №180р (шифр
ы:

71
75
-
1ПС
-
ОТР
-
002
-
01ОО; 7175
-
ЭСС
-
ОТР
-
009
-
09ЭСС; 7175
-
ВЛ
-
ОТР
-
301
-
01ОО; 7175
-
ВЛ
-
ОТР
-
301
-
03ГПП
)

17

МГЭ/
73
-
122/17

9.

Свидетельство о госрегистрации права от 26.02.2016 №23
-
23/001
-
23/001/012/2016
-
577/3 на
основании договора купли
-
продажи земельного
участка №ДЗ
-
1 от 26.01.2016г. (оформлено на

АО «ТЭК Мосэнерго»).

10.

Договор

купли
-
продажи земельного участка от 16.09.2016 №136
-
16ц
.
Собственность ПАО «ФСК ЕЭС» № 23
-
23/001
-
23/001/600/2016
-
5770/2
от 29.11.2016.


6.2

Анализ достаточности исходно
-
разрешительной и право
-
устанавливающей документации

Исполнитель отмечает
, что исходно
-
разрешительная документация
представлена на рассмотрение комплектно.

Исполнитель отмечает
, что
по проектной

документация по титулу
«
ПС 220
кВ
Восточная промзона с заходами ВЛ 220 кВ
» заключение
государственной экспертизы

не
было получено по состоянию на март 2017
года. По состоянию на декабрь 2017 года
заключение государственной
экспертизы

также не предоставлено на рассмотрение
.

6.3

Анализ обоснован
ности выбора места размещения объекта

Исполнитель отмечает,

что

в связи с развитием Восточной
промышленной зоны

Муниципально
го

образовани
я

«Г
ород Краснодар
» и
необходимостью

обеспечения будущих предприятий электроэнергией
, выбор
места размещения ПС 220 кВ

Восточная промзона является обоснованным.

6.4

Анализ качества и полноты Технического задания

Исполнитель отмечает
, что в целом Техническое задание составлено
качественно и необходимой полноты, требования к архитектурным,
конструктивным, инженерно
-
техническим
и технологическим решениям и
основному технологическому оборудованию достаточны.

Исполнитель обращает внимание
, что в Техническом задании
указана необходимость определения ряда технических характеристик при
вы
полнении проектной документации, этапов строите
льства.

6.5

Выводы о достаточности исходно
-
разрешительной и право
-
устанавливающей документации

Исполнитель делает вывод
, что исходно
-
разрешительная и право
-
устанавливающая документация получена в необходимом и достаточном
объеме

для реализации инвестиционного проекта.

18

МГЭ/
73
-
122/17

7

Анализ
качества и
полноты представленной
документации

7.1

Перечень

представленной документации

Для проведения технол
ог
ического и ценового аудита Заказчиком
представлен
а

следующая документация:

1.

Проектная документация по
титулу
«Строительство ПС 220 кВ
Восточная промзона трансформаторной мощностью 560 МВА (2х200 МВА и
2х80 МВА), строительство заходов ВЛ 220 кВ Кубанская
-

Краснодарская
ТЭЦ № 1 и 2 на ПС 220 кВ Восточная промзона ориентировочной
протяженностью 16 км (инвест
иции за счет амортизации в рамках тарифа за
передачу электроэнергии по распределительным сетям)»

разработанная
филиала
м
и

"ЭНЕКС" (О
АО
)

-

«
Южэнергосетьпроект
»

«
Волгоградэнергосетьпроект
»

в 2016

году
.

2.

Рабочая документация по титулу
«Строительство ПС 220 кВ
В
осточная промзона трансформаторной мощностью 560 МВА (2х200 МВА и
2х80 МВА), строительство заходов ВЛ 220 кВ Кубанская
-

Краснодарская
ТЭЦ № 1 и 2 на ПС 220 кВ Восточная промзона ориентировочной
протяженностью 16 км (инвестиции за счет амортизации в рамках

тарифа за
передачу электроэнергии по распределительным сетям)»
, разработанная
филиалом "ЭНЕКС" (О
АО
)

-

«
Южэнергосетьпроект
»

«
Волгоградэнергосетьпроект
»

в 2016 году.


7.2

Анализ качества и полноты представленной документации

Проектная документация разработана
не в полном
объеме, по составу и
содержанию соответствует требованиям Положения о составе разделов
проектной документации и требованиях к их содержанию, утвержденного
постановлением Прави
тельства РФ от 16.02.2008 № 87.

Рабочая документация
находится на ста
дии ра
зработки и на
рассмотрение пред
ставлена не в полном объеме.

Исполнительная документация представлена

в объеме актов
освидетельствования скрытых работ.

7.3

Анализ соответствия представленной документации
требованиям Технического задания

Исполнитель
отмечает
, что в представленной

проектной
документации отсутствуют решения по
VI

этапу строительства,
предусмотренному Дополнением 3 к заданию на проектирование по титулу
"ПС 220 кВ Восточная промзона с заходами ВЛ 220 кВ"
, утвержденным И.о.
заместителя Пре
дседателя Правления
-

главного инженера ОАО "ФСК ЕЭС"
20.03.2015 №08/4п
.

19

МГЭ/
73
-
122/17


В остальном представленная документация

соответствует требованиям
Технического задания.

7.4

Анализ соответствия представленной документации
правоустанавливающей документации

и техническим

условиям

Исполнитель отмечает
, что проектная документация по титулу
«Строительство ПС 220 кВ Восточная промзона трансформаторной
мощностью 560 МВА (2х200 МВА и 2х80 МВА), строительство заходов ВЛ
220 кВ Кубанская
-

Краснодарская ТЭЦ № 1 и 2 на ПС 220 кВ

Восточная
промзона ориентировочной протяженностью 16 км (инвестиции за счет
амортизации в рамках тарифа за передачу электроэнергии по
распределительным сетям)»

соответствует правоустанавливающей
документации и техническим условиям.

20

МГЭ/
73
-
122/17

7.5

Анализ выполнения реком
ендаций технологического и
ценового аудита

Технологический и ценовой аудит инвестиционного проекта
«Строительство ПС 220 кВ Восточная промзона трансформаторной
мощностью 560 МВА (2х200 МВА и 2х80 МВА), строительство заходов ВЛ
220 кВ Кубанская
-

Краснодарс
кая ТЭЦ № 1 и 2 на ПС 220 кВ Восточная
промзона ориентировочной протяженностью 16 км (инвестиции за счет
амортизации в рамках тарифа за передачу электроэнергии по
распределительным сетям)»

ранее не проводился.

7.6

Выводы о достаточности

представленной документ
ации

Исполнитель делает вывод
, что представленная документация
для
реализации инвестиционного прое
кта разработана в недостаточном объеме.


21

МГЭ/
73
-
122/17

8

Технологический аудит

8.1

Анализ основных технических и технологических решений

8.1.1

Схема присоединения к сети

Присоединение
ПС 220 кВ Восточная промзона к сети 220 кВ
предусматривается заходом от ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ

-

Витаминкомбинат
I

цепь и ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ

-

Витаминкомбинат
II

цепь с образованием новых ВЛ 220 кВ: Краснодарская
ТЭЦ
-

Восточная промзона

№1,№2 и ВЛ 220 кВ Восточная промзона
-

Витаминкомбинат
№1, №2
.

При подключении ПС 220 кВ Кругликовская к ПС 220 кВ Восточная
промзона предусматривается также усиление связей последней с
энергосистемой путем строительства ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ
-

Вост
очная промзона №3.

Для присоединения подстанции к сети 110
-

кВ предусматриваются
заходы от обеих цепей транзита 110 кВ Краснодарская ТЭЦ
-

ОБД
-

ЗИП
-

Северная
-

Витаминкомбинат.
Кроме того, для исключения перегрузки ВЛ
110 кВ Краснодарская ТЭЦ
-

Кислородн
ый завод, предусматривается
строительство заходов на ПС 220 кВ Восточная промзона от ВЛ 110 кВ
Лорис
-

Пашковская.

В перспективе к РУ 110 кВ ПС Восточная промзона планируется
подключить двумя КЛ 110 кВ ПС 110 кВ Северная, исключив ее из транзита
Восточная
промзона
-

Витаминкомбинат.


К шинам
110

кВ
ПС 220 кВ Восточная промзона присоединяются

шесть

В
Л

110

кВ,
и в перспективе две КЛ 110 кВ,
обеспечивающих ее связь с
сетью
110 кВ.

Схема сети 11
0 кВ и выше района представлена на рис
.

1.






Рисунок 1



Схема сети 11
0 кВ

и выше



22

МГЭ/
73
-
122/17

8.1.2

Принципиальная электрическая схема

На ПС

220 кВ

Восточная промзона предусматривается строительство
следующих распределительных устройств:

ОРУ 220 кВ

Схема №220
-
13
-

"Две рабочие системы шин" с подключением:



ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат
-

Восточная
промзона
I
,
II

цепь;



ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ
-

Восточная промзона
I
,
II

цепь;



ВЛ 220 кВ Восточная промзона
-

Кругликовская
I
,

II

цепь;



резерв для подключения двух ВЛ;



двух а
втотрансформаторов АТ
-
1, АТ
-
2 230/115/11

кВ единичной
мощностью 200 МВА.

ОРУ 110

кВ

Схема №110
-
13
-

"Две рабочие системы шин" с подключением:



КЛ 110 кВ Северная
I
,
II

цепь
;



КВЛ 110 кВ Восточная промзона

-

Северная
;



КВЛ 110 кВ Восточная промзона
-

ОБД с отпайкой на ПС
Северо
-
восточная;



КВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ
-

Восточная промзона
с
отпайками;



КВЛ 110 кВ Восточная промзона
-

ЗИП с отпайкой на ПС РИП;



ВЛ 110 кВ Восточная промзона
-

Лорис;



ВЛ 110 кВ Восточная промзона
-

Пашковская;



резерв для подключения четырех ВЛ;



двух автотрансформаторов АТ
-
1, АТ
-
2 230/115/11 кВ единичной
мощностью
200 МВА;



двух трансформаторов Т
-
3, Т
-
4 115/10,5
-
10,5 кВ единичной
мощностью 80 МВА.

ЗРУ
-

10кВ

Схема №10
-
2 "Две, секционированные выключателем системы шин"

Исполнитель отмечает
, что представленная принципиальная
электрическая схема подстанции соответствуют

требованиям Технического
задания, требованиям нормативных документов и СТО 56947007
-
29.240.30.010
-
2008 «Схемы принципиальные электрические
распределительных устройств подстанций 35
-
750 кВ. Типовые решения».

8.1.3

Компоновочные решения

Тип исполнения
ПС

22
0

кВ
В
осточная промзона



открытая

подстанция.

