От стабилизации к развитию

Настоящий документ является конфиденциальным, был подготовлен исключительно для целей презентации, проводимой Компанией, и не подлежит воспроизведению, дальнейшей передаче и распространению какому-либо лицу, а также опубликованию (полностью или частично) для каких-либо иных целей. НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ НЕ ПОДЛЕЖИТ ОБНАРОДОВАНИЮ, ОПУБЛИКОВАНИЮ, РАСПРОСТРАНЕНИЮ В США, КАНАДЕ, АВСТРАЛИИ И ЯПОНИИ, А ТАКЖЕ РЕЗИДЕНТАМ И ГРАЖДАНАМ США, КАНАДЫ, АВСТРАЛИИ И ЯПОНИИ.
Настоящая презентация не является рекламой ценных бумаг Компании, предложением о продаже или выпуске или приглашением делать оферты в отношении приобретения или подписки на ценные бумаги Компании в какой-либо юрисдикции. Ни презентация, ни какая-либо ее часть, ни факт ее представления или распространения не являются основанием для заключения какого-либо договора или принятия инвестиционного решения, и на презентацию не следует полагаться в этом отношении.
Настоящая презентация не является предложением о продаже ценных бумаг в США. Предложение и реализация ценных бумаг в США могут осуществляться только в случае их регистрации или освобождения от требований о регистрации Закона США о ценных бумагах от 1933 г., с изменениями и дополнениями. Публичная оферта ценных бумаг, предлагаемых в США, будет сделана в виде проспекта эмиссии, который может быть получен у эмитента или продающего ценные бумаги держателя и который будет содержать подробную информацию о компании и ее управлении, а также ее финансовые отчеты. Компания не регистрировала и не планирует регистрировать какие-либо свои ценные бумаги в США или осуществлять публичное предложение своих ценных бумаг в США.
В любом государстве-участнике Европейского экономического пространства настоящая презентация адресована исключительно лицам, являющимся «квалифицированными инвесторами», как они определены в статье 2(1)(е) Директивы о проспектах (Директива 2003/71/ЕС) («Квалифицированные инвесторы»). Кроме того, в Великобритании, настоящая презентация адресована только (i) Квалифицированным инвесторам, имеющим профессиональный опыт в области инвестиций, которые указаны в статье 19(5) Приказа (О финансовом содействии) от 2005 г. («Приказ») в соответствии с Законом Великобритании 2000 г. «О финансовых услугах и рынках», и Квалифицированным инвесторам, которые отвечают требованиям статей 49(2) (а) – (d) Приказа, и (ii) Квалифицированным инвесторам, которым настоящий документ может быть адресован на иных законных основаниях (все такие лица вместе именуются «соответствующие лица»). Никакое лицо, не являющееся (i) в Великобритании соответствующим лицом или (ii) в любом государстве-участнике Европейского экономического пространства, за исключением Великобритании, Квалифицированным инвестором, не должно полагаться на настоящую презентацию или ее содержание. Любая инвестиционная деятельность, к которой может относится настоящая презентация, может осуществляться только (i) в Великобритании - соответствующими лицами или (ii) в любом государстве-участнике Европейского экономического пространства, за исключением Великобритании, - Квалифицированными инвесторами.
Распространение настоящей презентации в иных юрисдикциях может быть ограничено законом. Лица, которые получили настоящую презентацию, должны самостоятельно ознакомиться с такими ограничениями и соблюдать их.
На информацию, приведенную в настоящем документе, а также на предположения, сделанные в отношении ее полноты, полагаться для каких-либо целей не следует. Компания, ее дочерние компании и их соответствующие консультанты, должностные лица, работники и агенты не дают каких-либо прямых или подразумеваемых заверений и гарантий и не несут какой-либо ответственности в отношении точности информации или заключений, а также в случае возникновения убытков по любой причине прямо или косвенно в результате использовании настоящей презентации или ее содержания.
В настоящем документе могут быть приведены прогнозные заявления. Прогнозные заявления не основываются на фактических обстоятельствах и включают в себя заявления в отношении намерений, мнений или текущих ожиданий Компании в отношении результатов своей деятельности, финансового положения, ликвидности, перспектив роста, стратегии и отрасли промышленности, в которой работает Компания. По своей природе для таких прогнозных заявлений характерно наличие рисков и факторов неопределенности, поскольку они относятся к событиям и зависят от обстоятельств, которые могут не произойти в будущем. Компания предупреждает о том, что прогнозные заявления не являются гарантией будущих показателей, и фактические результаты деятельности Компании, ее финансовое положение и ликвидность, а также развитие отрасли промышленности, в которой она работает, могут существенным образом отличаться от тех, которые приведены в прогнозных заявлениях, содержащихся в настоящем документе. Кроме того, даже если результаты деятельности Компании, ее финансовое положение и ликвидность, а также развитие отрасли промышленности, в которой она работает, будут соответствовать прогнозным заявлениям, содержащимся в настоящем документе, данные результаты и события не являются показателем результатов и событий в будущем. Компания не берет на себя обязательств по пересмотру или подтверждению ожиданий и оценок, а также по обновлению прогнозных заявлений для отражения произошедших событий или возникших обстоятельств послед даты проведения настоящей презентации.
Фактом посещения настоящей презентации Вы соглашаетесь соблюдать указанные выше правила и ограничения.

