Годовой отчет ОАО «Иркутскэнерго» за 2003 год

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 12 Марта 2013 в 15:22, статья

Описание работы

Прошедший год ОАО «Иркутскэнерго» характерен планомерным и продуманным выполнением программы внутренних преобразований в Компании, совершенствованием системы корпоративного управления в условиях подготовки к структурным преобразованиям. Усиление прозрачности финансово-хозяйственной деятельности, оптимизация затрат производства, разработка и утверждение экономически обоснованных тарифов, эффективное планирование и использование финансовых ресурсов - остаются главными задачами Компании. Кроме того, в работе Совета директоров были выделены приоритеты, связанные с реализацией стратегии развития ОАО «Иркутскэнерго» на период реформирования электроэнергетики Росси

Содержание работы

1. Обращение к акционерам председателя Совета директоров ОАО «Иркутскэнерго» 4
2. Обращение к акционерам генерального директора ОАО «Иркутскэнерго» 6
3. Основные результаты деятельности 8
3.1. Отчет Совета директоров о результатах развития Общества по приоритетным направлениям деятельности
3.2. Основные направления деятельности, задачи и перспективы развития Компании 9
4. Общая характеристика ОАО «Иркутскэнерго»
4.1. Общие сведения
4.2. Основные виды деятельности 11
4.3. Структура Компании 12
4.4. Характеристика объектов энергосистемы 13
4.5. Акционерный капитал 16
5. Производство 18
5.1. Установленная мощность электростанций 18
5.2. Производство энергии 18
5.3. Производственные показатели 19
5.4. Топливообеспечение ОАО «Иркутскэнерго» в 2003г. 20
5.5. Качество работы энергосистемы 21
6. Рынок тепловой и электрической энергии 22
6.1. Тарифы и тарифная политика 22
6.2. Потребительский рынок 25
6.3. Оптовый рынок 27
6.4. Энергосбытовая деятельность 28
7. Управление Компанией 29
7.1. Корпоративное управление 29
7.2. Финансы Компании 36
7.3. Управление персоналом 40
7.4. Природоохранная деятельность 41
7.5. Информационные технологии 42
Итоги инвестиционной деятельности 43
Социальная политика Компании 46
Аудиторское заключение 47
Приложения 48
Бухгалтерская отчетность ОАО "Иркутскэнерго" за 2003 год 48
Аудиторское заключение 49
Сведения о соблюдении Кодекса корпоративного поведения 56
Информация для акционеров 62

Скачать архив (2.73 Мб) Сколько стоит заказать работу?

Файлы: 1 файл

annual_Report_2003.doc

— 9.70 Мб (Скачать файл)