Компоновка ОРУ 22
0

кВ выполняется с расположением
коммутационного оборудования в один ряд. Основная дорога обслуживания
проходит между трансформаторами тока и выключателями 220 кВ вдоль
фронта их установки.

23

МГЭ/
73
-
122/17

Компонов
ка ОРУ 110 кВ выполняется с расположением
коммутационного оборудования в один ряд. Основная дорога обслуживания
проходит между трансформаторами тока и выключателями 110 кВ вдоль
фронта их установки.

КРУ
-

10кВ (СН) размещены в блочно
-
модульном здании
полной
заводской готовности

Кроме ОРУ 220 и 110 кВ, ЗРУ
-
10 кВ
(СН), на подстанции сооружаются:



одноэтажное здание ОПУ;



насосная станция пожаротушения;



камера переключения задвижек;



заглубленный склад инвентаря;



маслосборник;



резервуары противопожарного
запаса воды;



проходная.

Исполнитель отмечает
, что
принятые компоновочные решения
соответствуют требованиям Технического задания, требованиям
нормативных документов, современному уровню развития технологий.
Компоновочные решения приняты с учетом перспективн
ого развития и
выполняемых параллельно титулов.

8.1.4

Оборудование

Основное оборудование, предполагаемое к установке на ПС

22
0

кВ
Восточная промзона

в рамках реализации данного титула, следующее:

1.

Автотрансформаторы 220/110/11

кВ

мощностью

200 МВА.

2.

Выключатели 22
0 кВ элегазовые, трехполюсные
,

колонковые

на
номинальный ток 2000 А.

3.

Разъединители 22
0 кВ. Разъединители горизонтально
-
поворотные,
главные и заземляющие ножи снабжены электроприводом.

4.

Трансформаторы тока 220 кВ 1000
-
750
-
400/1А 0,2
S
/0,2

и
1000/1 А
10Р/10Р/1
0Р/10Р
,

фарфоровая изоляция.

Трансформаторы тока имеют
отдельную обмотку для подключения средств АИИС КУЭ с классом
точности 0,2S.

5.

Трансформаторы напряжения 220 кВ

емкостные
.

П
редусмотрена
отдельная обмотка для подключения средств А
ИИС КУЭ с классом точнос
ти
0,2
.

6.

ОПН 22
0 кВ.


7.

О
шиновка 22
0 кВ.

Гибкая проводом 2хАС
-
500/64
.

8.

Трансформаторы двухобмоточные с расщепленной обмоткой
низшего напряжения 115/10,5
-
10,5 кВ, мощностью 80 МВА

9.

Выключатели 110 кВ принимаются
элегазовые
,

колонковые на
номинальный ток до 2000 А.

10.

Разъединители 11
0 кВ

горизонтально
-
поворотные. Главные и
заземляющие ножи снабжены электроприводом

и выносными блоками
24

МГЭ/
73
-
122/17

управления
. На каждую систему шин приходится по два комплекта
заземляющих ножей.

11.

Трансформаторы

тока 11
0 кВ.
15
00
-
750
-
300
/1А

и
1500/1
10Р/10Р/10Р/10Р,

фарфоровая изоляция.

Трансформаторы тока имеют
отдельную обмотку для подключения средств АИИС КУЭ с классом
точности 0,2S.

12.

Трансформато
ры тока 110 кВ. 750
-
500
-
300/1А и 750
/1
10Р/10Р/10Р/10Р, фарфорова
я изоляция.

Трансформаторы тока имеют
отдельную обмотку для подключения средств АИИС КУЭ с классом
точности 0,2S.

13.

Трансформаторы напряжения 110 кВ Все ТН емкостного типа
антирезонансные
.

П
редусмотрена отдельная обмотка для подключения
средств АИИС КУЭ с кл
ассом точности 0,2.

14.

Ограничитель перенапряжения 110 кВ

15.

Ошиновка 11
0 кВ. Гибкая проводом
2хАС
-
300/39
.

16.

КРУ 10 кВ с выключателями вакуумными трехполюсными с
пружинным приводом.

17.

Фильтр (трансформатор) присоединения масляный заземляющий
10,5 кВ, 630 кВА

18.

Реактор

однофазный заземляющий, плунжерный 10,5/

3, 485 кВар

19.

Реактор токоограничивающий 10 кВ

20.

Ограничитель перенапряжения 10 кВ

Проектируемое оборудование выбрано и проверено по номинальным
параметрам, термической и динамической стойкости к токам короткого
замыка
ния, с учетом климатического исполнения.

Исполнитель отмечает
, что принятые технические требования к
основному оборудованию обоснованы и соот
ветствуют Техническому
заданию и
современному уровню развития технологий.

8.1.5

Сроки и этапы реализации

Согласно Инвести
ционной программе ПАО «ФСК ЕЭС» сроки
реализации титула


с 20
10

по 201
8

годы.

Проектная документация разработана в 201
6 году. З
аключение
государственной экспертизы не получено
.

Рабоча
я документация находится на стадии разработки
.

Строительство объекта
«
ПС

220 кВ Восточная промзона
трансформаторной мощностью 560 МВА (2х200 МВА и 2х80 МВА),
строительство заходов ВЛ 220 кВ Кубанская
-

Краснодарская ТЭЦ № 1 и 2 на
ПС 220 кВ Восточная промзона ориентировочной протяженностью 16 км
(инвестиции за счет амортизации

в рамках тарифа за передачу
электроэнергии по распределительным сетям)»

пр
едусматривается
выполнить в шесть

этап
ов
.

Согласно «Проекту организации строительства» (шифр
ы
: 7175
-
1ПС_1
-
ПОС
-
002
-
22КС,

7175
-
1ПС_2
-
ПОС
-
002
-
22КС, 7175
-
1ВЛ_3
-
ПОС
-
301
-
25КСВ,
25

МГЭ/
73
-
122/17

7175
-
1ПС_4
-
ПОС
-
002
-
22КС, 7175
-
1ВЛ_5
-
ПОС
-
301
-
25КСВ, 7175
-
1ПС_5
-
ПОС
-
002
-
22КС
)
нормативный
суммарный
срок строительства составляет
51
месяц
, календарный график строительства

представлен

укрупненно.

Анализ графика реализации проекта и фактических сроков выполн
ения
приведен в п.

10.

Исполнитель отмечает
, что указанные сроки реализации
инвестиционного проекта

оцениваются как
завы
шенные
.

Согласно СТО
56947007
-
29.240.121
-
2012 «Сроки работ по проектированию, строительству и
реконструкции подстанций и линий электропе
редачи 35
-
1150 кВ» общий
срок реализации составляет
29
-
36

месяцев.

8.2

Анализ обоснованности
выбора конструктивных,

технических
и технологических решений

Исполнитель отмечает
, что
выбор основных конструктивных,
технических и технологических решений обоснован,
изменений
основополагающих конструктивных, технических и технологических
решений в процессе реализации инвестиционного проекта не происходило.

8.3

Анализ соответствия принятых технических и технологических
решений

действующим нормативно
-
правовым актам Российск
ой
Федерации, нормативно
-
технической документации, отраслевой
документации

Исполнитель отмечает
, что принятые технические и технологические
решения соответствуют действующим нормативно
-
правовым актам
Российской Федерации, нормативно
-
технической документаци
и, отраслевой
документации.

8.4

Анализ соответствия принятых технических и технологических
решений современному уровню развития технологий

Исполнитель отмечает
, что принятые технические и технологические
решения
соответствуют современному уровню развития
технологий
,

ограничени
я

на используемые технологии

отсутствуют, н
еобходимость
использования
уникального
специализированного оборудования

отсутствует
.

8.5

Анализ соответствия принятых технических и технологических
решений требованиям энергоэффективности и эколо
гичности объекта

Согласно Федеральному закону от 26.03.2003 №

35
-
ФЗ «Об
электроэнергетике»
энергетическая эффективность электроэнергетики


отношение поставленной потребителям электрической энергии к затраченной
в этих целях энергии из невозобновляемых

источников.

Показатели энергетической эффективности электросетевого комплекса
определяются электрическими характеристиками устанавливаемого
26

МГЭ/
73
-
122/17

оборудования (
в частности,
потери холостого хода, потери короткого
замыкания трансформаторов).

Техническими решения
ми для предотвращения воздействия на
окружающую среду в соответствии с требованиями СТО 56947007
-
29.240.10.028
-
2009 «Нормы технологического проектирования подстанций
переменного тока с высшим напряжением 35
-
750 кВ (НТП ПС)»
предусматривается:



мероприятия п
о снижению напряженности электрического и
магнитного полей до допустимых значений
, по предотвращению выноса
потенциала за пределы подстанции;



мероприятия по снижению шумового воздействия;



мероприятия по снижению загрязнения почвы и водных объектов
при авар
ийном выбросе масла из маслонаполненного оборудования
;



мероприятия по снижению загрязнения воздуха элегазом
;



расчет санитарно
-
защитной зоны подстанции.

Исполнитель отмечает
, что принятые технические и технологические
решения
соответствуют

требованиям энерг
оэффективности и экологичности
объекта.

8.6

Анализ в
озможност
и

оптимизации принятых технических и
технологических решений

Исполнитель отмечает
, что принятые технические и технологические
решения в целом оптимальны, возможностей для оптимизации решений

на
данно
й стадии реализации

не выявлено.

8.7

Анализ о
сновны
х

технически
х

и технологически
х

риск
ов

инвестиционного проекта

Выявлены следующие основные технические и технологические риски
инвестиционного проекта:



надежность оборудования;



сложность технологий;



уровень ав
томатизации;



темп модернизации оборудования и технологий;



ошибки эксплуатационного персонала;



количество и квалификация специалистов;



выбор оборудования и параметров, недостаточность/
избыточность решений;



недостижение плановых технических параметров;



увел
ичение сроков строительства.

Надежность оборудования: риск связан с отказоустойчивостью
применяемого оборудования, нормативным сроком эксплуатации
оборудования, качеством программного обеспечения. Воздействие риска
27

МГЭ/
73
-
122/17

проявляется в увеличении эксплуатационных

затрат, риске возникновения
аварий, связанных с отказом оборудования.

Сложность технологий: риск связан с необходимостью применения
дорогостоящего оборудования, отсутствием или уникальностью
оборудования. Воздействие риска проявляется в увеличении капитал
ьных
затрат при реализации проекта.

Уровень автоматизации: риск связан с возможностью отказа
программного обеспечения, необходимостью обеспечения резервирования и
ручного управления. Воздействие риска проявляется в увеличении
капитальных затрат при реализа
ции проекта, риске возникновения аварий,
связанных с отказом оборудования.

