1 Стратегия развития ТГК-2 Государственная регистрация 19 апреля 2005 г. Начало операционной деятельности 1 июля 2006г. Мощность 2007г. 2582,5 МВт, 12471. - презентация

1 1 Стратегия развития ТГК-2 Государственная регистрация 19 апреля 2005 г. Начало операционной деятельности 1 июля 2006г. Мощность 2007г. 2582,5 МВт, Гкал/ч, 335,62 Гкал/ч (аренд.) ТЭЦ (с ДЗО ОАО «ПМТЭЦ»)16 Котельные (собственные)10 Котельные (арендованные)56 Теплотрассы (собственные), км763,5 Теплотрассы (арендованные), км458,5 1048,5 МВт 3142 Гкал/ч 255,944 Гкал/ч (аренд.) 40 МВт 602 Гкал/ч 224 МВт 1763 Гкал/ч 53,186 Гкал/ч (аренд.) 801 МВт 4147 Гкал/ч 279 МВт 2187 Гкал/ч 26,49 Гкал/ч (аренд.) 190 МВт 630 Гкал/ч

2 2 3 мая 2007г. ТГК-2 завершило формирование целевой конфигурации путем присоединения АГК ТГК-2 $484 ТГК ОГК $/1 кВт График по стоимости акции с начала годаГрафик по капитализации ТГК-2 с начала года Выход на биржу: ЗАО «ММВБ» г. ОАО «РТС» г. На : Объем торгов – акций на сумму 502,9 млн. руб. Капитализация – 32,3 млрд. руб. Уставной капитал компании: акций номинальной стоимостью 0,01 руб. Доля РАО ЕЭС в уставном капитале: до присоединения АГК – 49,19%, после - 49,36%

3 3 Рейтинг ТГК-2 (с АГК) Выработка 2006г. млрд. кВт.ч КИУМ 2006г. % Рентабельность деятельности 2006г. Выручка 2006г. млн. руб. 9 место 7 место 14 место Капитализация по ММВБ Выручка, КИУМ по целевой конфигурации, Рентабельность по операционной компании Данные Бюллетеня по реформированию ОАО РАО «ЕЭС России» 11 место

4 4 Основные достижения ТГК-2 за 1 полугодие 2007г. 29 мая 2007г. утверждена Стратегия развития бизнеса до 2011г. Комиссией по привлечению инвестиций РАО ЕЭС (Дубинина) утвержден график подготовки и проведения дополнительной эмиссии акций для финансирования инвестиционных проектов ТГК-2 15 марта 2007г. введена турбина Т-115 на ЯрТЭЦ-2 8 мая 2007г. утверждена Инвестиционная программа ТГК-2 (с АГК) до 2011г. 1 апреля завершена оптимизация системы управления и введена новая организационная структура 1 мая введена новая система мотивации высших и ведущих менеджеров ТГК-2 (премирование осуществляется по итогам выполнения КПЭ менеджера) Стратегия Инвестиции Система управления

5 5 Текущие позиции ТГК-2

6 6 ТГК- 2 в декабре 2006г. запустила детальный анализ Текущего позиционирования компании на рынках тепловой и электрической энергии (рыночная ниша, контроль рынка, конкурентоспособность, доходность) и перспектив расширения рынка сбыта (естественный прирост, замещение конкурентов, возврат утерянных потребителей, получение в управление источников) Внутреннего потенциала развития компании (состояние ТЭЦ, площадки для развития, топливная и прочая инфраструктура) Внешних тенденций на рынках топлива, энергии, оборудования* Данный анализ лег в основу стратегии и инвестиционной программы компании Анализ подробнее * Результаты анализа рынка оборудования будут раскрыты при докладе Инвестиционной программы ТГК-2

7 7 Текущее позиционирование ТГК-2 на рынке теплоэнергии. Состояние, резервы мощностей Установленная мощность – Гкал/ч собственных и 335 Гкал/ч арендованных Располагаемая мощность - 72,73 % к УМ Доля использованной мощности (максимум нагрузки 2006г.) - 43,26% Резерв 56,74% 2006г. Гкал/ч* ввод до 1960г. ввод в гг ввод в гг АГК ГУ по ВО ГУ по НО ГУ по КО ГУ по ТО497, ,1 ГУ по ЯО Итого1841, ,1 Большая часть оборудования выработало свой ресурс -11% тепловых мощностей введено до 1960г., 62,7 % - до 1980г. * Расчет выполнен по мощности котлов

8 8 Текущее позиционирование ТГК-2 на рынке теплоэнергии. Выработка тепла, КИУМ Отпуск теплоэнергии ТГК-2 (с АГК и арендованными котельными) с коллекторов – 20,481 млн. Гкал Покупка 0,3 млн. Гкал КИУМ общий – 19,5% 2006г. Арендованные котельныеУМ, Гкал/ч Отпуск*, т. Гкал Тверь26,49168,28 Архангельск255,944167,34 Кострома53,18647 Итого335,62382,62 ТГК-2 арендует 13 котельных в Твери и Костроме АГК арендует 43 котельные в Архангельске *отпуск приведен за срок аренды имущества в 2006г.

9 9 Рынок теплоэнергии – ТГК-2 конкурентоспособный и наиболее экономичный игрок ТГК-2 работает на рынках 12 городов Выработка 20,481 млн. Гкал КИУМ 19,5 % Полезный отпуск 19 млн. Гкал: –7 крупных городов - 95% –5 мелких городов - 5% Рыночная ниша Коммунальные узлы: Вологда, Кострома Тверь (промнагрузка %) Промышленные узлы: Новгород (промнагрузка ~99%) Смешанные узлы: Северодвинск (промнагрузка 37%) Ярославль (39%) Архангельск (20%) 2006г. Перекрестного субсидирования между узлами Кострома дотирует Шарью (- 107 млн. руб.), Тверь дотирует Кувшиново (- 123,7 млн. руб.), Бежецк (- 5,6 млн. руб.), В.Волочек (- 14,2 млн. руб.), АрхТЭЦ дотирует арендованные котельные г. Архангельск (убытки 2006г млн. руб., дотации в тарифе 2007г млн. руб. + ожидаемые убытки 118 млн. руб.) Неэффективных котельных по городу – завышают конечный тариф – во всех городах работы ТГК-2 Высоких затрат по муниципальным теплосетям Кувшиново руб./Гкал, Бежецк руб/Гкал, В. Волочек руб./Гкал Перепродавцов – риски банкротства, неплатежей, потери контроля над рынком конечных потребителей Архангельск - МУП «ЖКС» Вологда МУП «Вологдагортеплосеть Кострома ООО «КТЭК» Ярославль МУП «ЯГЭС» Резервы роста конкурентоспособности, доходности, устойчивости бизнеса - уход от …

