1

ИИНВЕСТИЦИОННЫЕ НВЕСТИЦИОННЫЕ ППЕРСПЕКТИВЫ ЕРСПЕКТИВЫ

РРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО АСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО ЭЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ЛЕКТРОСЕТЕВОГО

ККОМПЛЕКСА (ОМПЛЕКСА (РСКРСК))

22 мая 2007

2

ДРАЙВЕРЫ СТОИМОСТИ РСК

Значительная инвестиционная программа: $55 млрд до 2015г, вызванная дефицитом электросетевых мощностей и недофинансированием отрасли в последние годы

Изменение целевой структуры межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК) с 4х до 11ти, сопоставимых по размерам активов, компаний

С 2009г МРСК будут не холдинговыми, а едиными операционными компаниями

Переход от регулирования «затраты+» к стимулирующему регулированию, основанному на доходности инвестированного капитала и экономических стимулах эффективности (на базе британского и восточноевропейского опыта), начиная с 2008г

3

ОБЗОР РСК ПОД УПРАВЛЕНИЕМ ФЕДЕРАЛЬНОЙ СЕТЕВОЙ КОМПАНИИ (ФСК)

Структура собственности РСК*Структура собственности РСК*

РСК образованы в течение 2005г путем выделения из вертикально-интегированных компаний генерации и сбыта

Осуществляют передачу электроэнергии по сетям 110кВ и ниже

Совокупная выручка в 2006г $10 млрд

Объём распределения в 2006г 617 ТВтч

Длина линий 2,1 млн км

Рыночная капитализация сектора 21/05/2007 $23млрд

Под управлением ФСК находится 55 РСК

Генерация Магистральные сети

Распредели-тельные сети

Сбыт

* Без учета РСК – 100% дочерних обществ РАО «ЕЭС России»

Лукойл3%

Другие26%

Prosperity Capital

Management2%

Fortum Oy 2%

СУЭК5%

РАО ЕЭС50%

Газпром8%

Ренова4%

4

УТВЕРЖДЕННАЯ СТРУКТУРА МРСК* В 2008г

МРСК ЦентраБелогородэнерго Брянскэнерго Воронежэнерго Костромаэнерго Курскэнерго Липецкэнерго Орелэнерго Тамбовэнерго Смоленскэнерго Тверьэнерго Ярэнерго

МРСК ЮгаАстраханьэнерго Волгоградэнерго Кубаньэнерго Ростовэнерго Калмэнерго

Московская объединенная элеткросетевая компания МОЭСК МГЭсК

МРСК Северного КавказаДагэнерго КЭУКНурэнергоСтавропольэнерго

МРСК Волги

Мордовэнерго Оренбургэнерго Пензаэнерго Волжская МРКЧувашэнерго

МРСК Центра и Приволжья Владимирэнерго Ивэнерго Калугаэнерго Кировэнерго Мариэнерго Нижновэнерго Рязаньэнерго Тулэнерго Удмуртэнерго

МРСК Северо-западаАрхэнерго Вологдаэнерго КарелэнергоКолэнерго Комиэнерго Новгородэнерго ПсковэнергоЯнтарьэнерго

МРСК СибириАлтайэнерго Бурятэнерго Красноярскэнерго Кузбассэнерго Омскэнерго Томскэнерго рскТываэнергоХакасэнергоЧитаэнерго

МРСК УралаКурганэнергоПермэнергоСвердловэнерго Челябэнерго

Тюменьэнерго

Ленэнерго

* - Без Дальнего Востока

5

900

1 000

1 100

1 200

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007F 2008F 2009F

ТВтч

Предложение с максимальной нагрузкойСпрос и резерв

РОСТ ЭКОНОМИКИ СТИМУЛИРУЕТ СПРОС НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ

ВВП достигло $760 млрд в 2005 и $1 020 млрд в 2006г

Номинальный ВВП на человека - $7 260 в 2006г

Рост номинального ВВП в USD эквиваленте в среднем составлял 22.9% в год в 1999-06, рост реального ВВП - 6.7% в год; Прогноз роста реального ВВП в 2007-09 - 6% в год