Темп модернизации оборудования и технологий: риск связан с
возможностью устаревания применяемых технологий и оборудования,
неправильностью расчета сроков реализации проекта. Воздейс
твие риска
проявляется в вероятности морального устаревания оборудования,
необеспечения требуемых показателей и характеристик.

Ошибки эксплуатационного персонала: риск связан с ошибками
эксплуатационного персонала. Воздействие риска проявляется в увеличени
и
эксплуатационных затрат, риске возникновения аварий, связанных с
человеческим фактором.

Выбор оборудования и параметров: риск связан с возможностью
неправильного выбора оборудования, неправильного определения
характеристик и параметров. Воздействие риска

проявляется в увеличении
капитальных затрат.

Количество и квалификация специалистов: риск связан с наличием
необходимых специалистов для качественного и своевременного выполнения
работ по монтажу и обслуживанию. Воздействие риска проявляется в
увеличении
капитальных и эксплуатационных затрат, срыве сроков
реализации проекта.

Недостижение плановых технических параметров: риск связан с
вероятностью выбора технических показателей и проектных решений, не
позволяющих осуществить в полной мере цели инвестиционно
го проекта.
Воздействие риска проявляется в необходимости корректировки проектных
решений, увеличении капитальных затрат, появления «бросовых» работ.

Увеличение сроков строительства: риск связан с возможностью срыва
сроков реализации инвестиционного проект
а и угрозой реализации
взаимосвязанных инвестиционных проектов. Воздействие риска проявляется
в увеличении продолжительности реализации проекта, ухудшении
финансово
-
экономических показателей в связи со смещением сроков начала
получения доходов от реализаци
и
, возможностью получения штрафных
санкций.

Специфические риски инвестиционного проекта заключаются в
необходимости выполнения реконструкции объекта без возможности вывода
его из эксплуатации
. Воздействие риска проявляется в увеличении
продолжительности ре
ализации проекта
, усложнении организационно
-
28

МГЭ/
73
-
122/17

технологических схем ведения работ, необходимости выделения очередей
строительства
.

Результаты о
ценк
и

рисков

приведены в п. 9.6.

8.8

Выводы по результатам технологического аудита

Принятые технические и технологически
е решения являются
в целом
обоснованными, соответствуют действующим нормативно
-
правовым актам
Российской Федерации, нормативно
-
технической документации, отраслевой
документации, соответствуют современному уровню развития технологий,
соответствуют требовани
ям энергоэффективности и экологичности объекта.

Оптимизация технических решений не требуется.

29

МГЭ/
73
-
122/17

9

Ценовой аудит

9.1

Оценка стоимостных показателей

9.1.1

Анализ качества и полноты расчетов сметной стоимости

Сметная документация по инвестиционному проекту «Строительство
ПС 220 кВ Восточная промзона трансформаторной мощностью 560 МВА
(2х200 МВА и 2х80 МВА), строительство заходов ВЛ 220 кВ Кубанская
-

Краснодарская ТЭЦ №

1 и 2 на ПС 220 кВ Восточная промзона» на

рассмотрение не представлена.

Заключение о проверке
достоверности определения сметной стоимости
строительства

отсутствует.

На основе данных из
с
водной таблицы стоимости
д
оговора подряда от
30.07.2015 г. № 265/7
-
15 (
п
риложение №1 к
д
оговору), заключенног
о между
ОАО «ФСК ЕЭС» и АО «ТЭК Мосэнерго», стоимость выполнения комплекса
работ по разработке ПИР, РД, оформлению ЗПО, ИРД, выполнения СМР,
ПНР и поставки МТРиО по титулу «ПС 220 кВ Восточная промзона с
заходами ВЛ 220 кВ договор 358/ТП от 28.05.2008 (инв
естиции за счет
амортизации в рамках тарифа за передачу электроэнергии по
распределительным сетям)» для нужд филиала ОАО «ФСК ЕЭС»
-

МЭС Юга
составляет в ценах 2 квартала 2015 года 2

267

376 тыс. руб. с НДС.

В результате
выборочной
проверки
актов
о приемке

выполненных
работ

(КС
-
2)

установлено, что
акты

составлены

по сборникам
территориальных единичных расценок
Краснодарского края

(ТЕР
-
2001,
ТЕРм
-
2001)
.
Акты
о приемке выполненных работ
составлены
в баз
исном

уровне цен

на 01.01.2000 г.

и цен, сложившихся ко в
ремени составления
первичной учетной документации
с
применением
индексов
изменения
сметной стоимости
,

согласно писем

Минстроя
России
.

Выводы о
соответств
ии

с
метн
ой

документаци
и

по объекту
«Строительство ПС 220 кВ Восточная промзона трансформаторной
мощност
ью 560 МВА (2х200 МВА и 2х80 МВА), строительство заходов ВЛ
220 кВ Кубанская
-

Краснодарская ТЭЦ № 1 и 2 на ПС 220 кВ Восточная
промзона»

действующей методологии сметного нормирования

могут быть
сделаны после
предоставления сметной документации.

9.1.2

Анализ
стоимости с использованием Укрупненных
нормативов цены

Исполнитель выполнил расчет стоимости реализации проекта на
основании сборника «Укрупненные нормативы цены типовых
технологических решений капительного строительства объектов
электроэнергетики в части
объектов электросетевого хозяйства»,
утвержденного
п
риказом Минэнерго России №

75 от 08.02.2016

(далее


УНЦ)
(табл. 1).

30

МГЭ/
73
-
122/17

Таблица 1


Расчет стоимости реализации проекта с использованием
укрупненных нормативов цены в уровне цен 1 кв. 2015 г.


п/п

Наиме
нование работ

Расценка
сборника
УНЦ*

Количес
тво, ед.

Единица
измерения

Стоимость
единицы,
тыс. руб.

Стоимость
всего, тыс.
руб.

1

Ячейка автотрансформатора
200 МВА 220/110/11 кВ

Т1
-
10
-
6

2

шт.

119 535

239 070

2

Ячейка трансформатора 80
МВА 110/10
-
10 кВ

Т1
-
07
-
2

2

шт.

46 181

92 362

3

Ячейка выключателя 220 кВ

В1
-
03

9

шт.

28 880

259 920

4

Ячейка выключателя 110 кВ

В1
-
02

13

шт.

16 543

215 059

5

ЗРУ (КТП)

Т5
-
01

1

шт.

8 524

8 524

6

ЗРУ (РП)

Т6
-
03

1

шт.

40 400

40 400

7

Постоянная часть

ПС

З1
-
03

1

шт.

223 094

223 094

8

Здание ОПУ

С
-
1, п.3

1

шт.





9

Подготовка и
благоустройство территории
ПС

Б1
-
18

37213

м2

6,559

244 082

10

Проектно
-
изыскательские
работы

П1
-
05

1

шт.

118 611

118 611

11

Итого стоимость ПС в ценах
2015 г. без НДС


-


-


-


-

1 441 122

12

ВЛ 220 кВ

Л1
-
23
-
6

1,797

км

12 213

21 947

13

Проектно
-
изыскательские
работы ВЛ 500 кВ

П3
-
14

1,797

км



14 146

14

Итого стоимость ВЛ в ценах
2015 г. без НДС









36 092

15

Всего стоимость в ценах
2015 г. без НДС









1 477 215

Примечание:

*



Укрупненные нормативы цены типовых технологических решений
капительного строительства объектов электроэнергетики в части
объектов электросетевого хозяйства (утверждены приказом
Минэнерго
России от 08.02.2016 г. № 75).


Указанные нормативы не учитывают следующие виды затрат:



затраты, связанные с оформлением прав на земельный участок;



компенсационные затраты, связанные с выполнением
технических условий по переустройству сооружений
и коммуникаций
инфраструктуры при пересечении;



затраты на автоматизированную информационно
-
измерительную
систему коммерческого учета электроэнергии.

Согласно

данным
из
п
риложения №1 к
д
оговору от 30.07.2015



265/7
-
15

стоимость
указанных

вид
ов

затрат

для
ПС

составляет
2
1
,
78

млн.

руб., для ВЛ


7
,
02

млн. руб. в текущих ценах без НДС
.

Таким образом, стоимость реализации проекта на основании УНЦ
оценивается в 1

777
,
09

млн. руб. с НДС (табл. 2).

31

МГЭ/
73
-
122/17

Таблица 2


Расчет стоимости реализации проекта с использованием
укрупненных
нормативов цены в уровне цен 1 кв. 2015 г.

Показатель

Стоимость, тыс. руб.

Стоимость по УНЦ, тыс. руб. без НДС

1

47
7

215

Стоимость затрат, не учтенных УНЦ, тыс. руб. без НДС

28

800

Стоимость всего без НДС

1

506

015

Стоимость всего с НДС

1

777

097


Пересчет стоимости реализации проекта в прогнозный уровень цен (
до
20
1
8

г.) выполнен на основе индексов
-
дефляторов по виду экономической
деятельности «
Инвестиции в основной капитал (капитальные вложения)
»,
согласно прогнозу Минэкономразвития Рос
сии от 24.1
1.2016 г. (табл. 3).

Таблица 3


Расчет
стоимости

реализации проекта с использованием
укрупненных нормативов цены в уровнях цен различных лет

Годы прогнозируемого периода

Стоимость в ценах
соответствующих лет, тыс.
руб.

Накопленный индекс
-
дефлятор

до 2015 года
(включительно)

354

124

1,07

2016 год

491

848

1,16

201
7

год

723 196

1,22

201
8

год

546 582

1,27

ВСЕГО

2

115

749

-

Примечание: *


Прогноз индексов дефляторов и индексов цен производителей по видам
экономической деятельности до 2019 г.
/ Минэкономразвития России.
URL:
http://economy.gov.ru/minec/activity/sections/macro/2016241101
.


Исполнитель сопоставил представленные данные о стоимости
реализации проекта с расчетом на основе укрупненных нормативов цены
(табл. 4).

Таблица 4


Сопоставление заявлен
ной стоимости реализации проекта и
расчетного объема финансовых потребностей

Расчет стоимости
реализации проекта

Стоимость строительства, тыс.
руб. с НДС

Источник информации

в текущем
уровне цен

в прогнозном
уровне цен

Объем финансовых
потребностей

1

777

097

2

115

749

расчет Исполнителя

Оценка полной
стоимости
инвестиционного
проекта

-

2

416

790

Инвестиционная программа
ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016
-

2020 годы (
приказ Минэнерго
России от 28.12.2016 г.