10 10 Текущее позиционирование ТГК-2 на рынке теплоэнергии. Конкуренция производителей 2006г. Стоимость тепла ТГК и прочих источников городов, руб/Гкал ЯрославльВологдаНовгородТверь Кувшиново Конаково Бежецк Кострома Шарья тариф на тепло, руб/Гкал ГУ по АО ГУ по ВО ГУ по КО ГУ по ТО ГУ по НО ГУ по ЯО 538,64431,98422,39289,8487,7416,9 Тепло ТГК-2 наиболее экономично

11 11 Текущее позиционирование ТГК-2 на рынке теплоэнергии. Доходность Итоговый результат продаж теплоэнергии 2006г. ТГК-2 без АГК млн. руб. валовой прибыли, рентабельность 10%. АГК - убыток «-» 767 млн. руб. 2006г. Убытки вызваны неполной компенсацией в тарифах роста цен на мазут Итоговый результат продаж теплоэнергии в разрезе городов 2006г. Прибыльны Вологда, Кострома, Новгород, Тверь, Конаково, Ярославль Убыточны Архангельск, Северодвинск и «мелкие» узлы - Шарья, Кувшиново, В.Волочек, Бежецк

12 12 Текущее позиционирование ТГК-2 на рынке электроэнергии. Состояние, резервы мощностей Установленная мощность 2452,5 МВт Располагаемая мощность - 86,7% к УМ Рабочая мощность – 69% к УМ Доля использованной мощности (максимум нагрузки 2006г.) 80% Резерв 20% 2006г. МВт ввод до 1960г., МВт ввод в гг, МВт ввод в гг, МВт АГК ГУ по ВО1024 ГУ по НО11080 ГУ по КО6209 ГУ по ТО ГУ по ЯО Итого Большая часть оборудования выработало свой ресурс - 10% тепловых мощностей введено до 1960г., 85% - до 1980г.

13 13 Выработка электроэнергии 9,8 млрд. кВт.ч. Коэфф-т использования мощности 45,8% Доля теплофикационной выработки 67,7% Полезный отпуск 8,5 млрд. кВт.ч. Количество потребителей на шинах с объемом потребления более: >100 млн. кВ.ч. - 3 Ярославль, 1 Новгород >70 млн. кВ.ч. - 1 Вологда, 1 Тверь >30 млн. кВ.ч. - 1 Тверь, 3 Северодвинск Высокая доля ЭСК и незначительная промышленности. Доля ЭСК в РДД от 75 до 100% Структура продаж по секторам рынкаСтруктура отпуска 2006г. Потребители на шинах – выгодные контрагенты по СДД Текущее позиционирование ТГК-2 на рынке электроэнергии. Выработка электроэнергии, КИУМ, продажи

14 14 Текущее позиционирование ТГК-2 на рынке электроэнергии. Доходность 2006г. Убытки вызваны неполной компенсацией в тарифах роста цен на мазут Итоговый результат продаж электроэнергии 2006г. ТГК-2 без АГК - 91 млн. руб. валовой прибыли, рентабельность 2%. АГК - убыток 1298 млн. руб.

15 15 Топливообеспечение ТГК - необходимость диверсификации топливного баланса Газ – основная проблема – наличие утвержденных лимитов газа только для водогрейных котлов на ЯрТЭЦ-3, КТЭЦ-2, ТТЭЦ-3. Уголь – Кузнецкий (Новгород, Тверь, Архангельск), Донецкий (Ярославль, но проектный кузнецкий), Интинский (Архангельск). Существенных проблем нет Мазут – основная проблема в Архангельске – безальтернативный вид топлива на сегодняшний день и резкий рост цен на мазут в г. Топливный баланс ТГК-2 (с АГК), тыс. тут Топливный баланс в разрезе ГУ, тыс. тут 2006г. 92% баланса ТГК-2 без АГК - газ 64% баланса АГК - мазут

16 16 Финансово-экономические результаты деятельности за 2006г. Показатель, млн. руб. АГК ГУ по ВО ГУ по НО ГУ по КО ГУ по ТО ГУ по ЯО ИА ТГК-2 Итого с АГК Итого без АГК выручка от реализации валовая прибыль прибыль до налогообложения налог на прибыль чистая прибыль рентабельность деятельности*,%-41%13%2%-4%-5%2%-15%-2% EBITDA EBITDA $/ 1 кВт эл. мощности г. * Отношение прибыли до н/о к выручке от реализации Рентабельность деятельности ТГК-2 (с АГК) «-»15% или «-»1198 млн. руб. чистых убытков (убытки АГК - не полная компенсация роста цен на мазут) Убыточность деятельности ТГК-2 (без АГК) «-»2% или «-» 304 млн. руб. чистых убытков (результат годовой, с учетом выплаты дивидендов, списания мертвых активов и тарифного небаланса) Показатели за 12 месяцев

17 17 Тарифообразование на 2007г. Наименование ГУ ОАО "ТГК-2" по областям Вид энергии2006 год2007 год 2007 / 2006, % ОАО "Архангельская генерирующая компания" э/э800,001751,66219,0% т/э538,64692,77128,6% ГУ ОАО "ТГК-2" по Вологодской области э/э1596,561293,7881,0% т/э431,98491,16113,7% ГУ ОАО "ТГК-2" по Костромской области э/э701,03744,87106,3% т/э422,39474,77112,4% ГУ ОАО "ТГК-2" по Новгородской области э/э708,16762,49107,7% т/э289,80337,6116,5% ГУ ОАО "ТГК-2" по Тверской области э/э664,17715,91107,7% т/э487,70555,09113,8% ГУ ОАО "ТГК-2" по Ярославской области э/э743,57720,8696,9% т/э416,90461,07110,6% Тарифы на энергию, руб./МВт.ч., руб. /Гкал Тарифная политика ТГК-2 имеет заниженную тарифную базу 2007 года по э/э и т/э. Выявлены причины «занижения» тарифной базы 2007 года по э/э и т/э Включено лишь 11,2% затрат Исполнительного аппарата Не принята ММТС рабочего 1-го разряда в размере 2700 руб. РЭК не учли предложение ФСТ по включению части затрат по электроэнергии в НВВ теплоэнергии Заниженные нормативы потребления тепла для населения Не учтен налог на прибыль с прироста амортизационных отчислений от переоценки Инвестсоставляющая включена лишь в Вологде (5 млн. руб.) и Твери (37,8 млн. руб.) ТГК-2 учла проблемы 2007г. в тарифной компании 2008г.: Составлена экономически обоснованная смета расходов по Исполнительному аппарату и распределена по территориям До РЭК доведена инвестиционная политика ТГК-2. В расчеты тарифов включены инвестсоставляющие В Ярославле утверждена плата за присоединение к тепловым сетям. Аналогичная работа запущена по другим территориям Оставшиеся проблемы: Прекращают действие исключительные тарифы на перевозку мазута и угля по ж/д для Архангельской области с 1 января 2007г. Заниженные нормативы потребления тепла для населения (критично в Костроме и Твери). ! В предельных уровнях тарифов не учтено Постановление Правительства 333 от : допустимый коэффициент на сверхлимитный газ -1,6.