ГУ по Архангельской обл.:
Архангельская ТЭЦ
Северодвинская ТЭЦ-1
Северодвинская ТЭЦ-2
Тепловые сети
ГУ по Вологодской обл.:
Вологодская ТЭЦ
мини-ТЭЦ "Белый Ручей”
Тепловые сети
ГУ по Костромской обл.:
Костромская ТЭЦ-1
Костромская ТЭЦ-2
Шарьинская ТЭЦ
Котельные, тепловые сети
ГУ по Новгородской обл.:
Новгородская ТЭЦ
ГУ по Тверской области:
Тверская ТЭЦ-1
Тверская ТЭЦ-3
Тверская ТЭЦ-4
Вышневолоцкая ТЭЦ
Котельные, тепловые сети
ГУ по Ярославской обл.:
Ярославская ТЭЦ-1
Ярославская ТЭЦ-2
Ярославская ТЭЦ-3
Котельные, тепловые сети
Капитализация ТГК-2 – 26,8 млрд. руб. или $1 млрд. по состоянию на 08.10.2007
Размер уставного капитала ТГК-2:
11 124 968 918, 18 руб.
Уставный капитал разделен на
1 095 996 358 137 обыкновенных акций номинальной стоимостью 1 копейка и
16 500 533 681 привилегированных акций
номинальной стоимостью 1 копейка
Кратко о ОАО «ТГК-2»
*Консолидированные показатели по ОАО «ТГК-2» с ДЗО ОАО «ПМТЭЦ» и ОАО «АГК» за 2007г.
Структура уставного капитала ОАО «ТГК-2» (далее – ТГК-2):
Производственные показатели:
Акции ТГК-2 включены в Котировальный список Б фондовых бирж: 20 марта 2007 года - на ММВБ, 05 октября 2007 года – на РТС
02 октября 2007 года подписано Депозитное соглашение с банком-депозитарием (Дойче Банк) для организации выпуска GDR на акции ТГК-2