1432
)

Предполагаемая
стоимость
строительства

2

267

376

-

Сводн
ая

таблиц
а

стоимости
д
оговора

подряда

от
30.07.2015 № 265/7
-
15


32

МГЭ/
73
-
122/17

Превышение
предполагаемой стоимости
строительства
, указанной в
д
оговоре подряда

от 30.07.2015 № 265/7
-
15
, над
объем
ом

финансовых
потребностей, определенн
ым

на основе УНЦ

в текущем уровне цен
,
составляет
490
,28

млн
.

руб.

с НДС.

Превышение полной стоимост
и

инвестиционного проекта,
установленн
ой

в инвестиционной программе ПАО «ФСК ЕЭС» на 2016
-
2020

г
г. (
приказ Минэнерго России от 28.12.2016 г. № 1432
)
, над

объем
ом

финансовых потребностей, определенн
ым

на основе УНЦ

в прогнозном
уровне цен, составляет

301
,
04

млн. руб. с НДС.

В соответствии с Постановлением Правительства Российской
Федерации от 12.11.2016 г. № 1157 «О внесении изменений в некоторые акты
Правительства

Российской Федерации по вопросам ценообразования в
области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике», инвестиционные
программы, предусматривающие строительство объектов электроэнергетики,
утверждаются при условии непревышения объема финансовых потре
бностей,
необходимых для реализации проекта, над объемом финансовых
потребностей, определенным в соответствии с укрупненными нормативами
цены типовых технологических решений капитального строительства
объектов электроэнергетики.

Исполнитель отмечает,
п
ревы
шение предполагаемой стоимости
строительства, указанной в договоре подряда от 30.07.2015 № 265/7
-
15, над
объемом финансовых потребностей, определенным на
основе УНЦ в
текущем уровне цен
.

Исполнитель отмечает
,
что

полная

стоимост
ь

инвес
тиционного
проекта, у
становленная

в инвестиционной программе ПАО

«ФСК ЕЭС» на
2016
-
2020 гг.

(
приказ Минэнерго России от 28.12.2016 г. № 1432
)
,
превышает
объем
фина
нсовых потребностей, определенн
ы
й

на основе УНЦ
.

9.1.3

Анализ стоимости с использованием объектов
-
аналогов

Анализ стоимо
сти с использованием объектов
-
аналогов основан на
следующих альтернативных методологических подходах
:



парное сравнение с прямыми аналогами по полной стоимости
строительства
;



парное сравнение с прямыми аналогами по удельным
стоимостным показателям
;



укрупненная оценка стоимости по удельным стоимостным
показателям сопоставимых проектов


при отсутствии прямых аналогов.

Подбор прямых аналогов рассматриваемого проекта основан на
соблюдении следующих критериев
:



технико
-
экономические показатели аналога
(номинальное
напряжение, мощность, длина ВЛ, территория расположения и т.п
.
)
должны
совпада
т
ь

с рассматриваемым проектом;



состав строительно
-
монтажных работ аналога должен совпада
т
ь

с
рассматриваемым проектом;

33

МГЭ/
73
-
122/17



стоимость строительства аналога
должна быть
оп
ределена
достоверно;



технические

и технологические решения аналога не
должны быть
устаревшими
.

В соответствии с этим проектная документация аналога должна иметь
положительное заключение государственной экспертизы. При этом отбор
аналога должен учитывать пе
риод его ввода в эксплуатацию, который,
предположительно, не должен быть ранее

2005
-
2007

гг. Поскольку проекты
строительства в отрасли электросетевого хозяйства отличает большое
разнообразие типовых проектных решений, состава работ и местных
природно
-
клима
тических условий, указанные критерии отбора не позволяют
установить

прямых аналогов

рассматриваемого проекта
.

Провести с
опоставление по показателю полной
и удельной
стоимости
строительства с прямым
и аналогами

не
представляется возможным
.

Укрупненная оценка

стоимости по удельным стоимостным
показателям сопоставимых проектов основана на оценке
среднестатистических стоимостных показателей по сопоставимым проектам
с последующим укрупненным расчетом стоимости рассматриваемого
проекта.

Исполнитель провел
указанно
е
сравнение с аналогами на основе
показателей
укрупненной (
удельной
)

стоимости

с использованием
«Сборника укрупненных показателей стоимости линий электропередачи и
подстанций напряжением 35
-
750

кВ ОАО

«ФСК

ЕЭС» (
приказ

ОАО

«ФСК

ЕЭС» от 09.07.2012

г. №

385
,

приказ ОАО

«ФСК

ЕЭС» от
21.10.2014

г. №

477)

(далее


УСП)
. Указанный сборник внесен в
федеральный реестр

сметных нормативов, подлежащих применению при
определении сметной стоимости объектов капитального строительства,
строительство которых финансируется
с привлечением средств федерального
бюджета
(приказ Минстроя России от

06.10.2014

г. №

597/пр).

В основе определения указанных
укрупненных показателей стоимости
лежит сводный сметный расчет стоимости строительства по 41
реализованному инвестиционному проек
ту
ПАО

«ФСК

ЕЭС»
. В данную
выборку включены проекты строительства, реконструкции, расширения и
технического перевооружения объектов капитального строительства
(подстанций) и линейных объектов (кабельных и воздушных линий)
номинальной мощностью от 110 до 750

кВ в различных

регионах Российской
Федерации.

Расчет методом
сравнени
я

с аналогами на основе
укрупненных
стоимостных показателей осуществлен в следующих уровнях цен:



базисный уровень цен на 01.01.2000 года;



текущий уровень цен 201
5

года.

Результаты оценки стоимости реа
лизации проекта представлены в
табл.

5.

34

МГЭ/
73
-
122/17

Таблица 5


Расчет стоимости реализации проекта с использованием
укрупненных стоимостных показателей* в базисном уровне цен

№ п/п

Наименование работ

Количес
тво, ед.

Единица
измерен
ия

Стоимость
единицы, тыс.
руб. без НДС

Стоимост
ь
всего
, тыс.
руб. без
НДС

1

Автотрансформатор 200 МВА
220/110/11 кВ

2

шт

37 900

75 800

2

Трансформатор 80 МВА 110/10,5
-
10,5 кВ

2

шт

11 680

23 360

3

Выключатель элегазовый 220 кВ

9

шт

14 698

132 282

4

Выключатель элегазовый 110 кВ

13

шт

7 703

100 139

5

Выключатель вакуумный 10 кВ
(СН)

5

шт

163

815

6

Выключатель вакуумный 10 кВ
(Потребительское)

45

шт

163

7 335

7

Постоянная часть затрат по ПС

1

шт

39 104

39 104

8

Затраты сопутствующие
строительству ПС
**

24,03%

% от п.
1
-
7


-

91 034

9

Регионально
-
климатические
условия ЮФО

-
6,00%

% от п.
1
-
8



-
28 192

Итого ст
оимость в ценах 2001 г. без
НДС

-

-

-

441

677

10

ВЛ 220 кВ

1,797

км

1 485,0

2 669

11

Затраты
,

сопутствующие
строительству ВЛ
**

23,48%

% от п. 4



627

12

Регионально
-
климатические
условия ЮФО

-
6,0%

% от п.
4
-
5



-
198

Итого ст
оимость в ценах 2001 г. без
НДС

-

-

-

3
097

Примечания:

*



Укрупненные показатели стоимости линий электропередачи и
подстанций напряжением 35
-
750

кВ (утверждены приказами
ОАО

«ФСК

ЕЭС» от 09.07.2012

г. №

385
, от

21.10.2014

г. №

477).

**


Затраты, сопутствующие строительству соответствуют перечню затрат
по главам 1, 8, 9, 10, 12 сводного сметного расчета.


В расчете стоимости реализации проекта на основе укрупненных
стоимос
тных показателей не учтены затраты, связанные с оформлением
земельного участка (постоянный и временный отвод, плата за землю при
изъятии, арендная плата, выплата земельного налога в период строительства)
и компенсационные выплаты при отводе земель.

Согласн
о

данным
из
п
риложения №1 к
д
оговору от 30.07.2015

№265/7
-
15

стоимость
указанных

вид
ов

затрат

для ПС

составляет
21,78

млн.

руб., для ВЛ


7,02 млн. руб. в текущих ценах без НДС
.

Оценка стоимости строительства в текущем уровне цен с учетом доли
расходов на строительно
-
монтажные работы, оборудование, проектно
-
изыскательские и прочие работы приведена в табл.
6
-
7
.

35

МГЭ/
73
-
122/17

Таблица 6


Оценка стоимости
строительства

ПС
в текущем уровне цен

Стоимость
строительства

Стоимость в
базисном уровне
цен, тыс. руб. без
НДС

Доля
расходов

Индексы
приведения*
в текущий
уровень цен

Стоимость в
текущем уровне
цен, тыс. руб.
без

НДС

СМР

97 169

22,0%

5,69

552 891

Оборудование

293 715

66,5%

4,04

1 186 609

Прочие

22 084

5,0%

7,94

175 346

ПИР

28 709

6,5%

3,76

107 946

ВСЕГО

441 677

100,0%

-

2 022 792

Примечание
:

*



Индекс
ы

приведения в текущий уровень цен

приведены согласно письму
Минстроя России
от 26 июня 2015 г. № 19283
-
ЮР/08
.

Таблица 7


Оценка стоимости строительства
ВЛ
в текущем уровне цен

Стоимость строительства

Стоимость в
базисном уровне
цен, тыс. руб. без
НДС

Доля
расходов

Индексы
приведения*
в текущий
уровень цен

Стоимость в
текущем
уровне цен,
тыс. руб.
без

НДС

СМР

2 478

80,0%

5,69

14 099

Прочие

356

11,5%

7,94

2 828

ПИР

263

8,5%

3,76

990

ВСЕГО

3 097

100,0%

-

17 918

Примечание
:

*



Индекс
ы

приведения в текущий уровень цен

приведены согласно письму
Минстроя России
от 26 июня 2015 г. № 19283
-
ЮР/08
.


Стоимость строительства в
текущем
уровне цен оценивается в
сумме

2

442 021
тыс. руб.

с НДС (табл. 8).

Таблица 8


Расчет стоимости реализации проекта с использованием
укрупненных стоимостных показателей в текущем уровне цен

Показатель

Стоимость, тыс. руб.

Стоимость по УСП, тыс. руб. без НДС

2

040 710

Стоимость затрат, не учтенных УСП, тыс. руб. без
НДС

28 800

Стоимость всего без НДС

2 069 510

Стоимость всего с НДС

2 442 021


Стоимость строительства в уровне цен соответствующих лет
оценивается в
сумме

2 709

253

тыс. руб.

с НДС (табл. 9).

