ПАО «Интер РАО ЕЭС». Годовой отчёт за 2018 год - часть 3

3

Коллегиальные совещательные органы (Комитет по развитию инвестиций, Планово-бюджетный комитет, Комиссия 
по урегулированию конфликта интересов).

Руководители 

структурных 

подразделений, 

работники

Руководители 

структурных 

подразделений, 

работники ДО

ОБЩЕЕ СОБРАНИЕ 

АКЦИОНЕРОВ  

ПАО «ИНТЕР РАО»

ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЕ 

ОРГАНЫ 

УПРАВЛЕНИЯ

РУКОВОДСТВО

ДВКУР

РУКОВОДСТВО 

 ДО

КООРДИНАТОР 

 СУРИВК

СОВЕТ 

ДИРЕКТОРОВ

БЛОК 

ВНУТРЕННЕГО 

АУДИТА

ОРГАНЫ 

УПРАВЛЕНИЯ 

 ДО

РЕВИЗИОННАЯ 

КОМИССИЯ

СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ 
ОТВЕТСТВЕННОСТИ СУБЪЕКТОВ СУРИВК 
ГРУППЫ «ИНТЕР РАО» 

Управление

Предоставление отчётности

Методология и координация

Оценка эффективности

Комитет по ау

диту

КСО (КРИ, ПБК, КУКИ)

3

Независимая оценка 

эффективности СУРиВК 

ДО

Независимая оценка 

эффективности 

 

СУРи ВК

Методология и к

оординация процессов 

управления рисками 

 

и вну

треннего к

онтроля

Уровень 

 

Совета директоров 

Уровень исполнительных 

органов управления

Уровень владельцев риск

ов

Координация процессов 

 

УРиВК в ДО

Профиль  

Компании

Стратегический  

отчёт

 

Производственные 

результаты

Финансовые 

результаты

Корпоративное 

управление

Взаимодействие 

с акционерами 

и инвесторами

Приложения

35

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

Функции и задачи субъектов СУРиВК

Субъекты 

Основные функции и задачи

Совет директоров

Определение принципов и подходов к организации СУРиВК и утверждение политики в области управления рисками 
и внутреннего контроля.
Утверждение риск-аппетита на плановый период, карты критических рисков и плана мероприятий по управлению критическими 
рисками.
Рассмотрение на ежегодной основе отчёта о функционировании СУРиВК, отчёта об оценке эффективности СУРиВК

Уровень исполнительных 
органов управления 
Председатель Правления, 
Правление, 
Коллегиальные 
совещательные органы

Обеспечение функционирования эффективной СУРиВК в Обществе.
Распределение полномочий, обязанностей и ответственности за конкретные процедуры управления рисками и внутреннего 
контроля.
Утверждение требований к структуре, содержанию и форматам отчётности процессов и процедур управления рисками 
и внутреннего контроля.
Утверждение целевых ориентиров СУРиВК, включая: 

 

•

перечень компаний Группы в периметре СУРиВК;

 

•

перечень типовых рисков Группы с распределением зон ответственности менеджмента за риски;

 

•

допустимые уровни риска;

 

•

целевые показатели оценки влияния рисков;

 

•

рассмотрение и принятие решений по вопросам управления рисками и внутреннего контроля;

 

•

распространение знаний и навыков в области управления рисками и внутреннего контроля и развитие культуры управления 
рисками.

Уровень Владельцев рисков 
Руководители прямого 
подчинения Председателю 
Правления, 
Руководители структурных 
подразделений компаний 
Группы

Создание и поддержание эффективного функционирования СУРиВК в рамках возглавляемых функциональных направлений, 
внедрение, исполнение и совершенствование процедур внутреннего контроля и управления рисками.
Внедрение риск-ориентированного подхода в практику операционной деятельности, распространение норм и ценностей 
культуры управления рисками среди работников.
Разработка внутренних нормативных документов по управлению рисками и внутреннему контролю функциональных 
направлений.
Обеспечение реализации этапов цикла СУРиВК и формирования ключевых результатов цикла СУРиВК.
Реализация мероприятий по управлению рисками функционального направления, включая контрольные процедуры, 
и обеспечение контроля их исполнения.
Координация действий работников, информационных потоков и ресурсов с целью управления рисками функционального 
направления

36

СТРАТЕГИЧЕСКИЙ ОТЧЁТ 

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

Субъекты 

Основные функции и задачи

Департамент 
внутреннего контроля 
и управления рисками 

Общая координация процессов управления рисками и внутреннего контроля.
Формирование единой методологии СУРиВК и контроль её соблюдения.
Внедрение и совершенствование процессов СУРиВК, обеспечение реализации этапов цикла СУРиВК и формирования 
ключевых результатов цикла СУРиВК.
Информирование Совета директоров и исполнительных органов управления Общества о результатах функционирования 
СУРиВК.
Раскрытие информации по вопросам управления рисками и внутреннего контроля перед внутренними и внешними 
заинтересованными сторонами.
Организация обучения работников Общества и подконтрольных лиц в области управления рисками и внутреннего контроля, 
обеспечение распространения знаний и навыков по управлению рисками и внутреннему контролю в компаниях Группы 

Внутренний аудит

Оценка эффективности СУРиВК.
Мониторинг исполнения мероприятий, направленных на повышение эффективности СУРиВК.
Предоставление консультаций исполнительным органам Общества по вопросам управления рисками и внутреннего контроля

Уровень работников

Следование риск-ориентированному подходу к деятельности, включая принятие риск-ориентированных решений и реализацию 
принципов комплаенс в зоне функциональной ответственности, предусмотренной должностными обязанностями.
Учёт и мониторинг рисков в повседневной операционной деятельности в рамках исполнения должностных обязанностей, 
реализация мероприятий по управлению рисками и контрольных процедур и/или обеспечение контроля их исполнения.
Своевременное информирование непосредственных руководителей об изменениях внутренних и внешних условий 
деятельности, способных привести к изменению степени риска или возникновению новых рисков, а также о случаях, когда 
исполнение мероприятий по управлению рисками стало невозможным или требует корректировки

Развитие системы управления рисками 

и внутреннего контроля 

Советом директоров ПАО «Интер РАО» было принято решение об объединении 
корпоративной системы управления рисками и системы внутреннего контроля 
в единую СУРиВК

1

. Объединение и взаимная интеграция систем позволили 

добиться следующих результатов: 

 

•

расширен периметр распространения Системы управления рисками и вну-
треннего контроля с 15 до 26 дочерних обществ Группы. Таким образом, 
совокупная выручка компаний, входящих в периметр СУРиВК, составляет 
96% от выручки Группы по МСФО;

 

•

обеспечена оценка влияния рисков на целевые показатели деятельности 
Группы в привязке к стратегическим приоритетам развития; 

 

•

актуализирован перечень типовых рисков Группы, количество типовых 
рисков компаний Группы, оцениваемых и управляемых в рамках СУРиВК, 
увеличено с 30 до 57; 

1

Протокол от 19.11.2018 №234.

2

Протокол от 02.04.2018 №221.

 

•

утверждён подход к оценке рисков процессного уровня, к разработке кон-
трольных процедур и выстраиванию риск-ориентированного внутреннего 
контроля.

По результатам ежегодной оценки эффективности системы внутреннего кон-
троля (СВК) и корпоративной системы управления рисками (КСУР), проведён-
ной подразделением внутреннего аудита в первом квартале 2018 года, Советом 
директоров утверждены рекомендации по повышению эффективности СВК 
и КСУР, с учётом которых были приняты приоритеты в сфере управления рис-
ками и внутреннего контроля на 2018 год

2

.

Профиль  

Компании

Стратегический  

отчёт

 

Производственные 

результаты

Финансовые 

результаты

Корпоративное 

управление

Взаимодействие 

с акционерами 

и инвесторами

Приложения

37

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

Приоритеты на 2018 год

Достигнутые результаты

Усиление интеграции КСУР 
и СВК

Проведена интеграция корпоративной системы управления рисками и системы внутреннего контроля в единую систему 
управления рисками и внутреннего контроля

2

. 

Проведена актуализация и оптимизация количества внутренних нормативных документов (ВНД) по функциональным 
направлениям «Управление рисками» и «Внутренний контроль».
Усовершенствован и унифицирован понятийный аппарат в области управления рисками и внутреннего контроля

Актуализация подходов 
к определению допустимых 
уровней риска, включая риск-
аппетит

В Группе утверждена концепция допустимых уровней риска (риск-аппетит, ёмкость риска, толерантность к риску, лимит 
на риск), что при внедрении в 2019 году позволит:

 

•

обеспечить уверенность в достижении стратегических целей Группы;

 

•

определить приемлемый объём реализации подконтрольных факторов риска и увязывать влияние неподконтрольных 
факторов риска с достижением целевых показателей компаний Группы 

Усиление интеграции риск-
менеджмента с процессами 
бизнес-планирования

Проведена интеграция СУРиВК в процессы бизнес-планирования и отчётности об исполнении бизнес-планов компаний 
Группы. Формализованы подходы к комплексному риск-ориентированному факторному анализу отклонений бизнес-планов 
компаний Группы.

Усиление интеграции риск-
менеджмента с проектным 
управлением

Оценка проектных рисков интегрирована в процессы управления проектами. Разработанные подходы к управлению 
проектными рисками были протестированы на различных видах проектов. Разработана методика «Управление рисками 
проекта» и даны рекомендации по актуализации ВНД в области управления проектами

Содействие в развитии 
методологии комплаенс

Антимонопольный комплаенс (АМК): Совет директоров утвердил Политику антимонопольного комплаенса

3

. Приказом 

Председателя Правления ПАО «Интер РАО»

4

 утверждена Карта антимонопольных рисков вместе с Планом мероприятий 

по управлению антимонопольными рисками. Создана и функционирует Комиссия по антимонопольному комплаенсу. 
В декабре 2018 года в подконтрольных организациях Общества назначены лица, ответственные за АМК, по согласованию 
с Комиссией по антимонопольному комплаенсу.
Налоговый комплаенс: С 2018 года ПАО «Интер РАО» предоставляет в налоговый орган ежеквартальные отчётные 
формы по внутреннему контролю в соответствии с требованиями Федеральной налоговой службы России (ФНС России). 
Разработаны нормативные документы, обеспечивающие эффективное функционирование системы внутреннего налогового 
контроля в ПАО «Интер РАО» 

1

Протокол от 01.04.2019 №243.

2

Протокол от 19.11.2018 №234.

3

Протокол от 03.12.2018 №235.

4

Приказ от 27.12.2018 № ИРАО/703.

Оценка эффективности СУРиВК

 

•

Менеджмент на ежегодной основе информирует Совет директоров о достиг-
нутых результатах в области управления рисками и внутреннего контроля 
за отчётный период в рамках годового отчёта о функционировании СУРиВК.

 

•

Подразделение внутреннего аудита проводит проверки и ежегодную оценку 
эффективности СУРиВК и предоставляет Совету директоров отчётность 
о результатах проведённой оценки.

 

•

Совет директоров Общества не реже одного раза в год рассматривает 
вопросы организации, функционирования и эффективности СУРиВК и даёт 
рекомендации по её улучшению, а также имеет полномочия инициировать 
проведение внешней оценки эффективности СУРиВК с привлечением неза-
висимой организации.

 

•

Оценка эффективности системы за 2018 год была представлена Блоком 
внутреннего аудита на рассмотрение Совета директоров Общества и утвер-
ждена 29 марта 2019 года

1

.

38

СТРАТЕГИЧЕСКИЙ ОТЧЁТ 

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

Анализ критических рисков

Карта критических рисков Группы «Интер РАО» формируется ежегодно и пред-
ставляет собой документ, отражающий результаты оценки критических рисков, 

включая графическое отображение, перечень критических рисков и раскрытие 
информации по ним. Под критическими рисками понимаются риски, создаю-
щие угрозу отклонения от целей Группы и требующие приоритетного управле-
ния и контроля для соблюдения допустимого уровня риска. 

11

10

7

6

4

3

2

#

#

#

5

9

1. 

Кредитный риск банков-контрагентов

5

2. 

Риск снижения цены РСВ в результате принятия изменений, связанных 
с порядком преобразования ценовых заявок на планирование объёмов 
производства

3. 

Риск принятия регулятором неблагоприятных тарифно-балансовых реше-
ний и недополучения утвержденной НВВ по факту

4. 

Валютный риск

5. 

Ценовой риск в РСВ (риск, связанный с неблагоприятным изменением цен 
в РСВ)

6. 

Кредитный риск дебиторской задолженности покупателей электроэнер-
гии/сетевых организаций

7. 

Кредитный риск дебиторской задолженности покупателей на ОРЭМ

8. 

Риск срыва срока ввода объектов в эксплуатацию (нарушения сроков 
начала поставки мощности по объекту ДПМ)

9. 

Ценовой риск (ВЭД)

10. 

Риск снижения объёма поставок электроэнергии (ВЭД)

11. 

Риск снижения гарантированной нормы доходности инвестиций ДПМ и 
доли компенсируемых за счёт платы за мощность затрат объекта ДПМ

12. 

Коррупционные риски

5

ВЕРОЯТНОСТЬ, %

ВЕЛИЧИНА РИСКА

6

 

Нереализовавшиеся в 2018 году 
риски, либо риски, не оказавшие 
существенного влияния на 
отклонение показателя EBITDA 
или ОДП от плановых значений 
2018 года

5

Согласно решению Совета директоров, риски входят в число критических рисков, но графически не отображаются на карте рисков, так как отнесены к категории рисков, влияние которых на EBITDA, ОДП не оценивается. Информация о коррупционных 
рисках раскрыта в разделе Противодействие мошенничеству и коррупции.

6

В целях публичного раскрытия информации значения величины и вероятности рисков не указываются, иллюстрация Карты критических рисков отражает сравнительное расположение рисков относительно друг друга.

Реализовавшиеся в 2018 году 
риски, оказавшие существенное 
влияние на отклонение показателя 
EBITDA или ОДП от плановых 
значений 2018 года

Риски, исключённые из перечня 
критических в 2018 году

Подробное описание рисков Группы и меры по 

управлению ими представлены в Приложении 6 

«Ключевые риски Компании: описание, 

предпринимаемые меры по управлению»

8

Профиль  

Компании

Стратегический  

отчёт

 

Производственные 

результаты

Финансовые 

результаты

Корпоративное 

управление

Взаимодействие 

с акционерами 

и инвесторами

Приложения

39

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

Реализовавшиеся в 2018 году риски

Наименование рисков

Комментарий

Ценовой риск в РСВ 
(риск, связанный 
с неблагоприятным 
изменением цен в РСВ)

Основные факторы, повлиявшие на снижение цены РСВ относительно плановых значений:

 

•

увеличение выработки электроэнергии ГЭС;

 

•

индексация оптовых цен на газ на 3,4% проведена с 21 августа 2018 года, а не с 1 июля 2018 года, как было запланировано.

Риск неблагоприятного изменения цен РСВ в 2018 году компенсировался:

 

•

оптимизацией выбора состава включённого генерирующего оборудования (ВСВГО) в условиях фактической конъюнктуры рынка;

 

•

оптимизацией стратегий подачи ценовых заявок в РСВ в зависимости от конъюнктуры рынка.

Кредитный риск 
дебиторской 
задолженности покупателей 
электроэнергии/сетевых 
организаций

Основные факторы реализации риска в 2018 году:

 

•

рост дебиторской задолженности по предприятиям Министерства обороны Российской Федерации (Минобороны России);

 

•

рост дебиторской задолженности по предприятиям жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ);

 

•

рост дебиторской задолженности по промышленным предприятиям. 

Рост дебиторской задолженности на розничном рынке электроэнергии (РРЭ) компенсировался:

 

•

снижением уровня просроченной дебиторской задолженности по итогам 2018 года.

В рамках мероприятий по управлению дебиторской задолженностью в 2018 году для компенсации риска предпринимались следующие меры:

 

•

внесение изменений в штатное расписание сбытовых компаний в части обеспечения работы с дебиторской задолженностью по различным способам взы-
скания (в том числе судебная работа, живой обзвон);

 

•

начало реализации проекта «Умная ДЗ» в МЭС (оптимизация взыскания дебиторской задолженности на основе машинной обработки больших данных 
о потребителях, так называемые «big data» технологии), проведение доработок программного обеспечения, направленных на аналитическую работу 
и сегментирование потребителей на категории;

 

•

комплексный показатель оценки эффективности работы с дебиторской задолженностью включён в состав КПЭ высшего руководства Группы и ДО 
на 2019 год;

 

•

в 2018 году в компаниях Группы «Интер РАО» в качестве специального инструмента корпоративного управления продолжала функционировать система 
ежегодного формирования Плана мероприятий по снижению дебиторской задолженности.

Кредитный риск 
дебиторской 
задолженности покупателей 
на ОРЭМ

Основные факторы реализации риска в 2018 году:

 

•

рост дебиторской задолженности гарантирующих поставщиков электроэнергии Северо-Кавказского федерального округа;

 

•

банкротство Группы «Межрегионсоюзэнерго».

В рамках мероприятий по управлению дебиторской задолженностью в 2018 году для компенсации риска предпринимались следующие меры:

 

•

претензионно-исковые мероприятия;

 

•

мероприятия, направленные на взыскание задолженности в рамках исполнительного производства;

 

•

уступки прав требований задолженности, прямые расчёты с оплатой векселями опорных банков.

Риск срыва сроков ввода 
объектов в эксплуатацию 
(нарушения сроков начала 
поставки мощности 
по объекту ДПМ)

Основные факторы реализации риска в 2018 году:

 

•

задержки ввода в эксплуатацию энергоблоков Затонской ТЭЦ. 

Риск срыва сроков ввода Затонской ТЭЦ в 2018 году компенсировался:

 

•

работой с Подрядчиком по актуализации графика строительства и усилением контроля над его исполнением для завершения строительно-монтажных 
работ (СМР) и пусконаладочные работы (ПНР);

 

•

претензионно-исковой работой с Подрядчиком.

40

СТРАТЕГИЧЕСКИЙ ОТЧЁТ 

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

Наименование рисков

Комментарий

Коррупционные риски

Согласно подходам, применяемым в Группе, мошенничество относится к коррупционным рискам, а реализация риска признаётся при факте вынесения 
обвинительного приговора в суде по делам, инициированным не в результате обращения компаний Группы в правоохранительные органы. В сбытовом активе 
Группы был выявлен случай реализации риска мошенничества: в 2018 году был вынесен приговор о признании виновным работника компании Группы. 
Также отмечаем, что по уголовным делам, возбуждённым по инициативе компании Группы (не влияет на реализацию риска) в 2018 году вынесен один 
обвинительный приговор в отношении работников сбытового актива, в 2019 году – ещё два таких приговора. 
В Группе организована работа по противодействию и предупреждению мошенничества и коррупции. 
Более подробная информация об управлении коррупционными рисками раскрыта в разделе «Противодействие мошенничеству и коррупции» на стр. 176. 

Наименование рисков

Комментарий

Изменение объёмов реализации 
электроэнергии в РСВ 
(конкурентоспособность филиалов)

Основные факторы, повлиявшие на снижение объёмов реализации электроэнергии на РСВ относительно плановых значений:

 

•

увеличение выработки ГЭС;

 

•

увеличение перетоков из 1ЦЗ (первой ценовой зоны) во 2ЦЗ.

Риск компенсировался оптимизацией выбора состава включённого генерирующего оборудования (ВСВГО) в условиях фактической конъюнктуры 
рынка.

Кредитный риск дебиторской 
задолженности покупателей 
тепловой энергии

Основная причина роста дебиторской задолженности: рост выручки вследствие климатического фактора (более холодный отопительный период 
по сравнению с температурами, заложенными в Бизнес-плане).

Рост дебиторской задолженности покупателей тепловой энергии в 2018 году компенсировался усилением претензионно-исковой работы, 
усилением взаимодействия со службой судебных приставов, с коллекторскими агентствами, с правоохранительными органами.

РИСКИ, НЕ ВХОДИВШИЕ В ПЕРЕЧЕНЬ КРИТИЧЕСКИХ НА 2018 ГОД, РЕАЛИЗАЦИЯ КОТОРЫХ ПРИВЕЛА К ОТКЛОНЕНИЮ EBITDA ИЛИ ОДП В 2018 ГОДУ

Связь управления рисками и внутреннего 

контроля со Стратегией развития Группы

Советом директоров ПАО «Интер РАО» утверждены стратегические цели 
и приоритеты развития (см. раздел «Стратегические приоритеты»). Для оценки 
достижения стратегических приоритетов устанавливаются цели операционно-
го уровня, выполнение которых включено в КПЭ и КП Председателя и членов 
Правления Общества (см. раздел «Система ключевых показателей эффектив-
ности»). 

В рамках целевых ориентиров системы управления рисками и внутреннего 
контроля определён перечень типовых рисков, присущих деятельности Группы, 
а также закреплены целевые показатели, на которые производится оценка 
влияния рисков. 

Декомпозиция стратегических приоритетов Группы на операционные показа-
тели и оценка влияния рисков на данные показатели обеспечивает интеграцию 
СУРиВК с системой мотивации менеджмента и позволяет эффективно управ-
лять компаниями Группы с учётом присущих им рисков.

Профиль  

Компании

Стратегический  

отчёт

 

Производственные 

результаты

Финансовые 

результаты

Корпоративное 

управление

Взаимодействие 

с акционерами 

и инвесторами

Приложения

41

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

СТРАТЕГИЧЕСКИЕ ЦЕЛИ 

И ПРИОРИТЕТЫ РАЗВИТИЯ

ЦЕЛЬ №1

ЦЕЛЬ №2

ЦЕЛЬ №3

Стратегический уровень

РИСКИ

Категории типовых рисков

Коррупционные риски

Финансовые риски

Отраслевые риски

Риски сегмента «Генерация»

Риски сегмента «Сбыт»

Риски сегмента «Трейдинг»

Страновые и региональные риски

Инвестиционные риски

Правовые риски

Репутационные риски

Санкционные риски

ЦЕЛЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ГРУППЫ, 

ПО КОТОРЫМ ВЕДЁТСЯ ОЦЕНКА 

И УПРАВЛЕНИЕ РИСКАМИ

СВЯЗЬ С КПЭ ПРЕДСЕДАТЕЛЯ И ЧЛЕНОВ ПРАВЛЕНИЯ

EBITDA

ОДП

ПОКАЗАТЕЛИ УСПЕШНОСТИ ПРОЕКТОВ

ОТСУТСТВИЕ НЕСЧАСТНЫХ СЛУЧАЕВ 

СО СМЕРТЕЛЬНЫМ ИСХОДОМ И 

ТЯЖЕЛЫМ ТРАВМАТИЗМОМ

СОБЛЮДЕНИЕ ТРЕБОВАНИЙ 

КОМПЛАЕНС

Операционный уровень

ИНВЕСТИЦИОННАЯ ПРОГРАММА 

СТРУКТУРА ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ ПО КЛЮЧЕВЫМ БИЗНЕС-НАПРАВЛЕНИЯМ, 

млн рублей (с учётом НДС)

Направления

Факт

План

2016

2017

2018

2019

Генерация в России

34 643

29 079

17 298

18 743

Сбытовые активы в России

1 292

1 213

1 523

2 219

Прочие российские активы

555

2 357

8 218

723

Зарубежные активы

3 454

1 531

1 974

2 704

Итого по компаниям 
Группы

39 944

34 180

29 013

24 389

Инвестиционная программа Группы «Интер РАО» формируется в целях обес-
печения надёжности и работоспособности существующего оборудования, 
повышения конкурентоспособности компаний Группы на рынке электрической 
и тепловой энергии, роста эффективности и снижение негативного воздей-
ствия производства на окружающую среду, что в конечном счёте направлено 
на сохранение лидирующих позиций среди энергокомпаний в области эффек-
тивности управления энергоактивами.

Реализация инвестиционной программы Группы «Интер РАО» в 2018 году была 
направлена:

 

•

на обеспечение выполнения программы Договоров предоставления мощ-
ности (ДПМ) в рамках выполнения обязательств по вводу генерирующей 
мощности по проекту строительства Затонской ТЭЦ (ООО «БГК»);

 

•

реализацию мероприятий по повышению надёжности и безопасности про-
изводственных мощностей за счёт модернизации оборудования;

42

СТРАТЕГИЧЕСКИЙ ОТЧЁТ 

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

СТРУКТУРА КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ ГРУППЫ «ИНТЕР РАО» ПО ПРОЕКТАМ, 

млн рублей (с учётом НДС)

ПРОГРАММА УПРАВЛЕНИЯ ИЗДЕРЖКАМИ

Программа управления издержками содержит декомпозицию мероприятий Стра-
тегии / Долгосрочной программы развития в части снижения операционных затрат 
на среднесрочном/краткосрочном горизонте. Советом директоров утверждена Про-
грамма управления издержками на 2018–2022 годы.

В состав Программы включён комплекс мероприятий как производственно-техниче-
ского, так и экономического характера, направленных на оптимизацию/сокращение 
расходов на сырьё и материалы, ремонтно-эксплуатационные услуги, фонда оплаты 
труда, административно-управленческих/общехозяйственных расходов (аренду, кон-
сультационные и информационные услуги, ИТ и связь, коммунальные расходы, расхо-
ды на содержание зданий и помещений и др.), а также, справочно, затрат на топливо 
и собственные нужды станций. При этом особое внимание уделено сохранению 
высокого уровня надёжности и безаварийности функционирования активов.

Актуализация перечня мероприятий по направлениям Программы осуществляется 
ежегодно. Таким образом, Советом директоров утверждена Программа управления 
издержками на 2019–2023 годы. Уровень экономического эффекта от реализации 
мероприятий по оптимизации операционных расходов соответствует требованиям 
директив Правительства Российской Федерации от 16 апреля 2015 года №2303п-
П13 и Федерального агентства по управлению государственным имуществом (Росиму-
щества) от 28 апреля 2015 года №ОД-11/16866 (сокращение затрат – не менее 2–3 п.п. 
ежегодно) и планируется в перспективе до 2023 года на уровне 15,6 млрд рублей.

1

Затонская ТЭЦ, построенная в рамках программы ДПМ, позволит снизить дефицит электрической мощности в уфимском энергоузле и повысить надёжность энергоснабжения потребителей. Согласно 
схеме теплоснабжения Уфы, утверждённой приказом Министерствам энергетики России, Затонская ТЭЦ определена основным источником тепловой энергии для района перспективной застройки Уфы. 
Энергоблоки – газовые турбины общей мощностью 440 МВт.

Новое строительство
Строительство энергоблоков №1, 2 
ПГУ ТЭЦ-5 г. Уфа Республики Башкортостан

1

Техническое перевооружение и реконструкция 
(ТПиР) и прочие инвестиции

0

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

2016

2017

2018

2019(П)

26 239

39 944 

34 180 

29 013 

3 926

13 705

18 037 2 648

16 143

5 123 1 527

23 890

3 856 2 250

20 533

24 389

 

•

увеличение эффективности мониторинга и диагностики состояния оборудо-
вания, а также минимизацию удельных расходов топлива на производство 
электрической и тепловой энергии путём внедрения современного высоко-
экономичного оборудования;

 

•

увеличение уровня автоматизации производства;

 

•

внедрение единого биллинга юридических лиц для сбытовых компаний 
Группы «Интер РАО»;

 

•

реализацию мероприятий в сфере экологии, направленных на снижение 
техногенного воздействия генерирующего оборудования на окружающую 
среду.

В 2018 году основной объём программы ДПМ был завершён. В связи с этим 
акцент инвестиций в форме капитальных вложений на 2019 год был смещён 
на программу технического перевооружения и реконструкции действующего 
оборудования.

Профиль  

Компании

Стратегический  

отчёт

 

Производственные 

результаты

Финансовые 

результаты

Корпоративное 

управление

Взаимодействие 

с акционерами 

и инвесторами

Приложения

43

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

ФОКУС

ГЕНЕРАЦИЯ

Основные задачи по развитию направления «Генерация» в контексте стратегических приоритетов:

 

•

обеспечение надёжности, безопасности и технологического развития действующих производственных активов;

 

•

повышение операционной, энергетической и экологической эффективности генерирующих активов, сохранение 
лидерских позиций в российской электроэнергетике;

 

•

дальнейший рост в сегменте тепловой генерации;

 

•

разработка и продвижение предложений по развитию нормативной базы отрасли.

УСТАНОВЛЕННАЯ МОЩНОСТЬ ПО ГРУППЕ НА 31 ДЕКАБРЯ 2018 ГОДА

МВт

ИЗМЕНЕНИЕ УСТАНОВЛЕННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ КОМПАНИЙ ГРУППЫ 

МВт

Первичные источники энергии

Механизмы, регулирующие обращение мощности

ДПМ

КОМ

ВР

Прочее

Всего

Всего по Группе

33 714

Газовая генерация

4 787

5 432

271

17 833

28 323

Российская Федерация

4 787

5 432

271

14 835

25 325

Зарубежные активы

0

0

0

2 998

2 998

Угольная генерация 

895

2 022

0

1 123

4 040

Российская Федерация

895

2 022

0

123

3 040

Зарубежные активы

0

0

0

1 000

1 000

Смешанная генерация (электростанции, использовавшие 
в отчётном периоде как газ, так и уголь)

50

508

164

158

880

Российская Федерация

50

508

164

158

880

Зарубежные активы

0

0

0

0

0

Прочие мощности (возобновляемые источники энергии)

0

211

0

260

471

Российская Федерация

0

211

0

2

214

Зарубежные активы

0

0

0

257

257

1

Включая АО «Нижневартовская ГРЭС».

22 380

0

5000

10000

15000

20000

25000

АО «Интер РАО – Электрогенерация»

1

ООО «БГК»

Установленная мощность на 01.01.2018 
Ввод мощности за период

Установленная мощность на 31.12.2018 

559 

22 939

0

4 005

4 445

440 

Профиль  

Компании

Стратегический  

отчёт 

Производственные 

результаты

Финансовые 

результаты

Корпоративное 

управление

Взаимодействие 

с акционерами 

и инвесторами

Приложения

45

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ТЕПЛА ПО ГРУППЕ

2

Включая показатели АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2».

Первичные источники энергии 

Выработка электроэнергии, тыс. МВт • ч

Отпуск тепла с коллекторов, тыс. Гкал

2016

2017

2018

2016

2017

2018

Газовая генерация

100 713

102 475

107 184

30 861

30 532

31 999

Российская Федерация

92 775

95 815

102 434

30 722

30 400

31 890

Зарубежные активы

7 938

6 660

4 751

139

131

109

Угольная генерация

19 915

20 190

19 276

4 180

3 956

4 164

Российская Федерация

14 939

14 695

13 839

4 109

3 890

4 085

Зарубежные активы

2

4 976

5 495

5 437

71

67

79

Смешанная генерация (электростанции, 
использовавшие в отчётном периоде как газ, 
так и уголь)

11 422

10 638

4 725

5 491

5 508

5 576

Российская Федерация

11 422

10 638

4 725

5 491

5 508

5 576

Зарубежные активы

0

0

0

0

0

0

Прочие мощности (возобновляемые источники 
энергии)

1 807

1 497

1 324

0

0

0

Российская Федерация

870

940

768

0

0

0

Зарубежные активы

937

558

556

0

0

0

Интегрированные системы менеджмента

ООО «Интер РАО – Инжиниринг» – ISO 9001:2015, ISO 14001:2015 и OHSAS 
18001:2007

В 2018 году ООО «Интер РАО – Инжиниринг» подтвердило действие трёх сер-
тификатов систем менеджмента на соответствие международным стандартам 
ISO 9001:2015, ISO 14001:2015 и OHSAS 18001:2007 (сертификаты соответствия 
выданы сроком до 2021 года).

АО «ТГК-11», АО «Омск РТС» – ISO 9001, ISO 14001 и ISO 50001

В АО «ТГК-11» и АО «Омск РТС» внедрена интегрированная система ме-
неджмента, включающая в себя систему менеджмента качества, систему 

экологического менеджмента и систему энергетического менеджмента. Это по-
зволяет не только управлять самим процессом производства, но и сокращать 
загрязнение окружающей среды, повышать энергоэффективность, снижать 
затраты и постоянно улучшать качество тепловой и электрической энергии 
(продукции).

Соответствие интегрированной системы менеджмента международным стан-
дартам ISO 9001, ISO 14001 и ISO 50001 постоянно подтверждается в резуль-
тате ежегодных внешних аудитов, проводимых международными органами 
по сертификации систем менеджмента в рамках инспекционного контроля, 
а также внутренними аудитами, которые позволяют руководству оперативно 
следить за ситуацией в Компании, управлять ею и принимать взвешенные 
решения.

46

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

ВВОД НОВЫХ И МОДЕРНИЗАЦИЯ СУЩЕСТВУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ В 2018 ГОДУ

440

МВт

Аттестованная мощность

157

МВт

Аттестованная мощность

159

МВт

Аттестованная мощность

227

МВт

Аттестованная мощность

16

МВт

Аттестованная мощность

48,3 %

КПД

35,5 %

КПД

35,5 %

КПД

51,9 %

КПД

 

•

Два энергоблока 
парогазовых установок 
ПГУ220(Т) в составе: 

 

•

газотурбинная установка

 

•

ГТУ-160 SGT5-2000E 
Siemens + паровая 
турбина Т-60/73 
АО «Силовые машины»

 

•

ГТУ-2: 6FA Русские 
газовые турбины

 

•

ГТУ-2: 6FA Русские 
газовые турбины

 

•

Два энергоблока ПГУ-
110 в составе: 

 

•

ГТУ 6FA Русские газовые 
турбины+ паровая 
турбина К-38-8,0 
АО «Силовые машины»

 

•

Модернизирован 
турбоагрегат типа К-300-
240 ЛМЗ с заменой 
основных элементов 
турбины на новые 
и перемаркирован 
в К-330-240 -6МР

 

•

Модернизирован 
котлоагрегат ПК-41-
1 ст.№2 с заменой 
поверхностей нагрева

 

•

Модернизирован т/г типа 
ТВВ-320-2 с увеличением 
полной мощности до 350 
МВА

ЗАТОНСКАЯ

 

ТЭЦ

МАЯКОВСКАЯ

 

ТЭС

ТАЛАХОВСКАЯ

 

ТЭС

ПРЕГОЛЬСКАЯ 

ТЭС

ИРИКЛИНСКАЯ

 

ГРЭС

Профиль  

Компании

Стратегический  

отчёт 

Производственные 

результаты

Финансовые 

результаты

Корпоративное 

управление

Взаимодействие 

с акционерами 

и инвесторами

Приложения

47

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

ВВОД МАЯКОВСКОЙ 

ТАЛАХОВСКОЙ ТЭС

В 2018 ГОДУ ВВЕДЕНЫ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ МАЯКОВСКАЯ 
И ТАЛАХОВСКАЯ ТЭС СУММАРНОЙ МОЩНОСТЬЮ 
316 МВТ. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ПОСТРОЕНЫ В РАМКАХ 
ПРОЕКТА ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ЭНЕРГОБЕЗОПАСНОСТИ 
КАЛИНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ, КОТОРЫЙ РЕАЛИЗУЕТСЯ 
ПО ПОРУЧЕНИЮ ПРЕЗИДЕНТА РОССИЙСКОЙ 
ФЕДЕРАЦИИ И В СООТВЕТСТВИИ С РАСПОРЯЖЕНИЕМ 
ПРАВИТЕЛЬСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ. 
ПО ПРОЕКТУ ДО 2021 ГОДА В РЕГИОНЕ БУДУТ 
ПОСТРОЕНЫ ЧЕТЫРЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ СУММАРНОЙ 
УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТЬЮ 1 ГВТ. ОСНОВНОЕ 
ОБОРУДОВАНИЕ СТАНЦИЙ НА 100% РОССИЙСКОГО 
ПРОИЗВОДСТВА. МАЯКОВСКАЯ И ТАЛАХОВСКАЯ ТЭС 
ПРЕДНАЗНАЧЕНЫ ДЛЯ ПОКРЫТИЯ ПИКОВЫХ НАГРУЗОК 
В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ КАЛИНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ. 

1. 

Верхнетагильская ГРЭC

2. 

Гусиноозёрская ГРЭС

3. 

Джубгинская ТЭС

4. 

Ивановские ПГУ

5. 

Ириклинская ГРЭС

6. 

Калининградская ТЭЦ-2

7. 

Калининградская генерация

 

•

Прегольская ТЭС

 

•

Маяковская ТЭС

 

•

Талаховская ТЭС

8. 

Каширская ГРЭС

9. 

Костромская ГРЭС

10. 

Пермская ГРЭС

11. 

Печорская ГРЭС

12. 

Северо-Западная ТЭЦ

13. 

Сочинская ТЭС

14. 

Уренгойская ГРЭС

15. 

Харанорская ГРЭС

16. 

Черепетская ГРЭС

17. 

Южноуральская ГРЭС

18. 

Южноуральская ГРЭС-2

19. 

АО «Нижневартовская ГРЭС»

ПЕРЕЧЕНЬ КЛЮЧЕВЫХ АКТИВОВ

2

1

Удельный расход топлива на отпуск с шин.

2

Детализированные описания активов приведены на сайте: http://irao-generation.ru/

Генерация в Российской Федерации

Сегмент «Электрогенерация в РФ»

 

Сегмент управляется АО «Интер РАО – Электрогенерация», которое объ-
единяет 21 крупнейшую электростанцию России, суммарной установленной 
мощностью 22,9 ГВт. Электростанции используют различные виды топлива 
(газовое, угольное и мазутное), что позволяет оптимальным образом ис-
пользовать преимущества каждого вида в зависимости от географического 
положения и экономической ситуации в регионе. Топливная диверсифи-
кация также позволяет снизить риски падения выработки электроэнергии 
в случае перебоев с поставками топлива.

Генерирующие активы распределены по территории Российской Федера-
ции и, как следствие, обладают меньшей степенью чувствительности к ма-
кроэкономическим изменениям в регионах присутствия. Наличие синерге-
тических эффектов, возникающих за счёт использования различных видов 
топлива и оптимального географического распределения активов, придаёт 
бизнес-модели Компании дополнительную устойчивость.

Реализация программы ДПМ позволила обновить устаревшие мощности, 
вывести неэффективное оборудование, внедрить современное обору-
дование с низкой топливной составляющей. На сегодняшний день сред-
ний удельный расход топлива на отпуск электроэнергии

1

 не превышает 

300 г у.т. / кВт • ч.

В 2018 году в Калининградской области введены в эксплуатацию Маяков-
ская и Талаховская ТЭС суммарной мощностью 316 МВт, а также два блока 
Прегольской ТЭС мощностью 227 МВт.

Генерация в Российской Федерации включает два сегмента: «Электрогенерация в РФ» и «Теплогенерация в РФ».

ООО «Калининградская генерация» 

Дочернее общество АО «РОСНЕФТЕГАЗ» с миноритарной долей участия 
ПАО «Интер РАО», активы которого находятся в аренде у дочернего общества 
ПАО «Интер РАО», было создано для строительства электростанций в Кали-
нинградской области. В актив компании входят Маяковская ТЭС (г. Гусев), 
Талаховская ТЭС (г. Советск), Прегольская ТЭС (г. Калининград) и Приморская 
ТЭС (Светловский городской округ). 

48

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

АО «ТГК-11»

АО «ТГК-11» является одной из крупнейших теплогенерирующих компаний Си-
бири. Установленная электрическая мощность энергообъектов – 1 565,2 МВт, 
что составляет более 97% от общей установленной мощности в операционной 
зоне филиала АО «Системный оператор Единой энергетической системы» 
(АО «СО ЕЭС») Омское РДУ (1 601,2 МВт по данным на 1 января 2019 года)

3

. 

Доля выработки электроэнергии станциями АО «ТГК-11» за 2018 год составила 
более 96% от общей суммарной выработки операционной зоны Омского РДУ 
(6 424 млн кВт • ч от 6 625,51 млн кВт • ч). Установленная тепловая мощность 
энергообъектов АО «ТГК-11» – 3 669,24 Гкал/ч. Под управлением АО «ТГК-11» 
находятся: ТЭЦ-3, ТЭЦ-4, ТЭЦ-5, АО «ОмскРТС» (дочернее общество), ЭЦ-2, 
Кировская районная котельная, «Тепловые сети», «Тепловая инспекция и энер-
гоуадит», «Теплоэнергосбыт».

Компания использует различные виды топлива (газовое, угольное и мазутное), 
что обеспечивает надёжную работу генерирующего оборудования и минимизи-
рует логистические риски.

В рамках программы ДПМ на Омской ТЭЦ-3 проведена модернизация котло-
вого оборудования и введена в эксплуатацию новая ПГУ-90 и новая газовая 
турбина мощностью 120 МВт. На Омской ТЭЦ-5 завершены работы по модер-
низации турбоагрегатов. Масштабная программа ДПМ позволила АО «ТГК-11» 
в 2018 году войти в список «100 лучших организаций России» в номинации 
«Экология и экологический менеджмент».

АО «Омск РТС»

Компания АО «Омские распределительные тепловые сети» объединяет 
теплосетевой и теплосбытовой бизнес, а также выработку тепловой энергии 
в Омске котельными источниками. В состав предприятия входят совместное 
предприятие «Тепловые сети» (СП «Тепловые сети»), СП «Теплоэнергосбыт», 
СП «Тепловая инспекция и энергоаудит», СП «ТЭЦ-2», СП «Кировская район-
ная котельная». 

АО «Омск РТС» обслуживает только магистральные сети централизованного 
теплоснабжения. Протяжённость тепловых сетей составляет 267 км.

АО «Томская генерация»

АО «Томская генерация» осуществляет производство электрической и тепло-
вой энергии. Компания объединяет генерирующие мощности г. Томска. За счёт 
собственных источников (ГРЭС-2, ТЭЦ-3, ТЭЦ-1) компания на 96% обеспечивает 
город Томск тепловой энергией и на 23% закрывает потребности Томской обла-
сти в электрической энергии. Установленная электрическая мощность станций 
составляет 485,7 МВт. Установленная тепловая мощность – 2 390,5 Гкал/ч.

АО «ТомскРТС»

АО«ТомскРТС» является дочерним предприятием АО «Томская генерация». 
В состав АО «ТомскРТС» входят: СП «Тепловые сети», СП «Теплоэнергосбыт», 
СП «Тепловая инспекция и энергоаудит». 

СП «Тепловые сети» обеспечивает передачу тепловой энергии от ТЭЦ и ГРЭС 
и отвечает за эксплуатацию магистральных и внутриквартальных тепловых сетей.

Для обеспечения абонентов города Томска горячей водой у АО «ТомскРТС» 
заключён договор с ООО «Томскводоканал», предметом которого является хо-
лодное водоснабжение для нужд горячего водоснабжения по закрытой схеме. 
Холодная вода поставляется на центральный тепловой пункт (ЦТП) и локальные 

3

Источник: http://so-ups.ru/index.php?id=rdu_omsk

1. 

АО «ТГК-11»

 

>

АО «ОмскРТС»

ПЕРЕЧЕНЬ КЛЮЧЕВЫХ АКТИВОВ

2. 

АО «Томская генерация»

 

>

АО «ТомскРТС»

3. 

Группа «Башкирская 
генерирующая компания»

 

>

ООО «БашРТС»

Строительство Прегольской ТЭС ведётся на территории, прилегающей к Ка-
лининградской ТЭЦ-2. Проект включает в себя четыре парогазовые установки 
единичной мощностью каждого энергоблока 114 МВт. Новые источники мощно-
сти в составе четырёх парогазовых энергоблоков общей мощностью 456 МВт 
обеспечат энергобезопасность Калининградской области и сделают её энерго-
систему более манёвренной. Всё основное оборудование станции произведено 
отечественными предприятиями: газовые турбины 6F.03 поставила компания 
«Русские газовые турбины» (г. Рыбинск Ярославской области), генераторы 
к ним – Новосибирское научно-производственное объединение «ЭЛСИБ» 
(НПО «ЭЛСИБ»), паровые турбины прибыли из Калуги с завода «Силовые ма-
шины», Подольский машиностроительный завод изготовил котлы-утилизаторы. 

Сегмент «Теплогенерация в РФ»

В состав Сегмента входят три крупные теплогенерирующие компании 
суммарной установленной электрической мощностью 6,52 ГВт 
и установленной тепловой мощностью (ОИБП) 19 437 Гкал/ч Также 
в Сегмент входят три тепловые сети общей протяжённостью 2 449 км.

Профиль  

Компании

Стратегический  

отчёт 

Производственные 

результаты

Финансовые 

результаты

Корпоративное 

управление

Взаимодействие 

с акционерами 

и инвесторами

Приложения

49

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

ОБЪЕКТЫ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ, УПРАВЛЯЕМЫЕ ООО «БГК»

ТЭЦ

Объект

Турбины

Установленная электрическая 

мощность, МВт

Установленная тепловая 

мощность, Гкал/ч

Уфимская ТЭЦ-1

Ветряная электростанция Тюпкильды

3 шт. ЕТ-550

Всего

0,55
1,65

Мечетлинская малая ГЭС

2 шт. ПР20/1-Г-100

1 шт. ПР20/1-Г-5

Всего

0,2

0,045
0,445

Стерлитамакская ТЭЦ

Слакская малая ГЭС

2 шт. ПР20/1-Г-35
1 шт. ПР20/1-Г-25 

Всего 

0,045
0,022

0,1

Ново-
Стерлитамакская ТЭЦ

Авзянская малая ГЭС

ПР20-Г-60

0,09

Узянская малая ГЭС

ПР-50

0,055

Малая ГЭС «Кага»

ПР20-Г-60

0,09

Зауральская
ТЭЦ

ГПА

7 шт. JMS 620

Всего

2,49

17,43

2,2

15,4

источники, где она подогревается посредством бойлеров. Для этих целей 
АО «ТомскРТС» закупает порядка 2,8 млн куб. м холодной воды в год.

АО «ТомскРТС» закупает тепловую энергию в горячей воде и теплоноситель 
уАО «Томская генерация» – источниками теплоснабжения выступают томские 
ГРЭС и ТЭЦ. Подготовку воды для подпитки тепловых сетей горячего водоснаб-
жения осуществляет АО «Томская генерация». Общая протяжённость тепловых 
сетей составляет 638 км.

ООО «БГК»

ООО «БГК» управляет генерирующими активами на территории Республики 
Башкортостан и координирует работу ООО «БашРТС». Компания объединя-
ет 19 крупных и малых электростанций, расположенных по всей территории 
Башкортостана и обеспечивающих энергоресурсами жителей республики 
и соседних регионов. Генерирующие активы компании включают одну ГРЭС, 
десять ТЭЦ, семь ГЭС (включая пять малых микроГЭС) и одну ветроэлектро-
станцию.

Суммарная доля установленной тепловой мощности ООО «БГК» 
и ООО «БашРТС» на конец 2018 года составила более 95%

1

 (12 245,0 Гкал/ч 

из 12 570,9 Гкал/ч) от мощности источников теплоснабжения Республики Баш-
кортостан.

В ООО «БГК» уделяется большое внимание вопросам охраны окружающей 
среды: реализован ряд проектов по снижению объёма образования сточных 
вод и сокращению водопотребления, снижению выбросов загрязняющих 
веществ в атмосферу. Установленное оборудование по обезвоживанию осадка 
при механической очистке природных вод позволило минимизировать негатив-
ное воздействие на окружающую среду, так как были ликвидированы объекты 
размещения шламовых вод. Обезвоженный осадок используется при выравни-
вании городского ландшафта. На ряде станций установлен автоматизирован-
ный контроль выбросов.

По данным СО ЕЭС

2

, выработка электроэнергии электростанциями опера-

ционной зоны Башкирского РДУ за 2018 год составила 24,45 млрд кВт • ч, 
из них 18,86 млрд кВт • ч (более 77%) выработано на генерирующих объектах 
ООО «БГК». На территории операционной зоны Башкирского РДУ находят-
ся объекты генерации установленной электрической мощностью 5 581 МВт, 
из них 4 445 МВт (порядка 80%) принадлежит электростанциям ООО «БГК».

1

Источник: http://bashstat.gks.ru/wps/wcm/connect/rosstat_ts/bashstat/ru/statistics/

2

Источник: http://so-ups.ru/index.php?id=rdu_bashkiria

50

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018

ООО «БашРТС»

ООО «БашРТС» является дочерним предприятием ООО «Баш РТС» и обеспе-
чивает теплом восемь городов Башкортостана: Уфу, Благовещенск, Стерли-
тамак, Салават, Ишимбай, Сибай, Нефтекамск, Агидель и является основным 
гарантирующим поставщиком тепловой энергии в республике, общее коли-
чество потребителей – 1,7 млн человек. Чтобы обеспечить административное 
управление разбросанными по всей республике районами тепловых сетей 
и котельными цехами, в ООО «БашРТС» созданы Уфимское производственное 
управление и два филиала: БашРТС-Стерлитамак и БашРТС-Нефтекамск. 

ООО «БашРТС» обслуживает 26 котельных, 305 ЦТП, 21 насосную станцию. 
Общая протяжённость тепловых сетей составляет 1 544 км. Установленная 
электрическая и тепловая мощность ООО «БашРТС» – 24 МВт и 3 587 Гкал/ч 
соответственно.

ОБЪЕКТЫ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ, УПРАВЛЯЕМЫЕ ООО «БАШРТС»

ТЭЦ

Объект

Турбины

Установленная 

электрическая 

мощность, МВт

Установленная 

тепловая 

Гкал/ч

ГТУ-ТЭЦ 
Шакша

ГТУ

ГТЭ-10/95 БМ

8,0

6,88

ГТУ-ТЭЦ 
Ишимбай

ГТУ

ГТЭ-10/95

8,0

6,88

ГТУ-ТЭЦ 
Агидель

ГТУ

1 шт. УРАЛ-4000
2 шт. УРАЛ-400

4,0
4,0

3,44
3,44

В 2018 году по теплофикационному циклу данными станциями было выработа-
но 14 166 млн кВт • ч электроэнергии и 32 220 тыс. Гкал тепловой энергии.

Одной из самых крупных ТЭЦ (а соответственно и объектом, на котором приме-
няется технология когенерации), входящей в Группу «Интер РАО», является Ом-
ская ТЭЦ-5 АО «ТГК-11». Потребителями данного энергообъекта является на-
селение центральной части г. Омска. Установленная электрическая мощность 
данного энергообъекта на конец 2018 года составила 735 МВт, тепловая – 
1 763 Гкал/ч. Для выработки тепловой и электрической энергии используются 
теплофикационные турбины, в том числе одни из самых мощных, применяю-
щихся в стране Т-185/220-130. В 2018 году энергообъект обеспечил потреби-
телей тепловой энергии в объёме 3 584,56 тыс. Гкал. При этом электрической 
энергии по теплофикационному циклу было выработано 1 947,53 млн кВт • ч, 
что составило 61% от выработанной энергообъектом электрической энергии. 

3

К энергообъектам с когенерацией отнесены объекты, у которых 100% составляют теплофикационные турбины, ПГУ, ГТУ, 
работающие в закрытом цикле, имеющие отпуск тепла потребителю.

Применение технологии когенерации

Когенерация – это совместная выработка электрической и тепловой энергии в од-
ном устройстве. К объектам когенерации относятся ТЭЦ с теплофикационными 
турбинами, ГРЭС / ТЭЦ имеющие парогазовые установки, а также газовые турби-
ны, работающие в закрытом цикле. Технология когенерации позволяет отпускать 
потребителю как электрическую, так и тепловую энергию. При этом увеличение 
отпуска тепловой энергии с установки увеличивает её коэффициент полезного 
действия, снижает расход топлива на выработку энергии и соответственно выбро-
сы вредных веществ в атмосферу. Эффект от применения когенерации главным 
образом зависит от наличия потребителей тепловой энергии, поэтому энергообъ-
екты

3

 с когенеративной выработкой энергии располагаются в крупных городах.

ВВОД ЗАТОНСКОЙ ТЭЦ 

В 2018 ГОДУ В РАМКАХ ПРОГРАММЫ ДПМ БЫЛ 
ЗАВЕРШЁН МАСШТАБНЫЙ ПРОЕКТ СТРОИТЕЛЬСТВА 
НОВОЙ ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОЙ ЗАТОНСКОЙ 
ТЭЦ. АКТИВ ПРЕДНАЗНАЧЕН ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ 
СТРОЯЩЕГОСЯ МИКРОРАЙОНА ГОРОДА УФЫ 
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИЕЙ. ДВА НОВЫХ БЛОКАХ 
С ГАЗОВЫМИ И ПАРОВЫМИ ТУРБИНАМИ ГТЭ-
160 И Т-60/73-7,8/0,04 СПОСОБНЫ ОБЕСПЕЧИТЬ 
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОМ В ОБЪЁМЕ 300 ГКАЛ/Ч. 
УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД УСЛОВНОГО ТОПЛИВА 
НА ОТПУЩЕННУЮ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ СОСТАВИЛ 
256,5 Г / КВТ • Ч. ВВОД ДАННОГО ЭНЕРГООБЪЕКТА 
В ЭКСПЛУАТАЦИЮ СТАЛ ПРОДОЛЖЕНИЕМ 
ПЛАНОМЕРНОЙ РАБОТЫ ГРУППЫ «ИНТЕР РАО» 
ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ 
ОБЪЕКТОВ.

Профиль  

Компании

Стратегический  

отчёт 

Производственные 

результаты

Финансовые 

результаты

Корпоративное 

управление

Взаимодействие 

с акционерами 

и инвесторами

Приложения

51

ГОДОВОЙ ОТЧЁТ – 2018