Прирост электропотребления* региона 3-5% в год
*Источник: ОАО РАО «ЕЭС России» СУ 2007-2015гг. (приказ 444), РДУ
Млрд. кВт.ч.
+15%
+23%
+18%
+16%
+19%
+14%
В 2006г. по ОЭС Северо-Запада дефицит мощности составил ок. 1 ГВт*
Рост потребления по ОЭС Северо-Запада + 19 млрд. кВт.ч. или 22%
ТГК-2 расположена между двумя мощными энергодефицитами: Москва и С.-Петербург.
Нарастание дефицита по всем окружающим энергосистемам
Рост потребления по Московской энергосистеме +27 млрд. кВт.ч. или +30%
Тенденции рынков – Нарастание дефицита электроэнергии
Значительный потенциал расширения рынка тепла
Потенциал расширения рынка тепла до 2011г. 5,2 млн. Гкал, нагрузка 1,1 тыс. Гкал/ч
Анализ прочих тепловых рынков
выявил 21 потенциально интересных города с объемом 10 млн. Гкал в год
Архангельская энергосистема - избыточна по генерирующим мощностям (319 МВт)
Существующий сальдо-переток из Вологодской системы (140 МВт зима) обусловлен экономическими факторами

Топливообеспечение ТГК-2. Тенденции рынка топлива – недоступность и резкий скачок цен на газ
Добыча ГАЗА в РФ в 2005г. 640,6 млрд. м3
=>Баланс газа в РФ в 2010г.
Добыча и импорт из СНГ
Внутренний
спрос и экспорт
12%
44%
732
828
Импорт
Экспорт
Дефицит
96
Прогнозируется дефицит газа
Поставщики угля планируют рост добычи
Объемы
Цены
Руб/тут
СУЭК (28% рынка) и Южкузбассуголь (6% рынка) – увеличение добычи при наличии спроса
Южный Кузбасс (6% рынка) +59%
УК Кузбассразрезуголь (14% рынка) +36%
ХК Якутуголь (3% рынка) +35%
*Источник: ОАО РАО «ЕЭС России» СУ до 2015гг. (приказ 444), СМИ, Интернет
+25%
+28%
+28%
+29%
+12%
+12%
+11%
+7%
Уголь становится более экономичным топливом по ГУ ТГК-2
в 2008-2010гг.
Разведанные запасы УГЛЯ - 200 млрд.т
Добыча 2005г. - ок.300 млн. т
Динамика цен на примере Твери
6 мес. 2007г.

Ключевые предпосылки стратегии ТГК-2
Когенерация – наиболее экономичный режим выработки электроэнергии и тепла и залог конкурентоспособности ТЭЦ на рынках тепла и электроэнергии (доля теплофикационной выработки 6 мес. 2007г. – 72%)
Расположение в дефицитных по электроэнергии регионах (Ярославль, Новгород, Вологда), рядом с остродефицитными регионами (Москва, С.-Петербург)
Системное ограничение на переток электроэнергии в Архангельскую энергосистему (180 МВт зимой, 160 МВт летом в нормальном режиме)
Работа на тепловых рынках региональных центров и значительный потенциал роста нагрузок -+5,2 млн. Гкал до 2011г.
Наличие потребителей электроэнергии на шинах для развития двусторонних отношений – около 30% отпуска э/э ТГК-2
Возврат на сжигание проектного топлива с относительно небольшие затраты - угля ( ЯТЭЦ-2, НТЭЦ, КТЭЦ-2, ТТЭЦ-3) и развитие угольной мощности как стратегия ухода от газовой зависимости
Возможность использования действующего оборудования и инфраструктуры для ввода новой мощности – минимальные капвложения и залог конкурентоспособности на рынке мощности