Объект	Год образования, современное состояние объекта	Основные характеристики, уникальность объекта
ТЭЦ-1	1951г. Установленная мощность– 185 МВт Суммарная паропроизводительность котлов- 2985 т/ч	В апреле 1945 года принято решение о строительстве в Ангарско-Китойском междуречье топливно-химического комбината, а также ТЭЦ-1 для обеспечения энергетических потребностей комбината. Войдя в строй, ТЭЦ-1 обеспечила теплом и электроэнергией город Ангарск и его промышленность, создала почти идеальные условия для строительства и развития города Ангарска, послужила энергетической базой для строительства других электростанций и промышленных предприятий Иркутской области, явилась кузницей кадров для многих станций нашего региона и даже страны.
ТЭЦ-3	1959г. Установленная мощность – 13,4 МВт Суммарная паропроизводительность котлов- 375 т/ч	Планировалась как цех гидролизного завода по обеспечению производства технологическим паром, горячей водой и элетроэнергией. 22 декабря 1959 года был включен в работу котлоагрегат ст. N1. С этой даты началась история электростанции. Преобразована в 2003г. в участок Н-ЗТЭЦ
ТЭЦ-5	1960г. Установленная мощность – 18 МВт Суммарная паропроизводительность котлов- 525 т/ч	Планировалась как мощная ведомственная котельная, принадлежащая Иркутскому алюминиевому заводу. Финансирование строительства было заложено в генеральную смету ИРКАЗа, но с созданием Иркутского управления энергетики ТЭЦ была передана в «Иркутскэнерго».
ТЭЦ-6	1964г. Установленная мощность – 270 МВт Суммарная паропроизводительность котлов- 3200 т/ч	Проектировалась как составная часть Братского лесопромышленного комплекса (БЛПК). Ввод первых мощностей осуществлен в декабре 1964 года. В марте 1965 года ТЭЦ-6 выделена из состава Братского ЛПК и передана Минэнерго (РЭУ Иркутскэнерго).
ТЭЦ-9	1963г. Установленная мощность – 475 МВт Суммарная паропроизводительность котлов- 4620 т/ч	Установлена самая высокая в ОАО «Иркутскэнерго» дымовая труба №3 - 250м. Проведена низкотемпературная восстановительная термическая обработка (НВТО) барабанов к/а ст. № 2,4 (в числе первых 20-ти по России), что позволило продлить ресурс работы металла сверх паркового на 50 тыс. часов. Проводится реконструкция на цепочке №1 ХВО-2 ТЭЦ-9 в связи с ее переводом на противоточную технологию с инертной загрузкой.
ТЭЦ-10	1959г. Установленная мощность – 1110 МВт Суммарная паропроизводительность котлов- 4220 т/ч	При строительстве ТЭЦ-10 впервые в стране в проекте был заложен принцип блочной технологической компоновки станции. Закончена реконструкция бл.№6 с переводом его в теплофикационный.
ТЭЦ-11	1959г. Установленная мощность – 350,3 МВт Суммарная паропроизводительность котлов- 2840 т/ч	Началось строительство в 1954 году как энергоцех Усольского Химкомбината. В 1959 году в эксплуатацию был принят первый энергоблок, в этом же году станцию передали на баланс в ведомство Иркутского Совнархоза Министерства энергетики и электрификации СССР. На к/а ст. № 2,5 выполнена реконструкция пылесистем котлов во взрывозащищенном исполнении.
ТЭЦ-12	1932г. Установленная мощность – 7,5 МВт Суммарная паропроизводительность котлов- 345 т/ч	28 июля 1932 года закончилось строительство и включился в работу турбогенератор N2 мощностью 2500 кВт. В 1963 году Черемховская ЦЭС была принята на баланс РЭУ "Иркутскэнерго". Пущена в эксплуатацию новая технологическая схема подготовки химочищенной воды для питания котлов. Протяженность тепловых сетей находящихся на балансе ТЭЦ-12 составляют на 01.01.2004г – 13,72км., в том числе паровые сети – 4,868 км
ТЭЦ-16	1964г. Установленная мощность – 18 МВт Суммарная паропроизводительность котлов- 375 т/ч	Сегодня ТЭЦ-16 - единственный источник теплоснабжения Коршуновского горно-обогатительного комбината, жилищно-коммунального сектора города и сопутствующих им предприятий.