18 18 Ключевые достижения тарифной компании 2007 года: 1.Рост тарифов к уровню 2006 года составил по электрической энергии 219% ,66 руб./МВт.ч., по тепловой энергии 18,7% - 692,77 руб./Гкал 2.На территории Архангельской области, при установлении тарифов, учтено межрегиональное перекрестное субсидирование в объеме 1992 млн. рублей. Субсидии на данный момент Арх ЭСК Минфином не выделяются. Требуется: Утвердить Правительством РФ «Порядок распределения субсидии из Федерального бюджета на 2007 год для субъектов Российской Федерации». Экономика и тарифы АГК. План-факт 1 полугодия 2007г. Статьи дохода и расхода План 1 полугодие Факт 1 полугодие Отклонение Выручка от поставки электроэнергии и тепла, млн. руб. 5133,05231,1+98,1 Затраты на электроэнергию и тепло 3891,73950,4+58,7 В том числе: Топливо2613,02736,6+123,6* Постоянные расходы1278,71213,8-64,9 Валовая прибыль1241,31280,7+39,4 Отклонения от Плана Регулирующим органом при установлении тарифов учтена цена мазута 6391,9 руб./тнт, угля 807,6 руб./тнт (цены указаны без НДС, с учетом ж/д тарифов) Фактическая цена за I полугодие мазута 4058 руб./тнт, угля 1038 руб./тнт, экономия за счет отклонения фактических цен и цен принятых при установлении тарифов составила 1108 млн. руб. Дебиторская задолженность ОАО «Архангельская сбытовая компания» за I полугодие 2007 года составила 332,5 млн. рублей (за счет неполученной субсидии) Примечание:* Рост затрат на топливо связан с увеличением объемов поставки электрической энергии на оптовый рынок. Снижение цен на мазут позволило компании сформировать достаточные оборотные средства, чтобы нивелировать эффект от отсутствующих до настоящего времени субсидий на ликвидацию межтерриториального перекрестного субсидирования и, как следствие, неплатежей со стороны Арх. ЭСК Дополнительно полученный доход в 2007г. должен быть направлен на погашение убытков прошлых лет в размере 1653 млн. руб. по Архангельску = исполнение соответствующего приказа ФСТ

19 19 Результаты финансово-хозяйственной деятельности ОАО «ТГК-2» в 1 полугодии 2007 г., план 2007г. Наименование Консолидирован ный план ТГК-2 1 полугодия 2007г. Консолидирован ный факт ТГК-2 1 полугодия 2007г. Изменения в % к плану Бух. Отчетность ТГК-2 факт 1 полугодия 2007 г. ТГК-2 План 2007 г. Выработка - электроэнергии 4973,95360,497,773785,18313,2 - тепловой энергии 12343,412017,82-2,648976,718166,3 КИУМ - электроэнергии 43,9747,397,7833,2536,75 - тепловой энергии 22,0021,43-2,5916,0016,19 Полезный отпуск - электроэнергии ,029,723230,28424,7 - тепловой энергии 11280,810861,96-3,718176,716353,5 Выручка от реализации продукции, всего,в т.ч , электроэнергии , тепловой энергии , Себестоимость в т.ч , электроэнергии , тепловой энергии , Прибыль (убыток) до налогообложения , Чистая прибыль ,0-3,7200 млн. руб.

20 20 Ключевые тенденции внешнего окружения

21 21 Структурные изменения в топливно-энергетическом секторе экономики Частные инвестиции в тепловую генерацию проведение дополнительной эмиссии акций ТГК продажа акций РАО «ЕЭС России» (госдоли) в ТГК Новая модель рынка электроэнергии и мощности Структура рынка: –РДД на электроэнергию и мощность, снижение доли РДД до 0% к 2011г. (без населения) –СДД, РСВ, БР на оставшиеся объемы электроэнергии –СДД и аукцион мощности на оставшиеся объемы мощности Ценообразование –Поставка электроэнергии и мощности в рамках РДД по регулируемым тарифам –Узловой маржинальный принцип ценообразования в РСВ, БР –Зональный маржинальный принцип ценообразования на аукционе мощности Либерализация рынка газа Приведение цен на газ до уровня мировых цен ( с учетом пошлин и транспорта) к 2011г. Планируется заключение пятилетних контрактов на поставку газа с энергетиками Поэтапная либерализация рынка газа (аналогия с новой моделью ОРЭМ) ТГК-2

22 22 Рынок топлива. Изменение цен на природный газ Цена определяется по формуле, основанной на равной экономической эффективности поставок газа на внешний и внутренний рынки, привязанной к стоимости альтернативных видов топлива Долларов США/1000 м 3 $ 50.6 (15%) $ 63.3 (25%) $ 71.5 (13%) $ 80.8 (13%) $ 91.3 (13%) $ (12%) понижающие коэффициенты к формуле в г.г. В соответствии с Постановление Правительства 333 от г. дополнительный газ будет реализовываться с к-том к цене лимитного газа: 2008г. – 1,6, 2009г. – 1,5, 1 и 2 полугодие 2010г. – 1,4 и 1,3, 1 и 2 полугодие 2011г. - 1,2 и 1,1 $ 125 Динамика на лимитный газ

23 23 Рынок топлива. Динамика цен на топливо Рост цен на топливо ежегодный, % Уголь становится более экономичным топливом в гг. (в зависимости текущих цен ГУ) Динамика цен на топливо, руб./тут (на примере ГУ по ТО) Сценарные условия РАО ЕЭС Приказ 280 от г.