Стратегическая цель ТГК-2 – инвестиционная привлекательность и рост капитализации. Стратегия ТГК-2 – управление
точками роста стоимости компании
Конкурентоспособ- ность и доходность на тепловом рынке
Расширение теплового рынка
Дозагрузка действующих эл. мощностей
Ввод новых мощностей
Снижение риска инвестирования в компанию
Современные технологии менеджмента
Контроль теплового рынка
Выход на расчеты с конечными потребителями тепла. Контроль теплосетей и каналов сбыта
Потребитель – наш партнер. Качественно новый уровень обслуживания
Клиентоориентированность. Цена предложения не выше стоимости производства тепла на собственных/альтернативных источниках потребителя. Гибкая ценовая политика
Рост доходности тепла через управление всей цепочкой создания стоимости для потребителя
Рост базовой тепловой нагрузки для максимизации конкурентоспособной комбинированной выработки энергии
Повышение готовности мощности к несению нагрузки. Максимизация рабочей мощности, доступной к загрузке. Гибкая ценовая стратегия на ОРЭМ
Транспарентность компании. Снижение рисков колебания объемов и цен на топливо и энергию, нефинансовых рисков
Ориентация системы управления компании на реализацию стратегии. Управление по целям
Точки роста
Ориентация на спрос рынка. Удовлетворение потребностей конкретных потребителей. Диверсификация топливного баланса – возврат/переход на уголь. Окупаемость проектов
+
+
+
1
2
3
4
5
6

Принципы развития мощностей
Ввод новых мощностей под потребности в электрической и тепловой энергии, определенных на основании:
Письменных соглашений с администрациями регионов
Письменных заявок/соглашений/договоров с промышленными потребителями
Максимальное развитие когенерации – эффективное использование энергии топлива
Соответствие энергоблоков на замену и расширение типоразмерам:
надстройка ГТУ для газомазутных ТЭЦ на параметры пара 90 ата и 500С
установка угольных блоков 650 МВт – в перспективе за 2010 г.г.
унификация применяемого оборудования
Максимальное использование действующей инфраструктуры, оборудования – снижение затрат на строительство
Концентрация лимитов газа и тепловой нагрузки на ТЭЦ, на которых вводится ПГУ, и их загрузка в базовом режиме (~100%-теплофикационная выработка)
Диверсификация топливного баланса
уход от зависимости от газа – загрузка действующего оборудования на угле (не требует реконструкции или требует незначительной реконструкции)
при выбранных лимитах газа дальнейшее развитие ТЭЦ осуществляется на угле
уход от зависимости от мазута – поэтапный перевод на уголь действующих мощностей АТЭЦ и СТЭЦ-2 (при постоянном мониторинге состояния рынка топлива)

Инвестиционная программа до 2011г.:
ввод 1145 МВт + перевод 4 ТЭЦ на уголь
*Финансирование на 2007г. составляет 157,2 млн. руб.
За счет дополнительной эмиссии акций финансируется 7 крупных инвестиционных проектов, отмеченных синим цветом
Подробнее об инвестиционных проектах в приложении к презентации

Расширение Новгородской ТЭЦ ГТЭ-160 + КУ на существующую турбину ПТ-60-130/13
ТЭП ТЭЦ до и после реализации проекта
При реализации проекта предусматривается:
Расширение главного корпуса для размещения оборудования ГТЭ-160 и парового котла утилизатора (свободная площадка имеется).
Монтаж газотурбинной установки типа ГТЭ-160 с паровым котлом-утилизатором на параметры пара 9 МПа и 500-535 0С;
Реконструкция паровой турбины ПТ-60-130, с переводом на пониженные параметры;
Строительство ОРУ-330 кВ
Строительство ВЛ-330 кВ от Новгородской ТЭЦ до ПС «Новгородская», протяженностью 5,7 км.
Стоимость строительства – 2 192 млн.руб.
График реализации проекта
ТЭП ПГУ-210
Показатели экономической эффективности

Расширение Новгородской ТЭЦ паровой турбиной Кт-120/140-130
под резерв котельной мощности
ТЭЦ ТЭП до и после реализации проекта
При реализации проекта предусматривается:
Расширение главного корпуса для размещения оборудования паровой турбины Кт-120/140-130 (свободная площадка имеется).
Монтаж паровой турбины Кт-120/140-130;
Строительство градирни;
Строительство ОРУ-330 кВ
Строительство ВЛ-330 кВ от Новгородской ТЭЦ до ПС «Новгородская», протяженностью 5,7 км.
Стоимость строительства – 1 202 млн.руб.
График реализации проекта
ТЭП Кт-120/140-130
Показатели экономической эффективности