Н-ИТЭЦ	1975г. Установленная мощность – 655 МВт Суммарная паропроизводительность котлов- 4000 т/ч	Находится в опытно-промышленной эксплуатации котлоагрегат типа БКЗ-820-140-1С ст.№8 с кольцевой топкой Т-образной компоновки. Уникальной особенностью котла является кольцевая топка, представляющая собой открытую восьмигранную призматическую камеру, внутри которой по всей высоте установлена коаксиальная восьмигранная вставка. Котел рассчитан на сжигание шлакующих бурых углей Канско-Ачинского бассейна (Березовского и Ирша-Бородинского), а также менее шлакующего Азейского угля. Отработан режим дистанционного управления противоточной цепочкой №1 ХВО Н-ИТЭЦ в объеме выполненного I пускового комплекса СКУ ХВО.
НЗТЭЦ	1980г. Установленная мощность – 240 МВт Суммарная паропроизводительность котлов- 1680 т/ч	Ново-Зиминскую ТЭЦ начали строить в 1972 году как подразделение Зиминского химического завода. В 1985 году Ново-Зиминская ТЭЦ вошла в состав Иркутской энергосистемы.
УИТЭЦ	1978г. Установленная мощность – 525 МВт Суммарная паропроизводительность котлов- 2940 т/ч	Усть-Илимская ТЭЦ предусматривалась в составе Усть-Илимского целлюлозного завода Минбумпрома СССР На котлоагрегате типа БКЗ 420-140-9 ст.№ 6 реализована и эксплуатируется схема низкотемпературного вихревого сжигания топлива. Произведена реконструкция котлов ст. №1-4 на сжигание дешевого Жеронского угля. Протяженность тепловых сетей, находящихся на балансе РТС УИТЭЦ составляет на 01.01.2004г – 72,416 км, в том числе паровые сети – 5 км.
ТЭЦ БТС	1961г. Установленная мощность – 12 МВт	ТЭЦ-7 предназначена для обеспечения теплом и технологическим паром объектов стройиндустрии и жилищно-коммунального сектора поселков Энергетик, Падун. В настоящее время на ТЭЦ установлено девять котлов Е-75-3,9; два турбогенератора Р-6-35\5.
Братская ГЭС	1961г. Установленная мощность – 4500 МВт	Братская ГЭС по инженерному замыслу, эффективности, по своим параметрам, объему, экономичности и качеству выполненных работ является уникальным сооружением, не имеющим равных в практике мирового гидростроения. Впервые в мире была построена высокая бетонная плотина, облегченная расширенными швами.
Иркутская ГЭС	1956г. Установленная мощность – 662,4 МВт	Иркутская ГЭС - первая из каскада гидроэлектростанций на Ангаре и первая крупная ГЭС в Восточной Сибири (половина мощности всех электростанций плана ГОЭЛРО). В январе 1950 г. Правительством СССР было принято решение о строительстве Иркутского гидроузла, и уже через месяц началось строительство. В сентябре 1959 года Иркутская ГЭС была принята в промышленную эксплуатацию.
УИГЭС	1974г. Установленная мощность – 3840 МВт	Усть-Илимская ГЭС является третьей ступенью Ангарского каскада ГЭС. Створ гидроузла расположен ниже устья реки Илим – правого притока Ангары. Ее начали строить в 1963 году. В 1974 году началось заполнение Усть-Илимского водохранилища, в 1980 году станция принята в промышленную эксплуатацию. Усть-Илимская ГЭС – высоконапорная гидроэлектростанция приплотинного типа.
ЦЭС	1964г.	Протяженность воздушных и кабельных электрических сетей по трассе на 01.01.2004г. - 7203,057 км
ВЭС	1952г.	Протяженность воздушных и кабельных электрических сетей по трассе на 01.01.2004г. - 8635,915 км
СЭС	1965г.	Протяженность воздушных и кабельных электрических сетей по трассе на 01.01.2004г. - 6595,06 км
ЮЭС	1955г.	Протяженность воздушных и кабельных электрических сетей по трассе на 01.01.2004г. - 4200,062 км
ЗЭС	1968г.	Протяженность воздушных и кабельных электрических сетей по трассе на 01.01.2004г. - 9215,338 км
ИТС	1910г.	Протяженность тепловых сетей на 01.01.2004г составляет – 121,692 км, в том числе паровые сети 0,552км.
АТС	1964г.	Протяженность тепловых сетей на 01.01.2004г составляет – 280,386 км.
БТС	1999г.	Протяженность тепловых сетей на 01.01. 2004г составляет – 416,7 км., в том числе - паровые сети – 16,794 км. В протяженность тепловых сетей входит 166,824 км – сети принятые в аренду у МБ ТЭП с ноября 2003года.

4.5. Акционерный капитал

Капитал и распределение акций

Акционерный капитал по состоянию на 31 декабря 2003 г. составлял 4766808 тыс. руб.

Количество акций, находящихся в обращении: 4766807700 шт.

Номинал одной акции: 1 руб.

Эмиссии акций	Дата регистрации проспекта эмиссии	Объем выпуска, млн. руб.	Количество размещенных акций	Вид акций	Номинал акции, руб.
Первая эмиссия	23.11.92	1,97	1978677	Обыкновенные	1
Вторая эмиссия	27.01.94	45,70	45689400	Обыкновенные	1
Третья эмиссия	29.02.96	4719,14	4719139623	Обыкновенные	1

Количество зарегистрированных лиц в реестре по состоянию на 31.12.2003 г.: 4372

Структура акционерного капитала на 31 декабря 2001, 2002 и 2003 г.

№ п/п	Наименование зарегистрированного лица	Доля от уставного капитала, %
№ п/п	Наименование зарегистрированного лица	На 31.12.2001	На 31.12.2002	На 31.12.2003
1	Министерство имущественных отношений РФ	24,5	24,5	40
2	Иркутская область	15,5	15,5	0
3	ИНГ Банк (Евразия) ЗАО	40,9	47,2	48,33
4	НПФ «Энергия»	5,15	0	0
5	ИНГ Банк (Евразия) ЗАО/ ИНГ Депозитарий	4,01	3,49	3,49
6	НП «Национальный депозитарный центр»	0,98	1,5	2,14
7	«Депозитарно-Клиринговая Компания» ЗАО	1,71	2,05	1,47
8	Прочие акционеры	7,25	5,76	4,57
	ИТОГО:	100	100	100

Рынок акций и дивиденды

Акции ОАО «Иркутскэнерго» обращаются на Московской межбанковской валютной бирже (ММВБ) и в российской торговой системе (РТС). Котировки акций ОАО «Иркутскэнерго» на начало 2003 г. на ММВБ были на уровне 2,471 рубля, в конце года – на уровне 3,374 руб. Минимальное значение цены за акцию на ММВБ составляло 2,335 рубля, максимальное 3,975. Капитализация Компании (по методологии РТС) на конец 2003 года составила 510 239 096 долл. США.

Объемы торгов акциями ОАО «Иркутскэнерго» на крупнейших площадках

российского фондового рынка

	Объемы торгов на РТС, тыс. долл. США	Объемы торгов на ММВБ, тыс. руб.
1 квартал 2003	1 756,78	72 157
2 квартал 2003	1 554,24	95 791
3 квартал 2003	334,90	273 361
4 квартал 2003	94,28	225 578

Ликвидность ценных бумаг на российском фондовом рынке (РТС, ММВБ)

Период	Количество выпущенных акций, шт.	Объемы торгов на РТС, шт.	Объемы торгов на ММВБ, шт.	Оборачиваемость
1 квартал	4 766 807 700	19 574 600	26 409 500	0,96%
2 квартал	4 766 807 700	17 873 697	34 905 900	1,11%
3 квартал	4 766 807 700	3 250 000	88 255 306	1,92%
4 квартал	4 766 807 700	850 000	65 483 800	1,39%

Размер дивиденда на одну обыкновенную акцию, руб.

Период выплаты	Размер дивиденда на одну акцию
2001	0,0347
2002	0,03655
2003*	0,03655

*Размер дивиденда будет представлен на утверждение годовому общему собранию акционеров.

Дивиденды по акциям Общества выплачены в сроки, установленные решениями общих собраний акционеров

5. Производство

5.1. Установленная мощность электростанций

Ввод новых мощностей, перемаркировка и списание основного оборудования на электростанциях ОАО «Иркутскэнерго» в 2003 г. не производилась.

	Установленная мощность на 1 января, МВт			Располагаемая мощность на 31 декабря, МВт
	2001	2002	2003	2001	2002	2003
ГЭС	9002,4	9002,4	9002,4	8628	8165	8268
ТЭС	3879,2	3879,2	3879,2	1970	2898	3283
Всего	12881,6	12881,6	12881,6	10598	11063	11551

Из-за сокращения запасов гидроресурсов, для поддержания энергобаланса часть турбин ТЭС была переведена на конденсационный режим работы. В результате располагаемая мощность ТЭС на конец года увеличилась на 385 МВт или 13%.

5.2. Производство энергии

Производство электроэнергии.

Динамика производства электроэнергии ОАО "Иркутскэнерго" формируется в первую очередь под влиянием спроса на вырабатываемую электроэнергию (региональные потребители, поставки на федеральный оптовый рынок), а также существующей ситуации с запасами гидроресурсов. В 2003 г. произошло сокращение выработки электроэнергии против 2002 года на 5,041 млрд.кВтч. Основными факторами регресса стали: сокращение отпуска электроэнергии за пределы энергосистемы (на ФОРЭМ на 4,299 млрд.кВтч) из-за снижения запасов гидроресурсов. В связи с низкими запасами гидроресурсов по ГЭС Ангарского каскада в 2003 г. были приняты меры по их экономии: частичная разгрузка электробойлерных, дополнительная загрузка тепловых станций, снижение навигационных расходов через ГЭС. Данные факторы не отразились на динамике потребления электрической энергии в области. В связи с продолжающимся ростом производства электропотребление по собственным потребителям возросло на 1,045 млрд. кВтч. Значительный вклад в удовлетворение спроса в области внесли тепловые электростанции, увеличившие производство электроэнергии на 3,367 млрд.кВт.ч.

Производство тепловой энергии

В 2003 г. отпуск тепловой энергии остался на уровне 2003 г. Снижение 1,45% обосновывается в основном внедрением энергосберегающих технологий у потребителей тепловой энергии.

5.3. Производственные показатели

По сравнению с прошлым годом произошло улучшение производственно-технических показателей (ПТП) работы ТЭЦ и районных котельных ОАО «Иркутскэнерго»:

удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии составил 365,15 г/кВт.ч, что ниже значений прошлого года на 6,50 г/кВт.ч;
удельный расход условного топлива по отпуску теплоэнергии составил 145,70 кг/Гкал, что ниже значений прошлого года на 4,06 кг/Гкал;
расходы электроэнергии на собственные нужды по выработке электрической и отпуску тепловой энергий составили соответственно 8,55% (или на 0,46% меньше, чем в прошлом году) и 37,81 кВт.ч/ Гкал (или на 1,15 кВт.ч/Гкал меньше прошлогодних значений).

Основные причины изменения ПТП работы ТЭЦ и районных котельных связаны с увеличением выработки электроэнергии и отпуска тепла внешним потребителям соответственно на 40,2% и 2,2%, что привело к улучшению фактических показателей работы оборудования. К выше указанным причинам относятся:

экономичность работы оборудования (- 8,42 г/кВт.ч и -1,86 кг/Гкал);
изменение структуры отпуска электроэнергии по группам оборудования (-13,60 г/ кВт.ч), в том числе увеличение доли выработки электроэнергии энергетическими блоками К-150 ТЭЦ-10 с 10,1% до 21,5% (-11,48 г/кВт.ч);
увеличение доли выработки электроэнергии по конденсационному циклу (+15,52 г/кВт.ч);
увеличение доли тепла, отпущенного потребителям из отборов турбоагрегатов, (-1,98 кг/ Гкал);
более экономичная работа теплофикационных установок из-за увеличения количества тепла, отпущенного потребителям с горячей водой, (- 0,18 кг/ Гкал);
изменение структуры отпуска тепла (- 0,04 кг/ Гкал).

5.4. Топливообеспечение ОАО «Иркутскэнерго» в 2003г.

В 2003 году в топливном балансе тепловых электростанций произошли значительные изменения. Потребление угля увеличилось на 16,9%, потребление мазута увеличилось на 28%. Основные причины изменения топливного баланса связаны с увеличением выработки электроэнергии и отпуска тепла потребителям. В целом потребление топлива в 2003 г. выросло на 17% - до 7375 т у.т.

Информация о работе Годовой отчет ОАО «Иркутскэнерго» за 2003 год