24 24 Рынок топлива. Планы поставщиков газа и угля по росту добычи топлива Разведенных запасов хватит на лет Планы производителей угля по увеличению добычи –СУЭК и Южкузбассуголь –увеличение добычи при наличии спроса (цифр нет) –Южный Кузбасс – не менее 25 млн. т (+59% к уровню 2005г.) –УК Кузбассразрезуголь млн. т (+36% к уровню 2005г.) –ХК Якутуголь -14 млн. т (+35% к уровню 2005г.) –Компания «Интауголь – сохранение на текущем уровне 3,5-3,9 млн. т Источник: СМИ, Интернет Разведанные запасы млрд.т Добыча 2005г. - ок.300 млн. т Добыча газа в РФ в 2005г. 640,6 млрд. м3 =>Баланс газа в РФ в 2010г. Снижение добычи газа ОАО «Газпром» из-за истощения крупных месторождений – освоение Ямала только после 2012г. В 2010г. возможен дефицит на уровне 96 млрд.м3 из-за –падения добычи –роста внутреннего спроса –роста экспортных обязательств (вкл. экспорт в Китай) Добыча и импорт из СНГ Внутренний спрос и экспорт 12% 44% Импорт Экспорт Дефицит 96

25 25 Рынок топлива. Объемы доступного топлива Наличие газа – дополнительная потребность в газе холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» 43 млрд. куб.м. или +30%, для ТГК газ будет только в пределах выделенных лимитов Достаточная пропускная способность газопроводов для выделенных объемов лимитов, кроме северо-западного направления (Новгород, газопровод Серпухов-Ленинград, но в связи с вводом участка «Грязовец –С.Петербург» Североевропейского газопровода возможно будут сняты ограничения) Наличие угля – дополнительная потребность холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» в угле 38 млн. тонн или +31,5%, достаточные запасы угля, поставщики угля обеспечат потребности в топливе Наличие мазута – в текущих объемах потребления ограничений нет, в перспективе снижение объемов производства мазута в связи с более глубокой переработкой нефти Наличие торфа – 100 лет, но высокая влажность (48-52%) Ограничения пропускной способности ж/д магистралей. 100% -ная загрузка Северной ж/д (возможны проблемы доставки в Архангельскую, Вологодскую, Костромскую области Источник: СМИ, Интернет, сайт ОАО РАО «ЕЭС России», экспертная позиция ТГК, ответы поставщиков

26 26 Рынок электроэнергии. Динамика либерализации рынка электроэнергии Увеличение доли либерализации рынка электроэнергии реализуется посредством снижения объемов поставки электроэнергии по регулируемым двухсторонним договорам с 95% с 1 января 2007г. до 0% с 1 января 2011г. (минус доля продаж населению по зоне работы ГУ, но не менее 75%) Либерализация рынка газа синхронизирована с либерализацией рынка электроэнергии

27 27 Динамика теплопотребления – наличие городов с активным ростом тепловых нагрузок Тыс.Гкал Основной рост тепловых нагрузок ожидается в связи со строительством городов: объектов жилья, бытового, социального и культурного назначения Генеральный план развития города утвержден только в Ярославле. ТГК-2 направила письменные запросы в Администрации городов Естественный рост теплопотребления по городам работы ТГК – 2,9 млн. Гкал к 2011г.

28 28 Динамика электропотребления – рост 3-5% в год по территориям работы ТГК-2 Прирост электропотребления* региона 3-5% в год *Источник: ОАО РАО «ЕЭС России» СУ гг. (приказ 280), РДУ Млрд. кВт.ч. +13% +14% +18% +13% Дефицит* без учета ввода мощности 2006г., МВт 2010г., МВт 2010г., % Вологодская % Костромская Избыток Новгородская % Тверская Избыток Ярославская % Архангельская энергосистема - избыточна по генерирующим мощностям (319 МВт) Существующий сальдо-переток из Вологдской системы (140 МВт зима) обусловлен экономическими факторами Ограничения перетока мощности в Вологодскую ЭС по ВЛ-220 кВ Явеньга+Коноша МВт летом и 180 МВт зимой (в нормальном режиме) Ограничения перетока мощности в ЭС Коми по ВЛ- 220 кВ - 60 МВт из-за ограничений по ВЛ «Коноша- Вельск» В 2006г. по ОЭС Северо-Запада дефицит мощности составил ок. 1 ГВт*, средний темп прироста электропотребления - 6,4* % в год, прогнозируемый дефицит мощности без учета вводов к 2011г. – 3,8* ГВт ТГК-2 расположена между двумя мощными энергодефицитами: Москва и С.-Петербург. Нарастание дефицита по всем окружающим энергосистемам Рост потребления по Московской энергосистеме +36 млрд. кВт.ч. или +40%

29 29 Балансы электрической мощности 2006 и Нарастание дефицита электроэнергии по территориям работы ТГК-2 Вологда Ярославль Новгород АрхангельскКострома Тверь Избыточные системы Сальдо-переток в систему обусловлен экономическими факторами Дефицитные системы МВт МВт

30 30 В результате анализа ТГК-2 выявила ключевые риски и свои конкурентные преимущества Конкурентные преимущества Когенерация – наиболее экономичный режим выработки электроэнергии и тепла и залог конкурентоспособности ТЭЦ на рынках тепла и электроэнергии Расположение в дефицитных по электроэнергии регионах (Ярославль, Новгород, Вологда), рядом с остродефицитными регионами (Москва, С.-Петербург) Системное ограничение на переток электроэнергии в Архангельскую энергосистему Конкурентоспособность на тепловом рынке Работа на тепловых рынках региональных центров и значительный потенциал роста нагрузок – базы для развития когенерации Наличие потребителей электроэнергии на шинах для развития двусторонних отношений Возврат на сжигание проектного топлива с относительно небольшими затратами - 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 Ключевые риски 1.Существуют риски потери подконтрольности теплового рынка и роста неплатежей из-за сложных отношений с перепродавцами (ООО «КТЭК» в Костроме, МУП «ЯГЭС» в Ярославле, МУП «ЖКС» в Архангельске) 2.Мощности ТГК-2 конкурентоспособны на тепловом рынке и НЕ конкурентоспособны на электрическом рынке (за исключением Костр. ТЭЦ-2, Твер. ТЭЦ-3,Новг. ТЭЦ, Яросл. ТЭЦ-2)

31 31 Миссия Видение Стратегические цели Стратегия

32 32 Долгосрочный рост денежных потоков Долгосрочный рост прибыли - Эффективная экономика Рост оборотов - Масштаб деятельности на рынках электрической и тепловой энергии Снижение рисков инвестирования Гибкость управления основными и вспомогательными процессами Снижение колебаний цен и объемов поставок ресурсов и энергии Прозрачность деятельности для стейкхолдеров и корреляция планов Надежность оборудования Миссия. Видение. Стратегические цели Стратегическая цель ТГК-2 – инвестиционная привлекательность и рост капитализации Миссия – содействие социально-экономическому развитию регионов функционирования ТГК-2 через надежное и бесперебойное снабжение тепловой и электрической энергией. Мы работаем на благосостояние и интересы наших акционеров, потребителей, работников, партнеров и общества Видение – Мы займем доминирующее положение на рынках тепла городов и рынках электроэнергии регионов функционирования, реализуя активную стратегию расширения рынков тепла, развивая когенерацию, ведя сбалансированную политику на рынках топлива, выстраивая долгосрочные партнерские отношения с потребителями энергии и поставщиками ресурсов Мы приумножим капитал компании, повышая эффективность использования энергии топлива, управляя цепочкой создания стоимости для потребителя энергии, внедряя современные технологии производства и менеджмента