Расширение Костромской ТЭЦ-2 ГТЭ-160 + КУ на существующую
турбину ПТ-60-130/13
ТЭП ТЭЦ до и после реализации проекта
При реализации проекта предусматривается:
Расширение главного корпуса для размещения оборудования ГТЭ-160 и парового котла утилизатора (свободная площадка имеется).
Монтаж газотурбинной установки типа ГТЭ-160 с паровым котлом-утилизатором на параметры пара 9 МПа и 500-535 0С;
Монтаж дожимной компрессорной станции;
Реконструкция паровой турбины ПТ-60-130, с переводом на пониженные параметры;
Строительство ОРУ-220 кВ
Строительство ВЛ-220 кВ от Костромской ТЭЦ-2 до ПС «Кострома-2», протяженностью 3 км.
ТЭП ПГУ-210
График реализации проекта
Показатели экономической эффективности

Строительство ПГУ-95 в составе ГТУ V 64.3 + КУ + Тп-25
на Вологодской ТЭЦ
ТЭЦ ТЭЦ до и после реализации проекта
При реализации проекта предусматривается:
Расширение главного корпуса для размещения оборудования ПГУ-95 (свободная площадка имеется).
Монтаж газотурбинной установки типа 64.3А с паровым котлом-утилизатором на параметры пара 8,2 МПа и 515 0С;
Монтаж дожимной компрессорной станции;
Монтаж паровой турбины Тп-25;
Строительство ОРУ-110 кВ
Строительство ВЛ-110 кВ от Вологодской ТЭЦ - ПС «Луговая», протяженностью 4 км.
Стоимость строительства – 1 901 млн.руб.
ТЭП ПГУ-95
График реализации проекта
Показатели экономической эффективности

Расширение Тверской ТЭЦ-3 ГТЭ-160 + КУ на существующую
турбину ПТ-60-130
ТЭП ТЭЦ до и после реализации проекта
При реализации проекта предусматривается:
Расширение главного корпуса для размещения оборудования ГТЭ-160 и парового котла утилизатора (свободная площадка имеется).
Монтаж газотурбинной установки типа ГТЭ-160 с паровым котлом-утилизатором на параметры пара 9 МПа и 500-535 0С;
Монтаж дожимной компрессорной станции;
Реконструкция турбины ПТ-60-130, с переводом на пониженные параметры;
Строительство ОРУ-330 кВ
Строительство ВЛ-330 кВ или КЛ-330 кВ от Тверской ТЭЦ-3 до ПС «Калининская», протяженностью 1 км.
Стоимость строительства – 2 171 млн.руб.
ТЭП ПГУ-210
График реализации проекта
Показатели экономической эффективности

Реконструкция Тверской ТЭЦ-3 с установкой паровой
турбины Тп-115/125-130-1 мощностью 115 МВт
ТЭП ТЭЦ до и после реализации проекта
При реализации проекта предусматривается:
Расширение главного корпуса для размещения оборудования Тп-115/125-130 (свободная площадка имеется).
Монтаж турбоагрегата с паровой турбиной ТП-115/125-130;
Окончание строительства градирни и циркуляционной насосной;
Строительство третьего сетевого вывода Тверской ТЭЦ-3.
Строительство ОРУ-330 кВ
Строительство ВЛ-330 кВ или КЛ-330 кВ от Тверской ТЭЦ-3 до ПС «Калининская», протяженностью 1 км.
Стоимость строительства – 1 248 млн.руб.
ТЭП Тп-115/125-130-1
График реализации проекта
Показатели экономической эффективности

Расширение Ярославской ТЭЦ-2 ГТЭ-160 + КУ на существующую
турбину ПТ-60-130
ТЭП ТЭЦ до и после реализации проекта
При реализации проекта предусматривается:
Демонтаж паровых котлов 1 очереди для размещения оборудования ГТЭ-160 и парового котла утилизатора.
Монтаж газотурбинной установки ГТЭ-160 производства ОАО «Силовые ма-шины» с паровым котлом-утилизатором на параметры пара 9 МПа и 500-535 0С;
Монтаж дожимной компрессорной станции;
Реконструкция паровой турбины ПТ-60-130, с переводом на пониженные параметры;
Строительство ОРУ-220 кВ на месте демонтируемых ячеек 1 и 2 существующего ОРУ-110 кВ. Строительство ВЛ 220 кВ от ТЭЦ-2 по оси демонтируемой ВЛ 110 кВ ВЛ№156.
Стоимость строительства – 2 171 млн. руб.
ТЭП ПГУ-210
График реализации проекта
Показатели экономической эффективности

Перевод на уголь Архангельской ТЭЦ и Северодвинской ТЭЦ-2
Ключевой эффект проектов – экономия на стоимости топлива
IRR 40,2%
IRR 35,7%

Структура финансирования инвестиционной программы
Бюджет проектов до 2011г. 38,88 млрд. руб.
Источники, млн. руб.
39,6% от текущего уставного капитала ТГК-2
Финансирование инвестиционной программы по годам (без НДС) , млн. руб.
Бюджет инвестиционной программы 38,88 млрд. руб. (без НДС) включает:
Реализацию 7 крупных инвестиционных проектов, финансирование которых осуществляется в том числе за счет допэмиссии – 13,056
Перевод на уголь АТЭЦ и СТЭЦ-2 - 5,533
Прочие Проекты с завершением до 2011г. – 6,599
Заделы (начало реализации перспективных проектов с вводом до 2015г. – проекты не утверждены и пока в проработке) – 13,700

Целевая мощность* – 3262 МВт, 10801** Гкал/ч
Целевая полезный отпуск– 15 млрд. кВт.ч., 24 млн. Гкал
* С учетом вывода или консервации мощностей ** без учета арендованных котельных
Снижение расхода топлива на производство электроэнергии в 2011г. после реализации инвестиционных проектов
2006
2011
Целевое позиционирование ТГК-2
2011г. Активы
газ
газ
Структура топливного баланса к 2011г., тыс.тут

EBITDA $/1 кВт эл. мощности
Эмиссия
39,6% текущего и 28,4% целевого УК
9 млрд. руб.
Целевое позиционирование ТГК-2
2011г. Финансы
Стоимость* ТГК-2, млрд. руб.
млрд. руб.
2007
2011
2007
2011
*2011г. - Модель Гордона, методика Делойт энд Туш
Экспертная оценка менеджмента компании

Информация о размещении
дополнительных акций ТГК-2
28.09.07 Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» одобрил Программу размещения дополнительных акций ТГК-2, предусматривающую:

372 338 967 050 акций ТГК-2, принадлежащих ОАО РАО "ЕЭС России", относимых в соответствии с разделительным балансом ОАО РАО "ЕЭС России" на балансы компаний «Государственный Холдинг" и "Государственный Холдинг ГидроОГК".
Предмет
Основная информация о продаже акций ТГК-2, принадлежащих ОАО РАО «ЕЭС России»
28.09.07 Совет директоров ОАО РАО «ЕЭС России» принял решение об отчуждении акций «государственной доли» ТГК-2, предусматривающее:
посредством конкурентных процедур
Порядок продажи
Цена продажи (за 1 акцию)
не ниже цены размещения одной дополнительной акции ТГК-2
Срок продажи
одновременно с размещением дополнительных акций ТГК-2
заключение Договора о предоставлении мощности на оптовый рынок между ОАО «ТГК-2», ЗАО «ЦФР» и НП «АТС».
Условие продажи
акции оплачиваются денежными средствами
Форма оплаты
оплата акций в полном объеме
одобрение и подписание акционерного соглашения между Инвестором и ОАО РАО «ЕЭС России»
Условия перехода прав собственности на акции