Таблица 9


Оценка финансирования в уровне цен соответствующих лет

Годы прогнозируемого
периода

Стоимость в ценах
соответствующих лет, тыс.
руб.

Накопленный
индекс
-
дефлятор
*

до 2015 года (включительно)

483 460

1,00

36

МГЭ/
73
-
122/17

2016 год

621 444

1,08

201
7

год

913 749

1,14

201
8

год

690 600

1,19

ВСЕГО

2 709 253

-

Примечание:

*



Прогноз индексов дефляторов и индексов цен производителей по видам
экономической деятельности до 2019 г.
/ Минэкономразвития России.
URL:
http://economy.gov.ru/minec/activity/sections/macro/2016241101
.


Сравнительный анализ заявленной стоимости реализации проекта с
оценкой Исполнителя приведен в табл. 10.

Таблица 10


Сравнительный анализ стоимости реализации проекта

Уровень цен

Оценка Заказчика,
млн руб.

Оценка* Исполнителя,
млн руб.

Разница в
оценке
Исполнит
еля и
Заказчик
а,

млн руб.

Разница в
оценке
Исполнител
я и
Заказчика,

%

полная
стоимость

(согласно
инвестиц
ионной
программ
е)

предпола
гаемая
стоимость
строитель
ства

стоимость

по
укрупнен
ным
норматив
ам цены
(УНЦ)

стоимость

по
аналогам
(УСП)

Базовый уровень
цен (без НДС)


-

-

445

-

-

Текущий уровень
цен, 20
15

(с НДС)

-

2

267

1

777

2 442

175

8%

Уровень цен
соответствующих
лет
, до 2
0
18 г.


НДС)

2

417

-

2

116

2 709

292

12%

С учетом
директивного
снижения** на 30%
(с НДС)

2

417

-

-

1 896

-
520

-
22%

Примечания:

*


Укрупненные показатели стоимости линий электропередачи и
подстанций напряжением 35
-
750 кВ (утверждены приказами ОАО
«ФСК ЕЭС» от 09.07.2012 г. № 385, от 21.10.2014 г. № 477).

**


Постоянная часть затрат включает:
общеподстанционный пункт
управления, системы РЗА и кабельные связи, устройство собственных
нужд подстанции и щит постоянного тока с АБ, внутриплощадочные
водоснабжение, канализацию и подъездн
ые дороги, средства
внутренней
связи, противопожарный водопровод,

систему охранного
видеонаблюдения, наружное освещение, ограждение и проч.


С
тоимость

строительства в текущем уровне цен, оцененная на основе
сопоставления с аналогами (расчет выполнен по укрупненны
м стоимостным
показателям
), на
8
% выше стоимости строительства, определенной в
д
оговоре подряда

от 30.07.2015 № 265/7
-
15.

Стоимость строительства

в прогнозном уровне цен, оцененная на
основе сопоставления с аналогами, на
1
2
%
выше

полной стоимости
37

МГЭ/
73
-
122/17

строительства, определенной в инвестицион
ной программе ПАО

«ФСК

ЕЭС»
на 2016
-
2020

гг.

Стоимость строительства

в прогнозном уровне цен с

у
четом
директивного снижения
на 30%
, оцененная на основе сопоставления с
аналогами (УСП), на
2
2
% меньше полной стоимости строительства,
определенной в инвестицио
нной программе ПАО

«ФСК

ЕЭС» на 2016
-
2020

гг.


Исполнитель отмечает

достаточность денежных средств с учетом
директивного снижения на 30% для финансирования рассматриваемого
титула в объеме, заложенном на его реализацию в инвестиционной
программе.

9.1.4

Сравнител
ьный анализ стоимостных показателей на разных
стадиях реа
лизации инвестиционного проекта

Результаты проведения анализа стоимостных показателей следующие.

Анализ качества и полноты расчетов сметной стоимости не проводился
в связи с отсутствием сметной докум
ентации.

Расчет стоимости реализации проекта на основании УНЦ дал
следующие результаты:



стоимость реализации проекта
оценивается в
1 77
7
,1
0

млн

руб. с НДС
в ценах 2015 года;




стоимость реализации проекта оценивается в
2

115
,
7
5 млн. руб. с
НДС в ценах
соответствующих лет;

Полная стоимость инвестиционного проекта, установленная в
инвестиционной программе ПАО «ФСК ЕЭС» на 2016
-
2020 гг. (приказ
Минэнерго России от 28.12.2016 г. № 1432), составляет
2

416,79

млн. руб. с
НДС в ценах соответствующих лет и прев
ышает объем финансовых
потребностей, определенный на основе УНЦ в прогнозном уровне цен.

Сравнение с аналогами на основе укрупненных стоимостных
показателей дало следующие результаты:



стоимость реализации проекта оценивается в
2

442,02

млн руб. с НДС
в цен
ах 2015 года;



стоимость реализации проекта оценивается в
2

7
09,25

млн. руб. с
НДС в ценах соответствующих лет.

Полная стоимость строительства, определенная в инвестиционной
программе ПАО «ФСК ЕЭС» на 2016
-
2020 гг., превышает стоимость
строительства в прогн
озном уровне цен, оцененную на основе сопоставления
с аналогами
.

Сведения, свидетельствующие об изменении стоимостных показателей
по рассматриваемому проекту, не представлены.

9.2

Финансово
-
экономическая оценка инвестиционного проекта

38

МГЭ/
73
-
122/17

Представленные на техноло
гический и ценовой аудит документы
Заказчика не содержат материалы по финансово
-
экономической оценке
рассматриваемого проекта.

В связи с этим в качестве экономического обоснования выбора
принятых технических решений рекомендуется представить на аудит
технико
-
экономическое обоснование проекта (п. 4.2.15 Технического
задания)
.

9.2.1

Анализ финансово
-
экономической

модел
и

Финансово
-
экономическая модель проекта не представлена.

В соответствии с действующими в электроэнергетике нормативно
-
правовыми актами стоимост
ь услуг ПАО

«ФСК

ЕЭС» по передаче
электроэнергии включает следующие элементы:



стоимость услуг по передаче электрической энергии на
содержание объектов электросетевого хозяйства (определяется тарифами и
подключенной мощностью потребителей);



стоимость нормат
ивных технологических потерь электрической
энергии (определяется тарифами и подключенной мощностью потребителей).

При этом государственное регулирование цен обеспечивает
экономически обоснованную доходность инвестированного капитала
(Федеральный закон «Об
электроэнергетике» от 26.03.2003

г. №

35
-
ФЗ,
Постановление Правительства Российской Федерации «О ценообразовании в
области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» от 29.12.2011

г.


1178).

Расчет тарифов основан на оценке необходимой валовой выруч
ки
сетевой организации (приказ ФСТ России «Об утверждении методических
указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую
(тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке» от 06.08.2004

г.


20
-
э/2). Тариф изменяется пропорционально рос
ту расходов сетевой
организации и обратно пропорционально объему передаваемой
электроэнергии и подключенной мощности энергопринимающих устройств
потребителей.

В данной ситуации величина тарифа после реализации
инвестиционного проекта в зависимости от конк
ретных обстоятельств
(величины капитальных вложений, увеличения расходов сетевой
организации, роста передаваемой электроэнергии и т.д.) может как
увеличиться, так и уменьшиться. В связи с этим оценка величины тарифа в
прогнозном периоде на основе инфляцион
ного индексирования
представляется некорректной.

Поскольку тариф определяется достижением нормативно
установленной доходности, то расчет денежных потоков по отдельно взятому
инвестиционному проекту, не позволяет оценить реальную эффективность
данных инвест
иций в целом для сетевой организации.

39

МГЭ/
73
-
122/17

По данной причине провести оценку инвестиционного проекта на
основе его финансовой модели в отрыве от данных о денежных потоках всей
сетевой организации не представляется возможным.

Исполнитель отмечает

неприменимость

методов финансового
моделирования отдельных инвестиционных проектов для оценки их
экономической эффективности для сетевой организации в условиях
действующего порядка ценообразования в электроэнергетике.

9.2.2

Анализ показателей экономической эффективности

Проек
т, реализация которого связана со снижением тарифа за услуги
передачи электроэнергии, представляется экономически эффективным,
поскольку снижает нагрузку на потребителей. В соответствии с этим анализ
экономической эффективности рассматриваемого проекта осн
ован на оценке
изменения указанного тарифа.

В соответствии с методологией ценообразования в области
регулируемых тарифов в электроэнергетике Исполнитель провел оценку
изменения необходимой валовой выручки по результатам реализации
рассматриваемого проекта
.

Необходимая валовая выручка определяется по следующей формуле
(приказ ФСТ России «Об утверждении методических указаний по
регулированию тарифов с применением метода доходности
инвестированного капитала» от 30.03.2012 г. № 228
-
э):


НВВ = Р + ВК + ДК + Дел
ьтаЭОР + ДельтаЭП + ДельтаНВВ,


где:

НВВ


необходимая валовая выручка;

Р


расходы, связанные с производством и реализацией продукции;


ВК


возврат инвестированного капитала;

ДК


доход на инвестированный капитал;

ДельтаЭОР


экономия операционных расход
ов;

ДельтаЭП


экономия от снижения технологических потерь;

ДельтаНВВ


величина изменения необходимой валовой выручки,
производимого в целях сглаживания тарифов.

При этом размер инвестированного сетевой организацией капитала
корректируется на величину пла
ты за технологическое присоединение.

Ежегодные расходы, связанные с производством и реализацией
продукции, оцениваются в размере 7,1% от капитальных вложений по
подстанции и 3,0%


по линиям электропередач (см. п. 9.3.2).

Суммы, включаемого в необходимую
валовую выручку возврата
инвестированного капитала, определяется с учетом срока его возврата в
течение 35 лет (приказ ФСТ России от 30.03.2012 г. № 228
-
э)


2,9% от
капитальных вложений.

40

МГЭ/
73
-
122/17

Норма доходности на инвестированный капитал с 2015 г. установлена в
р
азмере 10% (приказ ФСТ России «Об утверждении нормы доходности
инвестированного капитала для расчета тарифов на услуги по передаче
электрической энергии по Единой национальной (общероссийской)
электрической сети» от 21.11.2014 г. № 2049
-
э).

Прочие аргумент
ы (экономия операционных расходов, экономия от
снижения технологических потерь, величина изменения необходимой
валовой выручки, производимого в целях сглаживания тарифов) не зависят
от реализации отдельно взятого проекта.

Таким образом, в связи с реализаци
ей рассматриваемого проекта
величина необходимой валовой выручки электросетевой организации
увеличится ориентировочно на 20,0% от суммы капитальных вложений по
подстанции и 15,9%


по линиям электропередач
, скорректированных на
величину платы за технологич
еское присоединение.