33 33 Стратегия ТГК-2 – управление драйверами 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 Драйверы Ориентация на спрос рынка. Удовлетворение потребностей конкретных потребителей. Диверсификация топливного баланса – возврат/переход на уголь. Окупаемость проектов

34 34 Архангельск Формирование основ долгосрочной финансово- экономической устойчивости – диверсификация топливного баланса (переход на уголь) Стратегия ТГК-2 - стратегия регионов Акценты региональных стратегий Вологда Контроль текущих и перспективных рынков тепла Повышение конкурентоспособности и сохранение доходности – недопущение убытков на рынке электроэнергии Новгород Уход от монопольной зависимости ОАО «АКРОН» Выход на коммунальный тепловой рынок в г. В.Новгород Вывод НТЭЦ в разряд ТЭС системного значения на электрический рынок ОЭС Северо-Запада (к 2015г.) Кострома Решение вопроса контроля рынка тепла (КТЭК) Усиление рыночных позиций в тепле – замещение, естественный прирост, и в электроэнергии – работа на энергодефицит ОЭС Центра (к 2015г.) Рост доходности на рынке тепла и электроэнергии Ярославль Решение вопроса контроля рынка тепла (ЯГЭС) Усиление рыночных позиций в тепле – замещение, естественный прирост Кардинальное решение вопроса дефицита электроэнергии Ярославской области (к 2015г.) Рост доходности на рынке тепла и электроэнергии Тверь Усиление рыночных позиций в тепле – замещение, естественный прирост Усиление позиций на рынке электроэнергии – работа на энергодефицит ОЭС Центра (к 2015г.) Рост доходности на рынке тепла и электроэнергии

35 35 1. Контроль рынка сбыта тепла. Стратегические инициативы Инициативы Цель – обеспечение стабильного и прогнозируемого натурального и стоимостного объема сбыта тепла и платежей Выход на прямые расчеты с конечными потребителями тепла (ДЕЗ, Управляющие компании, ТСЖ и т.д.) - ликвидация перепродавцов/создание совместных сбытовых компаний - получение муниципальных теплосетей в долгосрочную аренду на 49 лет/ создание совместного теплосетевого предприятия 2. Дополнительный контроль платежей – создание/участие в Управляющих компаниях по управлению жилыми домами. Кострома, Северодвинск – возможные первые пилоты 3. Контроль объемов сбыта промышленности – подписание долгосрочных соглашений/договоров с промышленными потребителями 4. Контроль объемов сбыта коммунального сектора – подписание соглашений с Администрациями городов по организации перспективной системы теплоснабжения и каналов сбыта теплоэнергии 5. Повышение качества обслуживания потребителей за счет автоматизации процесса сбытовой деятельности, создания центров по работе с потребителями, предоставления дополнительных услуг 6. Индивидуальная работка с промышленными потребителями группы риска. Новгород (1 млн. Гкал), Ярославль (130 т. Гкал), Северодвинск (351 т. Гкал, в т.ч. 130 до 2011г.) Принцип – ТГК движется навстречу конечному потребителю

36 36 2. Конкурентоспособность и доходность на тепловом рынке. Стратегические инициативы Цель – Обеспечение потребителям конкурентоспособного предложения на уровне издержек производства тепла на их собственных/ альтернативных источниках с учетом необходимой рентабельности продаж (не ниже 15%) Издержки на производство Издержки на передачу Издержки на сбыт НВВ ТГК НВВ перепро давцов тепла Прибыль Издержки на производство Издержки на передачу Издержки на сбыт Прибыль Стоимость для потребителя 1.Возмещение в составе тарифа убытков прошлых лет ГУ по АО (решение ФСТ РФ) 2.Сохранение темпа роста тарифа на теплоэнергию на базе Постановления 109, соглашений с Администрациями, защиты программ ТПи Р для включения инвестиционной составляющей в тариф 3.Получение управления муниципальными теплосетями и контроль их издержек 4.Ликвидация убытков по г. Кувшиново. Перевод с торфа на газ, сокращение издержек расхода электроэнергии на собственные нужды, потерь в тепловых сетях, постоянных расходов в связи с переводом на газ. 5.Ликвидация убытков по г. Шарья. Возможно, перевод в режим котельной и с торфа на бурый уголь, сокращение издержек расхода электроэнергии на собственные нужды, потерь в тепловых сетях, постоянных расходов в связи с переводом в режим котельной 6.Ликвидация убытков по арендованным котельным Архангельска - установление экономически обоснованных тарифов, включение затрат на ремонт и реконструкцию муниципального имущества в расходную часть бюджетов города/области, реализация программы сокращения издержек и программы реконструкции котельных и теплосетей 7.Реализация программы оптимизации издержек Принцип – управление цепочкой создания стоимости для потребителя – ТГК контролирует все составляющие тарифа

37 37 Программа оптимизации издержек до 2011г. Снижение удельных расходов топлива –Внедрение нового, более экономичного оборудования: реконструкция градирен с заменой оросителя, реконструкция ТФУ (замена трубной системы бойлерной установки) –Снижение потребления электроэнергии на собственные нужды - установка гидромуфты на ПЭНах –Оптимизация режимов работы оборудования: проведение режимно-наладочных испытаний на котлоагрегатах, оптимизация загрузки оборудования ТЭЦ в соответствии с НТД –Расширением присутствия на рынках тепла - рост теплофикационной выработки и снижение удельного расхода топлива –Ввод нового парогазового оборудования Хеджирование от скачкообразного роста цен на газ/мазут - Перевод на уголь ЯТЭЦ-2, НТЭЦ без реконструкции, КТЭЦ-2, ТТЭЦ-3 с незначительной реконструкцией, АрхТЭЦ, СвТЭЦ-2 с реконструкцией Вывод/консервация невостребованных мощностей 1832 Гкал/ч и 254 МВт Оптимизация схем теплоснабжения городов для достижения большей загрузки эффективных теплоисточников путем создания гидравлической модели Наладка гидравлических режимов (снижение расхода теплоносителя, электроэнергии на транспорт теплоносителя, уменьшение потерь) Снижение тепловых потерь путем применения новых технологий и материалов (предизолированные трубы, шаровая/дисковая арматура) Закрытие неэффективных котельных путем подключения потребителей к системе централизованного теплоснабжения с сохранением НВВ котельных за ТГК (все города) Оптимизация графиков ремонтов основного и вспомогательного оборудования путем осуществления ремонтов только в летний период Проведение диагностики оборудования до вывода его в ремонт и управление сроком и стоимостью ремонта Сокращение сроков простоя оборудования в ремонте путем строгого разграничения работ по текущими по капитальным ремонтам (реконструкцию и сверхтиповые объемы работ, а также экспертизу промбезопасности - во время капитальных ремонтов, а во время текущих ремонтов - устранение дефектов и дефектацию оборудования) Недопущение вывода оборудования в ремонт, не подкрепленного ресурсами, а также без наличия заключенных договоров Выполнение ремонта электротехнического и вспомогательного оборудования только совместно с основным и сокращение простоя оборудования