Стремительный экономический ростСтремительный экономический рост Потребление электроэнергииПотребление электроэнергии

Предложение и спрос на электроэнергиюПредложение и спрос на электроэнергиюНоминальный ВВП и рост экономикиНоминальный ВВП и рост экономики

CAGR(2000-2005) потребления электроэнергии - 1.7% в год, рост в 2006 - 5%. Прогноз на 2007-2010 - 3-5% в год

Основные потребители - металлургия (24%), ТЭК (11%) и транспорт (11%); CAGR (2000–2004) производства в ТЭК и транспорте – 6.4%

0%

2%

4%

6%

8%

2002 2003 2004 2005 2006 2007F 2008F 2008F

0

300

600

900

1 200

1 500

1 800

$ млрд.

Номинальный ВВП Реальный темп роста ВВП

6

НЕДОИНВЕСТИРОВАНИЕ ПРИВЕЛО К ДЕФИЦИТУ СЕТЕВЫХ МОЩНОСТЕЙ

Напряжение в РСКНапряжение в РСК

Ограничения электроэнергии в Москве в мае 2005 и январе 2006 вызвали оживлённые публичные дискуссии и ускорили реформы

Нагрузка сетей близка к максимальной в 2005 в 4 регионах, а в 2006 –уже в 16, в т.ч. в агрессивно растущих – Москва, С-Петербург, Нижний Новгород, Екатеринбург, Пермь, Тюмень и др.

Дефицит электроэнергии в регионахДефицит электроэнергии в регионах

Большинство заявок на подключение не выполняются

Экономический износ ОФ РСК Экономический износ ОФ РСК

Запрашиваямая мощность, МВт

Подключенная мощность, МВт

Накопленный дефицит, МВт

2004 5 573 2 023 3 550

2005 5 265 1 829 6 986

2006 (9 мес.) 3 881 2 039 8 828

0%

20%

40%

60%

80%

2004 2005 2006

% коэффициент износа основных фондов

7

ИНВЕСТИЦИОННЫЕ ПОТРЕБНОСТИ СЕКТОРА

Программа Развития определяет основные цели в РСК:

Снижение уровня износ сети до показателей сравнимых со странами Восточной Европы (40%) к 2014-2015

Минимизация дефицита сетевой мощности к 2009 для стимулирования деловой активности и экономического роста

Обеспечение надёжности и качества электроснабжения на уровне стандартов стран ЕС

Цели инвестиционной программы РСКЦели инвестиционной программы РСК Инвестиционные потребности сектора распределения э/э

Инвестиционные потребности сектора распределения э/э

Агрегированные инвестпотребности РСК в 2006-2010:

Модернизация и реконструкция: $6.3млрд

Новое строительство : $20.6млрд

$ mln

0

2 000

4 000

6 000

8 000

2006 2007F 2008F 2009F 2010FТехперевооружение и реконструкция

Новое строительство

8

ПРИНЦИПЫ НОВОЙ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ

ФСК, совместно с Правительством РФ, разрабатывает новую систему тарифного регулирования, которая учитывает лучшую международную регуляторную практику. Данная система должна заменить существующую неэффективную систему «затраты+»:

Регулируемая выручка покрывает операционные затраты и справедливую норму доходности на регулируемую базу активов (RAB)

Норма доходности на RAB определяется экономической стоимостью капитала

Механизм стимулирования инвестиций в сети благодаря учёту новых капитальных инвестиций в регулируемой базе активов

Регулируемая выручка устанавливается на 5-летний период с корректировкой на неподконтрольные операционные издержки и объёмы распределяемой электроэнергии

Стимулирование компаний к операционной эффективности через механизм сохранения в распоряжении компаний эффекта от экономии затрат

Надёжность сети и качество сервиса: механизм премий/штрафов за достижение/недостижение целевых ориентиров надёжности и качества сервиса

9

ПЛАН ПЕРЕХОДА ОТ «ЗАТРАТЫ+» К СТИМУЛИРУЮЩЕМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ

Основные ожидаемые параметры новой системы тарифного регулирования :

Начальная стоимость инвестированного капитала (начальный RAB) будет базироваться на амортизированной стоимости замещения активов, определённой международными консультантами