Объем подключаемой

нагрузки в результате реализации
рассматриваемого проекта
в соответствии с представленным на рассмотрение
договором технологического присоединения от

28
.0
5
.20
08

г. №
358
/ТП,
заключенным между ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «
Куб
аньэнерго
», составит

1
2
0

МВ
т
.

Авансовый платеж за

технологическо
е

присоединени
е

определен в
сумме
0
,
960

млн. руб. с НДС

(на расходы ОАО «ФСК ЕЭС», связанные с
подготовкой ТУ)
.

Полная стоимость оформляется путем подписания
дополнительных соглашений к догово
ру от

28
.0
5
.20
08 г. № 358/ТП.

С учетом расчета стоимости капитальных вложений, выполненного
Исполнителем по укрупненным стоимостным показателям, необходимая
валовая выручка сетевой организации увеличится ориентировочно на

4
46

млн
.

руб.

В соответс
твии с при
казом ФАС России от
09.12.2014 № 297
-
э/3
с

01.07.201
7

г., ставка тарифа на услуги по передаче электрической энергии
на содержание объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую
национальную (общероссийскую) электрическую сеть, составляет
164

095,64

руб. за 1 МВт*мес.

С учетом действующей ставки тарифа и подтвержденного договором
технологического присоединения

от

28
.0
5
.20
08 г. № 358
/ТП

прироста
нагрузки
прирост действительного годового дохода составит ориентировочно
2
36

млн. руб., что ниже оцениваемого прироста необходимой валовой
выручки в размере

4
46

млн.

руб. Следовательно, при сохранении ставки
тарифа на указанном уровне доходность сетевой организации уменьшится.

Поскольку тариф устанавливается на уровне, обеспечиваю
щем
нормативную доходность инвестированного капитала, прирост годового
дохода сетевой организации и прирост ее необходимой валовой выручки
должны быть равны друг другу. Отсюда можно сделать вывод, что
реализация проекта предположительно окажет
повышающее

в
оздействие на
формирование тарифа в будущем, что определяет
относительно
низкую

экономическую эффективность реализации проекта для потребителей.

41

МГЭ/
73
-
122/17

Более точная оценка влияния проекта на размер тарифа за услуги
передачи электроэнергии требует учета влияния фа
кторов, не связанных с
реализацией рассматриваемого проекта.

Исполнитель отмечает

относительно
низкую

экономическую
эффективность
реализации проекта для потребителей с учетом подключения
нагрузки мощностью
12
0 МВт
.

9.3

Анализ затрат на реализацию инвестиционно
го проекта

9.3.1

Анализ капитальных затрат

Предполагаемая стоимость по объекту

«
Строительство ПС 220 кВ
Восточная промзона трансформаторной мощностью 560 МВА (2х200 МВА и
2х80 МВА), строительство заходов ВЛ 220 кВ Кубанская
-

Краснодарская
ТЭЦ № 1 и 2 на ПС 220
кВ Восточная промзона
»

составляет 2

267,37 млн.
руб. с НДС в ценах 2015 г. согласно
д
оговору подряда от 30.07.2015 г.


265/7
-
15 (Приложение №1), заключенного между ОАО «ФСК ЕЭС» и
АО

«ТЭК Мосэнерго».

Полная стоимость инвестиционного проекта составляет
2

4
16
,
79

млн.

руб. с НДС в ценах соответствующих лет, согласно
инвестиционной программе ПАО «ФСК ЕЭС» на 2016
-
2020 гг. (приказ
Минэнерго России от 18.12.2015 г. №

980).

Исполнитель отмечает

не
значительное расхождение данных о
стоимости реализации проекта в
До
говоре подряда

и в инвестиционной
программе ПАО «ФСК ЕЭС».

С учетом результатов проведенной Исполнителем оценки стоимости
реализации проекта на основе укрупненных стоимостных показателей с
учетом директивного снижения на 30% (в соответствии со «Стратегией
развития электросетевого комплекса Российской Федерации» (утверждена
Распоряжением Правительства Российской Федерации от 03.04.2013 г. №
511
-
р) ПАО «ФСК ЕЭС») заявленная стоимость инвестиционного проекта
в
целом
превышает

уров
ень

рыночных цен

(см. п. 9.1).

Исполнитель провел сравнение стоимости реализации проекта с
показателями средних инвестиционных затрат

2012 года с учетом
директивного снижения на 30%.
Средние фактические удельные
инвестиционные затраты
уровня 2012 г. указаны в табл. 11.

Таблица 11


Средние фактичес
кие удельные инвестиционные затраты в
2012 г.

Удельный показатель

Средние инвестиционные
затраты в 2012 г.,

млн
.

руб. без НДС

на 1 км линий электропередачи

21,79

на 1 МВА трансформаторной мощности

4,99

42

МГЭ/
73
-
122/17

Источник: «Отчет об оценке снижения затрат на
единицу выпускаемой продукции по
инвестиционным проектам ПАО

«ФСК

ЕЭС», введенным в эксплуатацию в
2015 году» / ООО

«ПрайсвотерхаусКуперс

Консультирование». 2016.


Трансформаторная мощность в результате реализации
рассматриваемого проекта составит
560 МВА
.

Длина линий электропередач в
результате реализации рассматриваемого проекта вырастет на
1
,
797

км.

В соответствии с данными технико
-
экономическими показателями
выполнен р
асчет предельной стоимости проекта в ценах 2012 г. без учета
директивного снижения

(та
бл. 12).

Таблица 12


Расчет предельной стоимости проекта в ценах 2012 г. без учета
директивного снижения

Стоимостной показатель

Технико
-
экономический показатель

Стоимость, млн
.

руб.
без НДС

значение по
проектной
документации

единица измерения

удельная

(на 1
единицу)

общая

стоимость линии
электропередачи

1
,
797

км линий
электропередачи

21,79

39
,
16

стоимость подстанции

560

МВА
трансформаторной
мощности

4,99

2 794
,
40

ВСЕГО

-

-

-

2

833
,
56


Таким образом, предельная стоимость

проекта в ценах 2012 г. без учета
директивного снижения

составляет
2

833
,
56

млн. руб. без НДС.

Стоимость капитальных затрат согласно
Договору

подряда

в разбивке
по объектам строительства представлена следующими показателями
:



стоимость линии электропередачи


9
2
,
28

млн. руб. без НДС
;



стоимость подстанции



1

8
2
9
,
2
2

млн. руб. без НДС
.

Таким образом, стоимость

рассматриваемого
проекта на основе данных
Договора подряда

с учетом индексов
-
дефляторов на прогнозный период не
превышает уровня цен 2012 г. (рис. 2).
С
тоимостные показатели проекта
при
этом
достигают целевых показателей «Стратегии развития электросетевого
комплекса Российской Федерации» по снижению капитальных з
атрат.


43

МГЭ/
73
-
122/17


Рисунок 2



Расчет предельной стоимости проекта с учетом директивного снижения
,
млн руб. без НДС

Стоимостные показатели, учитывающие только строительство
подстанционной части
(без учета стоимости
линии электропередачи
),
ниже

предельн
ой

стоимост
и
, определенн
о
й

на основе целевых показателей
«Стратегии развития электросетевого комплекса Российской Федерации» по
снижению капитальных затрат (рис. 3).



Рисунок 3



Расчет предельной стоимости
подстанционной части

с учетом
директивного снижения
, млн руб. без НДС

0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Предельная стоимость проекта без учета директивного снижения

Расчет прогнозной стоимости проекта на основе данных проектной документации

Предельная стоимость проекта с учетом директивного снижения

0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Предельная стоимость проекта без учета директивного снижения

Расчет прогнозной стоимости проекта на основе данных проектной документации

Предельная стоимость проекта с учетом директивного снижения

44

МГЭ/
73
-
122/17

Таким образом,

с учетом полученных результатов
представленного
анализа

стоимость

реализации проекта

представляется
в целом
оптимальной
.

9.3.2

Анализ эксплуатационных затрат

Ежегодные расходы, связанные с услугами передачи электроэнергии,
для рассматриваемого проекта могут
быть оценены следующим образом
:

1.

Расходы, связанные с услугами передачи электроэнергии, на
объектах капитального строительства (подстанциях)
:



расходы на обслуживание объекта капитального строительства


2,0% от капитальных вложений (
Справочник по проектиров
анию
электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. М., 2012
)
;



расходы на ремонт



2,
9
% от капитальных вложений
;



налог на имущество


2,2% от капитальных вложений
.

2.

Расходы, связанные с услугами передачи электроэнергии, на
линейных объектах (
кабельных
лин
иях электропередач)
:



расходы на обслуживание объекта капитального строительства


0,4% от капитальных вложений
;



расходы на ремонт



0,4% от капитальных вложений
;



налог на имущество


2,2% от капитальных вложений
.

Таким образом, ежегодные расходы, связанные

с услугами передачи
электроэнергии, могут быть оценены в размере 7,1%

от капитальных
вложений по подстанции и 3,0% по линиям электропередач.

9.4

Анализ возможностей оптимизации стоимостных показателей

Возможности оптимизации стоимостных показателей проекта не
выявлены.

9.5

Анализ основных экономических рисков инвестиционного
проекта

Исполнитель выполнил анализ основных экономических рисков
проекта:

1.

О
перационный риск
.

2.

И
нвестиционный риск
.

3.

Ф
инансовый риск
.

4.

Р
иск недофинансирования
.

5.

Р
иск недостижения запланированной рентабельности.

Операционный риск: зависит от операционной деятельности
ПАО

«
ФСК ЕЭС
» в целом, и не будет иметь значительного влияния от
одного инвестиционного проекта в масштабах реализации инвести
ционной
программы развития электросетевого комплекса.

Инвестиционный риск: инвестирование рассмотренного проекта
предполагается в полном объеме за счет
собственных
средств, полученных от
45

МГЭ/
73
-
122/17

оказания услуг по передаче электроэнергии по

электрическим сетям
ПАО

«
ФСК ЕЭС
»

согласно установленным тарифам
.

Финансовый риск: выделяются отдельно инфляционный и валютный
риски. Инфляционный риск в рассматриваемом проекте оказывает основное
влияние на величину эксплуатационных расходов, что обуславливает
необходимость
индексации тарифов на услуги ПАО «
ФСК ЕЭС
» в
долгосрочной перспективе. Валютный риск связан с опасностью
неблагоприятного повышения курса валюты для импортера оборудования,
повышение курса валюты цены по отношению к валюте платежа.
При
условии, что в проце
ссе реализации рассматриваемого инвестиционного
проекта будет предусмотрено в основном применение оборудования и
материалов отечественного производства
,

валютный риск оценивается как
минимальный

(рис. 4)
.