38 38 3. Расширение рынка тепла. Дозагрузка действующих мощностей. Стратегические инициативы Увеличение располагаемой мощности (снятие ограничений) Увеличение рабочей мощности Повышение надежности работы оборудования 1. Расширение технической возможности загрузки оборудования Сокращение числа внеплановых остановов оборудования и внеплановых ремонтов Увеличение межремонтного периода Сокращение времени ремонтов Рост промышленной нагрузки Переход к ремонтам по состоянию ТГК-2 намерена участвовать в балансирующем рынке и работать на покрытие пиковых нагрузок, НО приоритет – несение базовой нагрузки – комбинированная выработка тепла и электроэнергии Вывод мощности Снятие технических ограничений (охлаждение и т.д.) 1 23 Принцип. Рынок тепла – базовый рынок ТГК-2. Рынок электроэнергии – рынок с потенциально более высокой емкостью и доходностью - ключевой фактор роста капитализации ТГК-2. Комбинированная выработка тепла и электроэнергии – наиболее экономичный и энергоэффективный способ производства энергии

39 39 3. Расширение рынка тепла. Дозагрузка действующих мощностей. Стратегические инициативы Потенциал расширения рынка тепла – 5,2 млн. Гкал, нагрузка 1,1 тыс. Гкал/ч, доля базовой – 30% Подписание соглашений с Администрациями городов о закреплении перспективных нагрузок за ТГК, по переключению нагрузок котельных на ТЭЦ Проведение переговоров с промышленными потребителями (возврат, увеличение потребления) Дозагрузка части мощностей в комбинированном цикле + Потенциал роста выработки электроэнергии на 5,2 млн. Гкал теплового потребления - до 2,5 млрд. кВт.ч. на существующих технологиях до 10 млрд. кВт.ч. на новых 2. Рост комбинированной выработки тепла и электроэнергии Анализ прочих тепловых рынков выявил 21 потенциально интересных города с объемом 10 млн. Гкал в год (подробнее см. Приложение) Инициативы До 2011г.

40 40 Принципы развития мощностей 1.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 2.Максимальное развитие когенерации – эффективное использование энергии топлива 3.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 4.Максимальное использование действующей инфраструктуры, оборудования – снижение затрат на строительство 5.Концентрация лимитов газа и тепловой нагрузки на ТЭЦ, на которых вводится ПГУ, и их загрузка в базовом режиме (~100%-теплофикационная выработка) 6.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 )

41 41 Динамика развития генерирующих мощностей ТГК-2 Энергосистема Итого Архангельская Вологодская Костромская Новгородская Тверская Ярославская Итого Вводы до 2010г МВтВводы до 2015г МВт Динамика роста установленной мощности, МВт с учетом ввода-вывода мощности МВт Инвестиционная программа ТГК-2 до 2015г. прошла согласование в БЕ-1 РАО ЕЭС и утверждена СД ТГК-2 Крупные инвестпроекты прошли согласование Комиссии по инвестициям РАО ЕЭС

42 42 Структура финансирования инвестиционной программы Бюджет проектов до 2011г. 38,4 млрд. руб. Источники, млн. руб. Доля в целевом УК,%Акции, шт УК ТГК-2 на г. (после присоединения АГК) 79% Дополнительная эмиссия21% ,00 УК ТГК-2 после допэмиссии100% % от уставного капитала ТГК-2 после присоединения АГК (т.е. на г.) Финансирование инвестиционной программы по годам, млн. руб.

43 43 5. Снижение рисков инвестирования в компанию. Стратегические инициативы Цель – Снизить стоимость привлекаемого в компанию капитала. Увеличить рыночную капитализацию компании Стабилизация денежных поступлений ТГК – заключение «длинных» свободных двусторонних договоров поставки э/э и мощности сроком на 10 лет с действующими участниками ОРЭМ. Содействие выходу потребителей на шинах ТЭЦ ТГК на ОРЭМ и заключение СДД (преимущество перед ОГК и другими ТГК – минимальная разница узловых цен). Контрактация около 50% объема (под новые мощности) Стабилизация поступлений ТГК и форсирование развития розничных продаж электроэнергии ТГК – интеграция в розницу – участие в работе РРЭ через создание ЭСК/покупку ЭСК, работающих на тех же территориях, что и ТГК Заключение долгосрочных контрактов на поставку угля (поставщики угля Интинского и Кузбасского месторождений) и газа на 5-10 лет на 75% топливного баланса Заключение долгосрочных договоров поставки теплоэнергии с промышленными потребителями, а также подписание соглашений с Администрациями регионов, гарантирующих востребованность новых вводов ТГК Лоббирование принятия актов, обеспечивающих «длинные» тарифные решения на тепло Совместные с инвестором схемы реализации инвестиционных проектов (проектное финансирование, SPV-компании, др.) Разработка и реализация активной IR и PR программ, программы управления рисками Инициативы

44 44 6. Современные технологии менеджмента. Стратегические инициативы Стратегия ТГК-2 Цели Целевые показатели Стратегические инициативы Ресурсы Функциональные стратегии ( Энергосбыт, производство и т.д.) ЗГД: Цели КПЭ Инициативы Ресурсы Цель – ориентировать систему управления компании на реализацию стратегических целей Ежегодно На 5-10 лет Контроль Советом директоров Система мотивации на результат

45 45 Целевое позиционирование компании на 2011г.

46 46 Целевое позиционирование ТГК г. Рынки. Клиенты. РЫНОК ТЕПЛА Архангельской, Вологодской, Костромской, Новгородской, Псковской, Тверской, Ярославской областей - БАЗОВЫЙ РЫНОК ТГК - 2 Рыночная ниша – рынок промышленных и коммунальных нагрузок Приоритет – базовая тепловая нагрузка Целевой полезный отпуск 24 млн. Гкал % КЛИЕНТЫ: конечные потребители тепла (ДЕЗ, УК, ТСЖ, промышленные потребители) Оптовый РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (мощности): РСВ, РДД, БР, мощности, системных услуг – локомотив создания добавленной стоимости компании, ключевой фактор роста капитализации Основная рыночная ниша – покрытие базовых электрических нагрузок Дополнительно – рынок полупиковых и пиковых нагрузок Целевой полезный отпуск – 15 млрд. кВт.ч % КЛИЕНТЫ: участники ОРЭМ по долгосрочным двусторонним договорам - 50% (10 лет), спот - 50% Доля на электрическом рынке региона, % Доля на тепловом рынке региона, %

47 47 Ключевые результатыэ/эт/э К /2006К /2006 Прирост* мощности, МВт, Гкал/ч795+32% % Прирост полезного отпуска, млрд. кВт.ч., млн. Гкал 6,7+83%5,2+26% КИУМ,%60%+31%28%+49% Целевая мощность* – 3262 МВт, Гкал/ч Целевой полезный отпуск – 15 млрд. кВт.ч., 24 млн. Гкал * С учетом вывода или консервации мощностей Снижение расхода топлива на производство электроэнергии в 2011г. после реализации инвестиционных проектов Целевое позиционирование ТГК г. Активы газ Структура топливного баланса к 2011г., тыс.тут

48 48 EBITDA $/1 кВт эл. мощности Эмиссия 26% текущего и 21% целевого УК 9 млрд. руб. Целевое позиционирование ТГК г. Финансы Стоимость* ТГК-2, млрд. руб. **, млрд. руб *2011г. - Модель Гордона, методика Делойт энд Туш

49 49 Риски реализации стратегии

50 50 Ключевые риски реализации стратегии Ключевые рыночные риски Доходность конкурентного рынка электроэнергии и мощности ниже прогнозируемой Темпы роста электропотребления ниже прогнозируемых –Невостребованность новых мощностей –Риск замещения электрических мощностей ТГК-2 конкурентами Последствия либерализации рынка газа: незапланированный более быстрый рост цен на газ, как следствие, на другие виды топлива Последствия начала массового строительства генерирующих мощностей при ограниченном предложении поставщиков оборудования: резкий рост цен на генерирующее оборудование Последствия массовой реализации инвестиционной программы РАО ЕЭС Повышение стоимости привлекаемого капитала Мероприятия по оптимизации Развитие когенерации - гарантия загрузки, максимальной экономичности и распределения издержек на 2 вида продукции Заключение долгосрочных договоров поставки электроэнергии и мощности (на 10 лет не менее чем на 50% объемов) Заключение долгосрочных договоров поставки топлива (на 5-10 лет на 75% объемов) Риску подвержены все генераторы (равные условия) Предварительные переговоры, фиксация условий поставки оборудования до начала реализации проекта Диверсификация инструментов финансирования Повышение прозрачности компании МСФО, рейтинги и выполнение других требований банков и инвестсообщества

51 51 Ключевые риски реализации стратегии Ключевые нефинансовые риски Риски взаимодействия с органами государственного регулирования и исполнительной власти –Отказ региональных и местных органов власти от сотрудничества в области развития отношений на рынке тепла и электроэнергии –Отсутствие в тарифах инвестиционной составляющей и гарантий возврата инвестиций –Отсутствие «длинных» тарифных решений в сфере теплоснабжения Экологические риски –Останов угольных проектных предложений по причине неудовлетворения экологическим требованиям Корпоративные –Непроведение дополнительной эмиссии –Изменение схемы приватизации теплогенерации (продажи частным инвесторам) –Изменение стратегии ТГК-2 новым собственником Инвестиционные –Несвоевременный ввод оборудования по вине подрядных организации, поставщика оборудования –Рост стоимости проектов в связи с неполным учетом всех необходимых работ в рамках его реализации –Отсутствие топлива Оптимизация рисков Лоббирование законодательных инициатив (в рамках инициатив инфраструктурных организаций, совместно с другими генераторами) Соглашения с Администрациями областей Согласование и получение одобрения экологических требований и норм на этапе разработки ОИС Проведение переговоров и поиск точек сотрудничества акционеров и потенциальных инвесторов Ускорение прихода инвестора в ТГК-2 Проектный режим реализации проектов Заключение долгосрочных договоров поставки топлива

52 52 Графики реализации стратегии Первые итоги реализации стратегии

53 График реализации стратегии Утверждение Стратегии верхнего уровня Утверждение инвестиционной программы Поиск и проведение переговоров с стратегическими инвесторами ВОСА ТГК-2 по доп.эмиссии Реализация инвестиционной программы Май СД ТГК-2 о цене акции и размещение акций Выбор инвестбанка СД РАО ЕЭС по одобрению программы размещения, продажи госдоли Июль Октябрь Декабрь Март Регистрация выпуска акций в ФСФР Февраль Комиссия по привлечению инвестиций РАО ЕЭС Комиссия СД РАО ЕЭС по инвестициям и тепловообеспечению Комитет СД РАО ЕЭС по стратегии и реформе Сентябрь График по проведению эмиссии дополнительных акций утвержден Комиссией по привлечению инвестиций РАО ЕЭС График отражает сроки реализации при условии поддержки сделки с Просперити кэпитал Лтд. (акционером ТГК-2) Реализация стратегических проектов

54 54 ОТ РАЗРАБОТКИ К РЕАЛИЗАЦИИ… Запуск Проектного режима реализации стратегии Межфункциональный режим, позволяющий решать новые задачи, на время объединяя ресурсы разных направлений В ТГК-2 создан институт Руководителей проектов развития по каждому ГУ Заместитель ГД по развитию Руководитель проектов развития ГУ Сектор развития ГУ ГУ ИА 6 чел. 12 = 2Х6 чел издан приказ ТГК-2 о запуске проектного режима реализации стратегии компании

55 55 Руководитель проектов развития Главного управления. Логика работы Мероприятие1Мероприятие2 Организует, координирует, контролирует График реализации стратегического проекта 1 ГУ по ЯО ПТУ ИАПЭО ИАСбыт ИА ПТУ ГУ Сбыт ГУ Руководитель проектов развития ГУ Сектор развития ГУ (2 чел.) Реализуют задачи, поставленные Руководителем проектов развития ГУ

56 56 МероприятиеБлижайший результатПредв. срок Cоздание совместно с Администрацией г. Ярославль (ЯГТЭ, ТЭСС, КУМИ) теплоснабжающей компании Проработка детальных корпоративных, договорных, тарифных схем. Участие в конкурсе 3 кв. 2007г. Управляющие компанииВыход на итоговую схему3 кв. 2007г. Сотрудничество с областьюПодписание долгосрочного соглашения с областью о сотрудничестве в сфере энергоснабжения региона 3 кв 2007г. Выход на тепловые рынки прочих городов области Предварительные переговоры с областью3 кв. 2007г. Выявление резервов роста тепловой промышленной и коммунальной нагрузки по г. Ярославль. Проведение переговоров с потребителем, властями3 кв. 2007г. Удержание потребителей тепловой энергии группы риска (ОАО «ELDIN», МУСХП «Новоселки», «Волгаэнергоресурс», ОАО «ЗСМ» Уточнение причин ухода, оценка возможностей более гибкого ценового предложения, решения других причин ухода потребителя 2007г. Переключение нагрузок от неэффективных муниципальных котельных Выход на итоговую схему3-4 квартал 2007г. Реализация инвестиционной программыВвод ГТ г. Оптимизация систем теплоснабжения = Переключение нагрузок с ЯТЭЦ-1,3 на ЯТЭЦ-2 Выход на итоговую схему3 кв. 2007г. Развитие района ЛПКПроведение переговоров по совместному бизнесу с ЯЗДА3 кв. 2007г. Получение инвестиционной составляющей и НВВ замещаемых котельных Договоренности с РЭК на 2008г. в рамках тарифной кампании 2007г. Заключение долгосрочных СДД поставки электроэнергии и мощности Поиск контрагентов для заключения долгосрочных СДД поставки электроэнергии и мощности 3-4 квартал 2007г. Пример графика реализации стратегии. ГУ по Ярославской области