Норма доходности на RAB будет сравнима с соответствующими параметрами при приватизации в странах Восточной Европы: ожидаемая ставка - 10-12% в номинальном выражении

Регуляторный период составит 5 лет (переходной период – 3 года),что обеспечит предсказуемость денежных потоков и действенность стимулов эффективности

Сохранение экономии от снижения операционных издержек в течении 5 лет (как в Великобритании)

График поэтапного перехода на RABГрафик поэтапного перехода на RAB

Переход на RAB проблемных компаний

Переход на RAB основной части компаний

Пилотные проекты (10 компаний)

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

3х летний

2х летний

годовой

5ти летний

период

регулирования

Пилотные проекты: МГЭК, МОЭСК, Кубаньэнерго, Свердловэнерго, Пермэнерго, Кузбассэнерго, Красноярскэнерго, Ростовэнерго, Нижновэнерго, Белгородэнерго

10

СТРУКТУРА ТАРИФОВ В СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СИСТЕМЕ «ЗАТРАТЫ+»

Типичная структура регулируемой выручки: Нижновэнерго (NNGE)

Типичная структура регулируемой выручки: Нижновэнерго (NNGE)

Неподконтрольные расходы:

Плата за присоединенную мощность к магистральным сетям

Стоимость электроэнергии на компенсацию потерь в сетях

Собственное потребление электроэнергии

Налоги и сборы

Подконтрольные РСК расходы:

Заработная плата

Ремонты

Административные и управленческие расходы

Инвестиционные расходы:

Амортизация

Реинвестированная прибыль

59%

26%

11%

3%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

ПрочиеИнвестиционные расходыОперационные расходыНеподконтрольные расходы

11

0,0000

0,2000

0,4000

0,6000

0,8000

1,0000

2007E 2008E 2009E 2010E 2011E 2012E 2013E 2014E 2015E

Амортизация RABВозврат на RABОперационные затраты

0,0000

0,2000

0,4000

0,6000

0,8000

1,0000

Темп роста предельныхуровней

ПРОГНОЗ ТАРИФОВ ПРИ ПЕРЕХОДЕ НА RAB-РЕГУЛИРОВАНИЕ

Руб/кВтч

Пример: Темп роста тарифа на передачу электроэнергии Нижновэнерго (NNGE) при переходе на RAB

Пример: Темп роста тарифа на передачу электроэнергии Нижновэнерго (NNGE) при переходе на RAB

Переход на RAB вызывает рост подконтрольной части тарифа на 30-40%

Рост полного тарифа на 10-15% в первые 3 года

Предельно допустимый рост тарифа будет превышен до 5%

На превышение будет объявлен дисконт

Дисконт будет компенсирован в период 2010-2015г с учетом стоимости капитала

Реализация данного сценария позволит компаниям выполнить инвестпрограммы

2008-2010: CAGR 13,7%

2011-2015: CAGR 3,4%

12

ОЖИДАЕМЫЕ СОБЫТИЯ 2007-2008гг

События, ожидаемые в 2007г, направлены на установление общепринятой в мире системы координат для оценки эффективности инвестиций:

Утверждение Советом Директоров РАО «ЕЭС России» Стратегии развития распределительно-сетевого комплекса России до 2015г

Переход пилотных компаний на новую систему регулирования, определение параметров регулирования

События, ожидаемые в 2008г, направлены на повышение ликвидности акций РСК/ МРСК:

Конвертация акций РСК в акции 11ти МРСК

Создание на базе МРСК операционных компаний

13

ПРИЛОЖЕНИЯ

1. Динамика рыночных котировок РСК

2. Основные рыночные показатели РСК

14

ДИНАМИКА РЫНОЧНЫХ КОТИРОВОК РСК

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

350%

400%

10-Jan 21-Mar 30-May 8-Aug 17-Oct 26-Dec 6-Mar 15-May

RTS index EESR index DisCos Index

15

ОСНОВНЫЕ РЫНОЧНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РСК

Market EqV

EV EV/BV EV/MWh EV '000/km

EV/Implied RAB

NGNR AO "Новгородэнерго" (NGNR) 101 106 1,1 39 4 0,3

NNGE AO "Нижновэнерго" (NNGE) 364 386 1,3 24 7 0,5

OMNG AO "Омскэнерго" (OMNG) 1 423 1 429 11,9 174 32 2,2

OREN AO "Орелэнерго" (OREN) 159 174 2,2 79 6 0,5

PMNG AO "Пермэнерго" (PMNG) 483 537 1,8 33 12 0,6

PNZE AO "Пензаэнерго" (PNZE) 122 124 1,4 33 4 0,3

PSEN AO "Псковэнерго" (PSEN) 115 115 1,2 77 3 0,2

RTSE AO "Ростовэнерго" (RTSE) 361 414 0,9 34 6 0,3

RZEN AO "Рязаньэнерго" (RZEN) 152 158 1,2 36 5 0,4

SMOE AO "Смоленскэнерго" (SMOE) 58 67 0,8 20 2 0,1

STRG AO "Ставропольэнерго" (STRG) 161 166 1,2 33 3 0,3

SVER AO "Свердловэнерго" (SVER) 1 122 1 196 3,5 33 26 0,9

TLEN AO "Тулэнерго" (TLEN) 188 203 1,4 34 6 0,4

TORS AO "Томская ЭСК" (TORS) 149 149 1,4 27 9 0,5

UDME AO "Удмуртэнерго" (UDME) 196 194 2,2 27 8 0,4

VGEN AO "Волгоградэнерго" (VGEN) 2 507 2 528 10,7 169 47 4,1

VLEN AO "Владимирэнерго" (VLEN) 179 189 1,5 34 9 0,4

VOLE АО "Вологдаэнерго" (VOLE) 255 255 1,4 27 6 0,4

VZEN AO "Воронежэнерго" (VZEN) 542 557 3,2 77 11 0,9

YARE AO "Ярэнерго" (YARE) 154 162 1,5 23 6 0,4

Average 2,5 49 16 0,8

Comparables (East European) 70-140 10-30 1,3-1,4

Market EqV

EV EV/BV EV/MWh EV '000/ km

EV/ Implied RAB

ARHE АО "Архэнерго" (ARHE) 134 143 1,6 42 6 0,3

ASRE АО "Астраханьэнерго" (ASRE) 305 315 4,6 96 16 1,2

BLRS АО "Белгородэнерго" (BLRS) 226 251 0,8 26 7 0,5

CHIE AO "Читаэнерго" (CHIE) 143 142 1,5 33 4 0,3

CHNG AO "Челябэнерго" (CHNG) 436 480 2,0 21 18 0,7

IVEN AO "Ивэнерго" (IVEN) 141 144 1,8 38 8 0,6

KIRE AO "Кировэнерго" (KIRE) 143 145 1,4 27 4 0,3

KLEN AO "Калугаэнерго" (KLEN) 171 176 1,9 56 7 0,5

KOEN АО "Комиэнерго" (KOEN) 222 246 1,3 49 11 0,4

KOLE AO "Колэнерго" (KOLE) 431 437 4,3 40 89 1,3

KOSG AO "Костромаэнерго" (KOSG) 66 85 1,0 33 3 0,2

KRNG AO "Красноярскэнерго" (KRNG) 1 270 1 281 5,1 40 28 1,3

KUBE AO "Кубаньэнерго" (KUBE) 670 804 1,9 62 9 0,6

KUEN AO "Курскэнерго" (KUEN) 181 189 1,1 35 6 0,4

KZRS AO "Кузбассэнерго" (KZRS) 503 515 2,3 20 18 1,0

LIEN AO "Липецкэнерго" (LIEN) 173 188 0,7 27 7 0,4

LSNG AO "Ленэнерго" (LSNG) 1 176 1 563 0,9 59 41 0,7

MGRS АО "МГЭК" (MGRS) 2 126 2 166 2,2 63 37 1,0

MIEN AO "Мариэнерго" (MIEN) 59 66 1,3 25 5 0,4

MREN AO "Мордовэнерго" (MREN) 68 79 1,2 33 4 0,3

MSRS AO "МОЭСК" (MSRS) 3 602 4 226 2,1 66 57 1,0