Рисунок 4



Оценка
риск
а удорожания проекта в результате изм
енения обменного
курса рубля

Риск недофинансирования проекта: связан с превышением объема
финансовых потребностей, определенного в соответствии со сметной
стоимостью строительства (согласно разработанной проектной
документации), над объемом финансовых потр
ебностей, определенным в
соответствии с укрупненными нормативами цены типовых технологических
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
70
80
90
100
110
Обменный курс, руб. за 1 долл. США

Промежуточные уровни импортозамещения

Превышение суммы, заложенной в инвестиционной программе

Средства, заложенные в инвестиционной программе

Стоимость реализации проекта при импортозамещении, млн руб.

Стоимость реализации проекта с импортным оборудованием, млн руб.

46

МГЭ/
73
-
122/17

решений капитального строительства объектов электроэнергетики
(утверждаются Министерством Энергетики Российской Федерации).

Риск недостижения запланированной рент
абельности: основным
стоимостным фактором, формирующим плановую выручку проекта, является
цена (тариф) за услуги передачи электрической энергии. Финансирование
данного проекта предполагается за счет RAB
-
тарифа, в который
закладываются затраты на создание о
бъекта и эксплуатационные затраты на
его содержание.

9.6

Оценка рисков

инвестиционного проекта

Исполнителем выполнен анализ и оценка идентифицированных рисков
по интегральному показателю с учетом вероятности наступления и степени
воздействия каждого риска. Рас
сматриваемые риски отнесены к одной из 3
-
х
степеней угроз.

Результаты

оценки

представлены на рис
.

5
.


47

МГЭ/
73
-
122/17

Параметры
возникновения рисков

Воздействие

отсутствует

незначительное

умеренное

значительное

критическое

Вероятность рискового события

почти
невозможное

(менее 1%)



Риск
недостижения
запланированной
рентабельности



Финансовый риск









Валютный риск









Риск
избыточности/нед
остаточности
предлагаемых
технических
параметров в
сравнении с
прогнозируемым
спросом











маловероятное

(менее 5%)













Операционный
риск



Риск
недостижения
плановых
технических
параметров













Технологический
риск

















возможное

(от 5 до 75%)







Риск увеличения
сроков
реализации
проекта







Экономический
риск



Риск
недофинансирова
ния







вероятное

(более 75%)






ожидаемое

(более 90%)






Рисунок 5



Результаты оценки рисков инвестиционного проекта

48

МГЭ/
73
-
122/17

10

Мониторинг

на стадии
строительства

М
он
иторинг на стадии строительства

осуществляется с целью анализа
реализуемости инвестиционного проекта
по состоянию на заданную дату
и
включает в себя следующие основные задачи
:



анализ наличия необходимых и достаточных условий для
завершения

реализации
инвестиционного проекта
;



оценка целе
сообразности
и своевременности
проводимых
мероприятий на данной стадии реализации инвестиционного проекта
;




проверка
достижения

технико
-
экономических параметров,
установленных на ранних стадиях разработки проекта.

10.1

А
нализ договоров подряда

со строительными
и монтажными
организациями

В целях реализации инвестиционного проекта ОАО

«ФСК

ЕЭС»
заключен договор подряда

№ 33/08 от 01.09.2008 с ЗАО «ЮгЭнергоПроект»

на выполнение проектных работ на сумму 38

870 тыс. рублей с НДС.

В целях реализации инвестиционного
проекта ОАО

«ФСК

ЕЭС»
заключен
договор
подряда №

265/7
-
15 от 30
.0
7
.201
5

с АО

«
ТЭК Мосэнерго
»

(с дополнительными соглашениями №№ 1
-
11)
на разработку
РД
, выполнение
СМР,

ПНР и

поставку
МТРиО в соответствии с Протоколом ОАО «ЭССК
ЕЭС» о результа
тах открытого
конкурса №

7/28317 от 02.06
.2015
.

На основе данных из Сводной таблицы стоимости Договора подряда от
30.07.2015 г. № 265/7
-
15 (Приложение №1 к Договору), заключенного между
ОАО «ФСК ЕЭС» и АО «ТЭК Мосэнерго», стоимость выполнения комплекса
работ по разработ
ке ПИР, РД, оформлению ЗПО, ИРД, выполнения СМР,
ПНР и поставки МТРиО по титулу «ПС 220 кВ Восточная промзона с
заходами ВЛ 220 кВ договор 358/ТП от 28.05.2008 (инвестиции за счет
амортизации в рамках тарифа за передачу электроэнергии по
распределительным
сетям)» для нужд филиала ОАО «ФСК ЕЭС»
-

МЭС Юга
составляет в ценах 2 квартала 2015 года 2

267

376 тыс. руб. с НДС.

Указанный д
оговор содержит данные об объемах, сроках выполнения и
стоимости работ
по рассматриваемому инвестиционному проекту
(
п
риложени
я

1
,

2
, 26 д
оговора:

«
Сводная таблица стоимости
»
,

«
График
выполнения работ, поставок
»
,

«
Спецификация

оборудования
, материалов,
запчастей
»
).

В
«Графике выполнения работ
, поставок
»
указываются следующие
сроки: разработка рабочей документации, подготовка исходно
-
разрешительной документации
в части ПС 220 кВ Восточная промзона с
заходами ВЛ 220 кВ



с
1.02
.
201
6

г
ода по 30.09
.
2016

года
,

проведение
строительно
-
монтажных работ


с
февраля

201
6

г
ода

по
ноябрь

2017

г
ода
,
что

не
превышает продолжительност
ь

строительства, установленн
ую

в
проектной документации в размере

51

месяц
а
.

49

МГЭ/
73
-
122/17

«Спецификация
основного

оборудования» содержит перечень
следующего
оборудования:
выключатель колонковый 220 кВ
-
10

шт.,
трансформатор напряжения 220 кВ
-
9 шт., трансформатор тока 220 кВ
-

33
шт., разъединитель 220 кВ трехполюсный с одним комплектом заземляющих
ножей
-

7 шт., разъединитель 220 кВ трехполюсный с двумя комплектами
заземляющих ножей
-
12 шт., разъединитель

220 кВ однополюсный с двумя
комплектами заземляющих ножей

-
6 шт., разъединитель однополюсный с
одним комплектом заземляющих ножей
-

54 шт., шинная опора 220 кВ
-

60
шт., ОПН 220 кВ
-

16 шт., автотрансформатор силовой 220/110 200 МВА
-

2
шт., выключатель к
олонковый 110 кВ
-

10 шт., трансформатор напряжения
110 кВ
-

9 шт., трансформатор тока 110 кВ
-

33 штуки, разъединитель 110 кВ
трехполюсный с одним комплектом заземляющих ножей
-

25 шт.,
разъединитель 110 кВ трехполюсный с двумя комплектами заземляющих
но
жей
-

14 шт.,

шинная опора 110 кВ
-

40 шт., ОПН 110 кВ
-

16 шт.,

трансформатор силовой

10/0,4 кВ 630 кВА
-

2 шт., ЗРУ
-

10 кВ (30 ячеек)
-

1
шт., ЗРУ
-
2
-
10 (для плавки гололеда)
-

1 шт.,

и т.д. (приложение
2
6

договора)


что
соответствует характеристикам
оборудования и количественным показателям, принятым в проектной
документации.


Исполнитель отмечает
, что в представленной спецификации
отсут
ствуют силовые трансформаторы 110/
10
,5
-
10,5

кВ

80 МВА
.


«
График выполнения работ, поставок
» (приложение
2

договора
)

учитывает
стадийность производства работ в разбивке

по объектам и

по
главам сводного сметного расчета.
Авансирование работ предусм
о
трено

в
следующих размерах:



не более
3
0%


по разработке рабочей документации;



не более 30
%


по строительно
-
монтажным раб
отам
;



не более 30%


по стоимости оборудования.

В целом
график финансирования
представляе
тся обоснован
ным
.

Исполнитель отмечает
, что

данные

об объемах, сроках выполнения,

содержащиеся в договоре подряда


265/7
-
15 от 30.07.2015

г.

с АО

«
ТЭК
Мосэнерго
»
,

согласуются с данными проектной документации

не в полном
объеме
.

10.2

Анализ исходно
-
разрешительной документации

на
строительство

Представлена следующая и
сходно
-
разрешительна
я документация на
строительство:

1.

Сведения о земельном участке (свидетельство о госрегис
трации
права от 26.02.2016 №23
-
23/001
-
23/001/012/2016
-
577/3 на основании
договора купли
-
продажи земельного участка №ДЗ
-
1 от 26.01.2016г.
(оформлено на АО «ТЭК Мосэнерго»). Площадь участка 51900 м2.
Земельный участок передан ПАО «ФСК ЕЭС» по Договору купли
-
продажи
земельного участка от 16.09.2016 №136
-
16ц. Цена Договора


39 550 000 руб.
50

МГЭ/
73
-
122/17

(НДС не облагается). Собственность № 23
-
23/001
-
23/001/600/2016
-
5770/2 от
29.11.2016.

2.

Соглашение об установлении сервитута на земельный участок,
находящийся в государственной
собственности Краснодарского края


000ст00111 от 24.04.2017

г. Размер ежегодной платы по Соглашению


1

774

502 рублей. Срок действия сервитута


14 месяцев.

3.

Договор субаренды земельного участка


ЦРИ/04/СА/5219/17/001464 от 18.10.2017

г. с ОАО «РЖД». Сог
ласно
договору площадь передаваемого участка


2

669 кв. м.

4.

Разрешение на строительство 1
-
го этапа «ПС 220 кВ Восточная
промзона с заходами ВЛ 220 кВ» № 23
-
000
-
329
-
2017 от 21.07.2017

г. сроком
действия до 22.04.2019

г.

5.

Разрешение на строительство 2
-
го этап
а «ПС 220 кВ Восточная
промзона с заходами ВЛ 220 кВ» № 23
-
000
-
334
-
2017 от 14.11.2017

г. сроком
действия до 14.11.2017

г.

6.

Разрешение на строительство 4
-
го этапа «ПС 220 кВ Восточная
промзона с заходами ВЛ 220 кВ» № 23
-
000
-
330
-
2017 от 14.08.2017

г. сроком
д
ействия до 14.02.2018

г.

Исполнитель
отмечает

отсутствие разрешения на строительство по
всем этапам реализации инвестиционного проекта.

10.3

Анализ фактических сроков реализации инвестиционного
проекта

Заказчиком представлена на рассмотрение следующая
информация:

1.