57 57 Согласование стратегии и инвестиционной программы с заинтересованными сторонами С Администрациями областей и городов Проведены презентации стратегии и инвестпрограммы для трех Администраций областей. Подписаны протоколы о сотрудничестве и поддержке ТГК-2, в т.ч. экономической В стадии согласования находятся соглашения с Администрациями областей о сотрудничестве и взаимодействии по вопросам текущего и перспективного энергоснабжения Подписано доп. соглашение по реализации проекта строительства тепломагистрали в г. В. Новгород, детализирующие действия сторон и определяющее тарифную схему по окупаемости проекта Подписано соглашение с Администрацией г. Архангельск по схеме дальнейшей эксплуатации ТГК-2 муниципальных котельных Сформированы договоренности по получению в управление муниципальных теплосетевых активов г. Ярославль и выход ТГК-2 на прямые расчеты с потребителем По договоренности с Администрациями городов осуществлен выход на прямые расчеты с потребителями тепла в г. Кострома и г.Северодвинск С поставщиками топлива для крупных инвестиционных проектов Достигнуты предварительные соглашения с собственниками угольных компаний по обеспечению инвестиционных угольных проектов, в том числе перевода Архангельских станций с мазута на уголь. Готовность к заключению стратегических партнерств (Кузбассразрезуголь, Кузбасская топливная компания) В стадии подписания соглашение с поставщиком газа «Востоктрансгаз» о проектном финансировании строительства газовых установок С инвесторами Презентация стратегии компании и инвестиционной программы для потенциальных инвесторов на встрече, организованной при участии Просперити Кэпитал Лтд. ТГК-2 инициированы активные переговорные процессы, а также выход на письменные договоренности со значимыми контрагентами

58 58 Выпуск облигационного займа Задача II полугодия 2007г.: Обеспечить до г. (ориентировочно в декабре) рефинансирование кредитного портфеля на более выгодных условиях и финансирование инвестиционной программы ТГК-2 за счет выпуска облигационного займа со следующими параметрами: - Объем выпуска по номинальной стоимости – 4 млрд.руб -Срок обращения – 3 года -Предельная купонная доходность облигации 8,5% годовых -Оферта на досрочный выкуп 1,2-3 года -Купонный период – 6 мес. -Номинальная стоимость облигаций – 1000 руб. -Цена размещения – 100% от номинала (1000 руб.)

59 59 Ход реализации инвестпрограммы Сделано Согласование инвестиционных проектов на комиссии по инвестициям БЕ-1 – г., г. Утверждение инвестиционной программы Советом директоров ТГК г. Назначение менеджеров проектов по первоочередным проектам Ближайший шаг Утверждение инвестиционной программы на комиссии по инвестициям РАО ЕЭС – г. Утверждение инвестиционных проектов Советом директоров ТГК-2 и получение разрешения на начало реализации в 3 кв. 2007г. Размещение заказов на поставку основного оборудования 3-4 кв. 2007г., по ГТ-160 – сентябрь 2007г. Соглашения с проектными организациями. Заключение контрактов на выполнение ПИР, СМР, ПНР 3 кв.2007 – 2 кв. 2008г. Ввод новой генерации Сделано Согласование инвестиционных проектов на комиссии по инвестициям БЕ-1 – г. Заключение контрактов на выполнение ПИР, СМР, ПНР, поставку оборудования (ЕРС) по окончанию строительства котла ст.7 Архангельской ТЭЦ с переводом на сжигание угля. – г. Ввод в эксплуатацию котла ст.7 Архангельской ТЭЦ – г. Ближайший шаг Согласование инвестиционных проектов перевода Архангельской и Северодвинской ТЭЦ-2 на уголь на Комиссии по инвестициям РАО ЕЭС – г. Заключение контрактов на выполнение ПИР, СМР, ПНР по переводу котлов Архангельской ТЭЦ и Северодвинской ТЭЦ-2 на уголь. 3 кв.2007г. – 2 кв. 2008г. Проекты перевода Архангельской и Северодвинской ТЭЦ-2 на уголь Подробнее в докладе по инвестиционной программе ТГК-2

60 60 Приложение Потенциальные тепловые рынки ТГК-2Потенциальные тепловые рынки ТГК-2

61 61 Потенциальные рынки ТГК-2 Потенциальные рынки – 21 город, объем теплового рынка 10 млн. Гкал/годПотенциальные рынки – 21 город, объем теплового рынка 10 млн. Гкал/год РегионГородНаселение, чел. Объем рынка, тыс.Гкал/год Уд. расход топлива, кг/Гкал Сред. тариф, руб/Гкал Оборот бизнеса, млн.руб. Архангельская обл. г. Котлас г. Мирный г. Вельск г. Няндома г. Онега Вологодская обл. г. Великий Устюг Костромская обл. г. Буй г. Нерехта г. Мантурово г. Галич Новгородская обл. г. Боровичи г. Старая Русса Тверская обл. г. Ржев г. Нелидово г. Осташков Ярославская обл. г. Рыбинск г. Переславль-Залес , г. Углич , г. Ростов , Псковская обл. г. Псков г. Великие Луки ,

62 62 Типовая схема захода на новые рынки Подписание соглашений С Администрациями Городов и регионов Получение в управление активов (выкуп, аренда, создание ДЗО) Фиксация тарифов с учетом темпов роста цен на топливо и инфляции Сокращение затрат и повышение рентабельности энергопроизводства Привлечение инвестиций в реконструкцию существующих и строительство новых энергоисточников (в том числе ТЭЦ, мини-ТЭЦ, ПГУ, ГТУ) при: - наличии перспектив роста рынка/существенного улучшения экономики производства И - обеспечении сроков окупаемости инвестиционных проектов лучших по сравнению с проектами ТГК-2 в основных узлах (дисконтированный срок лет) Инициативы Выход на тепловые рынки прочих городов области (с учетом экономической целесообразности и альтернативной стоимости инвестиций)