График выполнения работ
, поставок
, являющийся приложением к
договору
подряда


265/7
-
15 от 30.07
.2015
.

2.

Укрупненный сетевой график реализации титула
«Строительство ПС
220 кВ Восточная промзона

трансформаторной мощностью 560 МВА (2х200
МВА и 2х80 МВА), строительство заходов ВЛ 220 кВ Кубанская
-

Краснодарская ТЭЦ № 1 и 2 на ПС 220 кВ Восточная промзона
ориентировочной протяженностью 16 км (инвестиции за счет амортизации в
рамках тарифа за переда
чу электроэнергии по распределительным сетям)» п
о
состоянию на 25.03.2017.

3.

«Инвестиционная программа ПАО «ФСК ЕЭС» на 2016
-
2020 годы»,
утвержденная приказом Минэнерго России от 18.12.2015 №

980

(актуальная
редакция, утвержденная приказом Минэнерго России о
т 28.12.2016 №

1432)
.

4.

Акты выполненных работ по форме КС
-
2, КС
-
3, журналы учета
выполненных работ

по форме КС
-
6а, акты освидетельствования скрытых
работ.

Исполнитель обращает внимание
, что имеет место смещение
фактических сроков начала и окончания выполнен
ия отдельных этапов работ
относительно договорных сроков, нарушена последовательность выполнения
работ по отдельным позициям.
Выявлены следующие
недостатки:



нарушены сроки экспертизы проектной документации
;

51

МГЭ/
73
-
122/17



нарушены сроки разработки и согласования рабочей
документации
;



нарушены сроки получения разрешения на строительство
.

Исполнитель отмечает
, что согласно предоставленным материалам,
ввод объекта в эксплуатацию был запланирован на декабрь 2017 г. Однако,
по состоянию на декабрь 2017 г. не завершена разработ
ка рабочей
документации из
-
за неисполнения договорных обязательств подрядной
организацией. В связи с чем, Исполнитель отмечает, что имеется вероятность
срыва сроков реализации инвестиционного проекта.

Исполнитель обращает внимание на то
, что при отсутствии
:
разрешений на строительство, утвержденной проектной документации,
разработанной рабочей документации в 2016 г. выполнялись строительно
-
монтажные работы.

Исполнитель рекомендует

своевременно выполнять актуализацию
графиков выполнения работ и представлять необходимые обоснования при
изменении сроков реализации инвестиционного проекта.

10.4

Мониторинг формирования первичной

и отчетной
документации по объекту

Заказчиком представлена на р
ассмотрение следующая документация:

1.

Акты о приемке выполненных работ (КС
-
2), справки о стоимости
выполненных работ и затрат (КС
-
3), счета
-
фактуры (за период с
26 ноября

20
16

года по
26 декабря

2016 года

и с 24 июля 2017 года по
30 ноября 2017
года
).

2.

Журнал
ы учета выполненных работ с начала строительства (КС
-
6а)
(за период с
1
августа

201
6

года по
26

декабря

2016 года)
, общий журнал
работ (за период с 8 апреля 2016 года по 29 января 2017 года),
исполнительная документация в части актов освидетельствования ск
рытых
работ
.

Исполнитель отмечает, что

акт
ы

о приемке
-
передаче оборудования в
монтаж (ОС
-
15)
,
платежные поручения
,

а также
журналы авторского надзора
(п. 11.
2.4 Д
оговора подряда от
30
.0
7
.2015

г. № 265/7
-
15
)

на рассмотрение не
представлялись.

Представленны
е акты
о приемке выполненных работ (КС
-
2)

соответствуют
справк
ам

о стоимости выполненных работ и затрат (КС
-
3)
.

Мониторинг
документов по хозяйственным операциям
показал, что
документы в целом содержат обязательные реквизиты: наименование
документа, дату со
ставления, величину натурального и денежного измерения
и т.п.


в соответствии с требованиями Федерального закона от 06.12.2011

г.


402
-
ФЗ «О бухгалтерском учете».

Мониторинг выявил следующую периодичность составления
подрядчиком отчетной документации: дв
ажды в месяц до 10 и 25 числа
каждого месяца, что соответствует требованиям п.

14.1
Д
оговора подряда
от
30.07.2015 г. № 265/7
-
15
.

52

МГЭ/
73
-
122/17

Оформление отчетных форм КС
-
2, КС
-
3, КС
-
6
, КС
-


соответствует
действующим требованиям и правилам, установленным постановлением
Российского статистического агентства от

11.11.1999

г. №

100 «Об
утверждении унифицированных форм первичной учетной документации по
учету работ в капитальном строительстве и ре
монтно
-
строительных работ».

Исполнитель отмечает
, что в целом формирование первичной и
отчетной документации при реализации рассматриваемого проекта
соответствует действующим нормативно
-
правовым актам в области
бухгалтерского учета и учета работ в капитал
ьном строительстве.

10.5

Выборочная проверка исполнительной документации

Исполнительная документация
в электронном в
иде представлена
в
объеме актов освидетельствования скрытых работ.

Исполнитель о
тмечает
, что представленная исполнительная
документация
соответствует

РД
-
11
-
02
-
2006 «Требования к составу и порядку
ведения исполнительной документации при строительстве, реконструкции,
капитальном ремонте объектов капитального строительства и требования,
предъявляемые к актам освидетельствования работ, констру
кций, участков
сетей инже
нерно
-
технического обеспечения»

не в полном объеме. В
частности
,

акты
освидетельствования скрытых работ не имеют номеров и
не
содержат дат
.

10.6

Анализ обоснованности изменений технических и
технологических решений, изменений сметной ст
оимости объектов
капит
а
льного строительства

Исполнитель отмечает, что в рабочую документацию вносились
изменения

по разли
чным комплектам в количестве 1
-
2.

В процессе строительства изменений основных технических и
технологических решений на основании предст
авленных материалов не
выявлено.

Однако исполнитель обращает внимание, что для полноценного
анализа не

в полных объемах представлены:

рабочая документация,
исполнительная документация,
не

представлены
журналы авторского
надзора
. Исполнитель рекомендует
внесение изменений в документацию

выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ Р 21.1101
-
2013.

По представленным материалам можно сделать вывод, что с
тоимость
работ по
договору

подряда
от 30.07.2015 г. № 265/7
-
15

на этапе
строительства
не
изменилась
и сост
авляет

2

267

376
,00

тыс.
руб
.

с НДС
.
Однако в стоимости договора не учтена поставка силовых трансформаторов
110/10,5
-
10,5

кВ мощностью 80

МВА (2 шт.).

Дополнительная информация

о

поставк
е

указанных

трансформаторов
Заказчиком
не предоставлена
.

10.7

Выборочная пр
оверка журналов учета
выполненных работ

КС
-
6, КС
-

, актов КС
-
2,
справок КС
-
3,
товарных накладных ТОРГ
-
12
53

МГЭ/
73
-
122/17

на соответствие проектной и рабочей документации, заключенным
договорам

Акты
о приемке
выполненных работ
(
КС
-
2
)

составлены

по сборникам
территориальных единичных расценок
Краснодарского края

(ТЕР
-
2001,
ТЕРм
-
2001).
Сметная стоимость материалов, изделий и конструкций
определена на основании Т
С
СЦ
-
2001
Краснодарского края
. На материалы,
изделия и конструкции, отсутствующие в Т
С
СЦ
-
2001
,

применены цены по
прайс
-
листам
поставщиков

с пересчетом в базовые цены по индексу
СМР

согласно письму

Мин
строя
России
период составления отчетных форм.

Выборочная проверк
а

показала, что наименования

объектов, работ и
затрат,
учтенн
ых

в журналах учет
а выполненных работ (КС
-
6а)
,
соответствую
т

сводной таблиц
е

стоимости договора подряда

(приложение 1
договора подряда)
.

Проверка учета выполненных работ в журналах КС
-

осуществлена на примере работ, предусмотренных локальной сметой №

02
-
0
1
-
02 (
п.

2.2
с
водной таблицы стоимости
д
оговора подряда
).
Стоимость
фактически выполненных работ с начала строительства

по состоянию на
декабрь 2016 г.
, согласно КС
-

,

составл
яет

63
,
761

млн
.

руб. в
базисном

уровне цен

(с учетом стоимости силовых трансформаторов)
.


Испо
лнитель отмечает
, что в связи с отсутствием сметной
документации не

представляется возможным

выявить и оценить факты
корректировки объемов и стоимости работ в
журнал
ах

учета выполненных
работ КС
-
6
а
.

А
нализ
пред
ставленных
журналов учета выполненных работ (К
С
-
6а),
актов

о приемке выполненных работ

(
КС
-
2
)

и справок

о стоимости
выполненных работ и затрат

(
КС
-
3
)

позволил

сделать следующие выводы
:



справки о стоим
ости выполненных работ и затрат (КС
-
3)
соответствуют
актам о приемке выполненных работ
(КС
-
2)
за рассмотренный
отчетный
период;



виды и объем работ, учтенные в журнале учета выполненных
работ (КС
-
6а) соответствуют
видам и объемам работ, включенным в акты
выполненных работ (КС
-
2).

Исполнитель отмечает
, что в целом журналы
учета выполненных
работ (
КС
-

)
, акты

о приемке выполненных работ

(
КС
-
2
)
, справки

о
стоимости выполненных работ и затрат

(
КС
-
3
)

соответствуют заключенн
ому

договор
у подряда
.

54

МГЭ/
73
-
122/17

11

Заключение

Технические и технологические решения обоснованы

и
представляются
оптимальными.

Риски оцениваются как умеренные
при учете

сделанных рекомендаций.

Оценка качества расчета сметной стоимости

в связи с
непредставлением
сметы на строительство объекта капитального
строительства
не может быть
проведена
.

Стоимость реализации проекта в соответствии с
представленным
договором строительного подряда
на основании сопоставления с аналогами
оценивается

в целом обоснованной.

Реализация проекта
характеризуется относительно
низкой

экономической эффективностью для по
требителей с учетом подключения
нагрузки мощностью
12
0

МВт.

В целом рассматриваемый инвестиционный проект оценивается как
целесообразный

для целей распределения электро
энергии внутри ОЭС Юга и
электроснабжения

ближайших потребителей 10,5 кВ.





Начальник

Отдела технологического и ценового аудита


А.Н. Соколов



Государственный эксперт
-
конструктор

Отдела технологического и ценового аудита

разделы «Пояснительная записка», «Технологические
решения»

В.В. Ивакин



Заведующий сектором

оценки экономической
эффективности проектов

и обоснованности инвестиций


А.И. Евстафьев



Приложенные файлы

  • pdf 4351995
    Размер файла: 750 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий