Приложения

Приложение 1

Прогнозы потребности в электроэнергии и мощности;

основные экономические характеристики генерирующих компаний

173

Таблица 1

Потребность в электроэнергии (брутто) на территории ОЭС Центра, млн.кВтч

	Базовое пятилетие					Сценарий 1						Сценарий 2
	Базовое пятилетие					Базовый год	Планируемое пятилетие					Базовый год	Планируемое пятилетие
	1999г.	2000г.	2001г.	2002г,	2003г.	2004г.	2005г.	2006г.	2007г	2008г	2009г	2004г.	2005г	2006г.	2007г.	2008г.	2009г.
ОЭС Центра - всего, вт.ч.	216325	223997	226933	23П87	238965	242952	247221	251696	256269	260997	265712	244419	250341	256095	262331	268277	275727
Астр аханьэнерго	3517	3619	3625	3710	3786	3861	3939	4037	4138	4241	4347	3880	3977	4077	4179	4283	4390
Белгородэнерго	10387	10970	10985	11174	11590	11660	11734	11808	11883	11959	12078	11776	11964	12203	12447	12696	12950
Брянскэнерго	3480	3596	3726	3760	3962	4014	4074	4156	4239	4324	4410	4061	4162	4267	4373	4483	4595
В ладим ирэн ер го	5921	6171	6486	6542	6567	6666	6766	6902	7040	7181	7324	6698	6866	7072	7284	7502	7727
Волго градэнерго	16963	17734	17683	17581	18115	18332	18552	18775	19000	19285	19574	18354	18598	18914	19282	19736	20209
Вологдаэнерго	11958	12402	12346	12504	12836	13029	13159	13356	13623	13896	14174	13029	13224	13462	13799	14144	14497
Воронежэкерго	8717	9049	8977	8951	9128	9219	9312	9498	9688	9882	10079	9311	9544	9782	10027	10277	10534
Ивэнерго	4063	4302	4307	4298	4190	4210	4274	4338	4403	4469	4536	4294	4402	4512	4624	4740	4859
Калугаэнерго	3859	3917	4034	4047	4257	4321	4385	4451	4518	4586	4655	4363	4472	4584	4722	4863	5009
Костро м аэнерго	3398	3432	3360	3350	3362	3379	3413	3464	3516	3569	3622	3396	3464	3533	3639	3748	3879
Курскэнерго	8013	8226	7237	7469	7883	8001	8121	8243	8366	8492	8619	8040	8201	8365	8532	8703	8921
Липецкэнерго	9988	10444	9917	10476	10505	10557	10663	10770	10931	11095	11261	10610	10875	11093	11314	11541	11829
Нижновэнерго	19634	19543	19354	19870	20214	20517	20927	21199	21517	21840	22168	20719	21154	21577	22009	22449	23010
Орелэнерго	2956	2998	2971	2879	2952	2981	ЗОН	3041	3071	3102	3133	ЗОН	3071	3132	3195	3259	3340
Рязаньэнерго	4904	4986	4741	4769	4901	4950	5024	5100	5176	5254	5332	5004	5109	5216	5326	5443	5568
Смоленскэнерго	5687	5729	6008	6031	6516	6614	6713	6814	6916	7020	7125	6646	6813	6949	7088	7230	7374
Тамбовэнерго	4181	4093	3855	3897	3868	3888	3927	3966	4005	4045	4086	3888	3965	4045	4126	4208	4313
Тверьэнерго	6753	6637	6737	6679	6890	6959	7029	7134	7241	7350	7460	7028	7204	7348	7495	7682	7874
Тулаэнерго	10130	10520	10600	10291	10402	10506	10611	10770	10932	11096	11262	10558	10769	10985	11204	11428	11657
Мосэнерго	65168	68735	72811	75608	79538	81673	83858	86029	88103	90229	92263	82100	84663	86939	89425	91415	94534
Ярэнегро	6648	6894	7173	7301	7503	7615	7729	7845	7963	8082	8204	7653	7844	8040	8241	8447	8658

174

Требуемое производство электроэнергии на тепловых электростанциях, млрд.

кВт.ч

Таблица 2

Наименование	2002 г. отчет	2003 г. гтредв. отчет	Умеренный			сценарий	0)		Оптимистический сценарий (2)
Наименование	2002 г. отчет	2003 г. гтредв. отчет	2004 г.	2005 г. \| 2006 г. 1		2007 г. 1	2008 г.	2009 г.	2004 г.	2005 г. \|	2006 г. \|	2007 г. \|	2008 г. \|	2009 г.
1. Внутреннее электропотребление России	864,5	889,4	902,7	916,3	930,3	945,2	961,1	977,9	905,6	922,2	939,1	957,1	976,0	997,9
Европейская часть ЕЭС	641,6	662,1	670,9	681,1	691,5	702,7	714,8	727,6	673,8	686,6	699,6	713,6	728,1	745,3
ОЭС Сибири	181,4	185,0	189,0	192,1	195,2	198,3	201,6	205,0	189,0	192,3	195,8	199,3	203,1	207,1
Востокэнерго	37,2	37,6	38,5	39,2	39,7	40,2	40,8	41,4	38,5	39,3	39,8	40,3	40,9	41,6
2. Сальдо экспорта-импорта электроэнергии	10,4	12,3	3,7	4,8	6,9	7,1	7,2	7,2	3,7	16,1	18,2	15,9	16,4	16,9
Европейская часть ЕЭС	12,0	14,5	8,4	9,4	11,4	11,6	11,6	11,6	8,4	15,4	17,4	14,6	14,6	14,6
ОЭС Сибири	-1,7	-2,4	-4,9	-4,8	-4,8	-4,8	-4,8	-4,8	-4,9	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
Востокэнерго	0,2	0,2	0,2	0,3	0,3	0,3	0,4	0,4	0,2	0,5	0,6	1,1	1,6	2,1
3. Всего производство электроэнергии в России*’	874,9	901,7	906,3	921,1	937,2	952,3	968,3	985,1	909,2	938,2	957,3	973,0	992,4	1014,8
Европейская часть ЕЭС	653,6	676,7	679,2	690,5	702,9	714,3	726,5	739,2	682,1	702,1	717,0	728,2	742,7	759,9
ОЭС Сибири	179,6	182,6	184,1	187,3	. 190,4	193,5	196,8	200,2	184,1	192,5	196,0	199,4	203,3	207,3
Востокэнерго	37,3	37,8	38,7	39,4	40,0	40,5	41,1	41,8	38,7	39,8	40,4	41,4	42,5	43,7
4. Производство электроэнергии на ГЭС и АЭС России*’	306,9	308,0	305,9	307,8	319,7	324,6	332,5	336,4	305,9	326,4	336,2	343,4	348,9	354,1
Европейская часть ЕЭС	204,3	209,8	208,3	208,0	219,4	223,8	231,1	234,5	208,3	214,2	223,5	230,1	235,1	239,8
ОЭС Сибири	88,4	83,6	82,1	84,6	84,6	84,6	84,6	84,6	82,1	96,5	96,5	96,5	96,5	96,5
Востокэнерго	9,9	9,9	11,1	11,2	11,8	12,3	12,8	13,4	11,1	11,8	12,3	12,9	13,4	13,9
Таймырэнерго	4,3	4,6	4,3	3,9	3,9	3,9	3,9	3,9	4,3	3,9	3,9	3,9	3,9	3,9
5. Требуемое производство электроэнергии на ТЭС России"’, в т.ч.	568,0	593,7	600,4	613,4	617,4	627,7	635,8	648,7	603,3	6 И,9	621,0	629,5	643,5	660,7
Европейская часть ЕЭС	449,3	466,9	470,9	482,5	483,4	490,6	495,3	504,7	473,8	487,9	493,5	498,1	507,6	520,2
ОЭС Сибири	91,3	99,0	101,9	102,7	105,8	108,9	112,1	115,6	101,9	96,0	99,5	102,9	106,8	110,8
Востокэнерго	27,4	27,8	27,6	28,2	28,2	28,2	28,3	28,4	27,6	28,0	28,1	28,5	29,1	29,8
6. Производство электроэнергии на блокстанциях России *’, в т.ч.	36,8	36,6	37,1	38,2	38,5	39,1	39,0	39,0	37,1	38,2	38,5	39,1	39,0	39,0
Европейская часть ЕЭС	31,0	30,7	31,2	31,5	31,8	32,0	31,9	31,9	31,2	31,5	31,8	32,0	31,9	31,9
ОЭС Сибири	5,8	5,8	5,9	6,7	6,7	7,1	7,1	7,1	5,9	6,7	6,7	7,1	7,1	7,1
7. Производство электроэнергии на ТЭС Холдинга,Татэнерго,Иркутскэнерго	531,2	557,1	563,3	575,1	578,9	588,6	596,7	609,7	566,2	573,6	582,5	590,5	604,4	621,7
Европейская часть ЕЭС	418,3	436,1	439,7	451,0	451,7	458,6	463,4	472,7	442,6	456,4	461,7	466,1	475,7	488,2
ОЭС Сибири	85,5	93,2	96,0	96,0	99,1	101,8	• 105,1	108,5	96,0	89,3	92,8	95,9	99,7	103,7
Востокэнерго	27,4	27,8	27,6	28,2	28,2	28,2	28,3	28,4	27,6	28,0	28,0	28,5	29,0	29,7

Централизованная зона

Динамика необходимой установленной мощности, млн.кВт

	2002г.	2003г.	Базовый 2004 г.	Планируемое пятилетие
	2002г.	2003г.	Базовый 2004 г.	2005г.	2006г.	2007г.	2008г.	2009г.
Умеренный вариант
Россия - всего, в т.ч:	193.8	189.7	194.0	195.6	198.5	201.3	204.1	207.2
Европейская часть ЕЭС Роси и - всего, в т.ч.:	139.0	136.1	139.6	141.2	143.3	145.3	147.5	149.8
ОЭС Северо-Запада	16.8	17.3	17.7	18.6	18.7	19.0	19.4	19.3
Янтарьэнерго	.2	3	3	.2	.4	.5	.5	.9
ОЭС Центра	50.6	49.0.	50.3	49.6	50.5	51.3	52.1	53.0
ОЭС Средней Волги	20.2	19.1	20.2	20.5	20,7	20.6	20.8	21.1
ОЭС Северного Кавказа	11.7	10.9	11.1	12.2	12.4	12.9	13.1	13.3
ОЭС Урала	39.5	39.6	40.1	40.1	40.6	41.1	41.6	42.2
ОЭС Сибири	. 44.1	43.4	43.6	43.5	44.0	44.5	45.0	45.6
Таймырэнерго	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0
Востокэнерго, из него	9.7	9.2	9.7	9.9	10.2	10.4	10.5	10.7
ОЭС Востока	6.5	63	6.6	6.7	7.1	7.2	7.3	7.4
Оптимистический вариант
Россия - всего, в т.ч:	193.8	189.7	194.5	199.9	203.4	206.8	210.2	214.2
Европейская часть ЕЭС Росин - всего, в т.ч.:	139.0	136.1	140.2	144.3	146.9	149.4	152.0	155.1
ОЭС Северо-Запада	16.8	17.3	17.7	18.6	18.S	19.2	19.6	19.6
Янтарьэнерго	.2	.2	.2	.2	.4	.5	.5	.9
ОЭС Центра	50.6	49.0	50.5	51.6	52.6	53.7	54.8	56.2
ОЭС Средней Волги	203	19.1	20.4	20.7	20.9	20.8	21.1	21.5
ОЭС Северного Кавказа	11.7	10.9	11.1	12.3	12.6	13.2	13.4	13.7
ОЭС Урала	39.5	39.6	40.2	41.0	41.5	42.1	42.6	43.4
ОЭС Сибири	44.1	^: 43.4	43.6	44.6	45.2	45.7	46.4	47.0
Таймырэнерго	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0	1.0
Востокэнерго, из него	9.7	9.2	9.7	10.0	10.4	10.6	10.8	11.0
ОЭС Востока'	6.5	6.2	6.6	6.8	7.2	7.4	7.6	7.7

Таблица 4

Динамика остающейся в эксплуатации мощности действующих электростанций, млн.кВт

	2002г.	2003г.	Базовый 2004 г.	Планируемое пятилетие
	2002г.	2003г.	Базовый 2004 г.	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.
Россия - всего, в т.ч:	206,5	207,4	206,8	205,5	2043	202,8	201,1	198,2
Европейская часть ЕЭС Росии - всего, в т.ч.:	149,0	149,5	149,1	147,6	146,8	1453	143,9	1413
ОЭС Северо-Запада	19,8	19,8	19,8	19,6	19,6	19,5	19,5	19,5
Янтарьэнерго	03	03	оз	0,2	03	0,2	03	03
ОЭС Центра	52,4	52,3	523	51,4	513	50,8	50,3	48,8
ОЭС Средней Волги	23,8	23,8	23,8	23,8	23,6	233	22,6	22,4
ОЭС Северного Кавказа	11,5	11,5	113	113	ИЗ	113	11,2	11,0
ОЭС Урала, из нее	41,2	42,0	41,9	41,4	41,1	40,4	40,1	39,4
Тюменьэнерго	10,6	П,4	11,3	ИЗ	11,3	ПЗ	10,1	10,1
ОЭС Сибири	453	45,4	45,3	45,4	45,3	45,3	45,1	44,9
Таймырэнерго	КО	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Востокэнерго, из него	11,2	П,4	11,4	11,4	из	ИЗ	П,1	11,0
ОЭС Востока	7,0	73	7,3	L2	73	___	___	6,9.

Таблица 5.

№ТГК	АО-энерго, входящие £ состав	Устаноал енная мощность на конец 2002 г, М&т-	Число часов. кепельзов устанолл. . мощности в год, час	Удельный расход . условного топлива, 2002		Степень износа, % на 01.01.2003	Себестоимость, 2002		Структура потребления топлива, %
№ТГК	АО-энерго, входящие £ состав	Устаноал енная мощность на конец 2002 г, М&т-	Число часов. кепельзов устанолл. . мощности в год, час	за электрозн ергию, r/кВтч	за теплоэне ргню, КР/Гкал	Степень износа, % на 01.01.2003	за электроэне ргню, котт/кВг ч	за теттлоэнерги ю, руб/Гкал	нефте топли во	газ	уголь
ТГК-1 8195	Колэнерго	1928	3536	331,50	161,00	49,62	35,77	409,82	56,2	0	43,S
	Карелл іерго	914	3498	269,5	125,2	55,79	46,06	188,78	2,5	97,5	0
	Ленэнерго	5353	3122	312,40	137,20	62,58	58,59	243,90	12,9	S5.2	1,9
ТГК-2 3095	Тверьэнерго	297	4605	338,2	143,6	73,31	7331	174,68	6,1	91,3	2,6
	Новгородэиерго	190	4158	372,9	152,6	61,17	79,36	141,82	0	95,7	4,3
	Псковэнерго	В	1987	675,6	184,6	63,31	84,89	176,52	0	100	0
	Костромаэнсрго	215	5084	322,4	149,2	58,82	73,06	204,08 ■	14,7	85,3	0
	Вологдаэнерго	664	425S	388,00	167,40	56,04	66,86	254,20	1,6	74,4	24,0
	Архэнерго	1055	2698	310,90	135,10	68,20	95,97	313,56	73,3	0	26,7
	Яронерго	661	3980	363,20	148,30	69,15	60,47	203,03	12,5	85,0	2,6
ТГК-3	Мосэнерго	14797	4811	297,00	132,90	61,79	53,58	242,94	2,5	92,7	4,3
ТГК-4 4085	Калугаэнерго	12	1519	586,5	165,7	56,34	62,54	296,12	0	100	0
	Тулэнерго	1268	2405	394,00	143,10	62,63	59,09	123,54	0,3	98,1	1,6
	Орелэнерго	342	3860	326,0	132,8	64,51	63,86	158,91	2,0	98,0	0
	Брянскэнерго	50	4153	502,6	142,3	59,70	64,25	163,60	0,1	99,9	0,1
	Воронежэнерго	155	6116	415,9	153.5	60,41	63,01	211,40	0,6	95,5	3,9
	Курскэнерго	197	4577	354,5	149,1	64,94	60,81	178,56	0	100	0
	Липецкэнерго	543	3886	339,8	160,7	57,05	53,59	215,54	4,6	95,4	0
	Рязаньэнерго	100	4451	329,0	145,1	58,26	66,26	199,93	2,9	97J	0
	Тамбовэнерго	315	4131	360,3	147,8	63,43 -	63,23	201,47	3.7	963	0
	Белгородэнерго	62	3729	394,5	152,3	56,68	56,10	241,11	0	99,4	0,6
	Смоленскэнерго	1042	3725	344,50	146,90	69,96	62,11	175,41	U	94,6	4,3
ТГК-5 3844	Мариэнерго	195	469+	316,8	142,4	46,04	75,20	195,82	0,7	99,3	0
	Чувашэнсрго	2222	1971	285,20	138,70	40,29	42,23	171,81	10,8	£9,2	0
	Кировэнерго	940	3911	315,4	137,8	66,19	66,19	188,96	7,1	77,5	15,5
	Удмуртэнерго	486	5087	286,5	138,7	59,19	55,22	154,01	0J	91,8	8,0
ТГК-6 3131	Ивэнерго	683	1956	371,1	156.8	64,88	59,39	207,30	1,4	£6,3	12,3
	Владимирэнсрго	407	4951-	308,2	135,0	54,23	62,36	147,05	2,2	97,8	0
	Пензаэнерго	375	4214	307,7	144,3	56,3	72,42	136,78	6,6	93,4	0
	Нижновэнерго	1311	3897	393,70	153,70	57,33	59,59	176,65	12.7	87,3	0
	Мордовэнерго	355	3166	320,7	142,6	61,6	60,56	177,60	11,5	88,5	0
ТГК-7 9018	Саратовэнерго	1496	3375	340,7	145,2	54,93	60,70	175,38	2,4	97,6	0
	Ульянов скэиерго	862	1973	320,5	151,9	53,86	62,55	235,71	. 3J	96,9	0
	Оренбургэнерго	3140	4267	325,30	133,60	68,63	51,13	136,55	1,8	98,2	0
	Самараэнерго	3520	3837	354,50	144.70	56,72	54,94	159,74	2,2	96,9	0,9
ТГК-8 4312	Ростовэнерго	829	3893	318,8	152,2	54.26	58,49	245,59	0,1	09,9	0
	Волгоградэнерго	1652	2291	344,50	149,40	66.01	63,95	174,88	10,1	89.9	0
	Ставроподьэнерго	477	3201	368,8	153,9	68,06	60,98	380,78	0	100	0
	Кубаньэнерго	829	6407	363.0	152,8	68,25	64,40	123,60	1,8	83,2	0
	Астраханьэнерго	480	6460	355,10	147,40	56,42	56,04	126,11	0,2	99.8	0
	Каспи Некая ТЭЦ и Махачкалинская ТЭЦ (Дапнерго'г	44	2321	424,3	137,8-	47,78	29,48	118,97	0,1	99,9	0
ТГК-9 10931	Комиэнерго	752	4050	405,90	161,20	54,56	81,52	318,94	10,5	40,4	49,1
	Свердловэнерго	8246	4474	358,30	147,50	61,27	46,48	158,08	0,9 ^;	47,7	61,4
	Пермэнерго	1933	4747	367,90	150,90	67,74	58,20	170,84	2,5	92,5	5,0
ТГК-10 12725	Курганэнерго	480	2708	385,4	162,3	71,21	72,05	189,43	0	81,6	18,4
	Челябэнерго	1824	4655	356,10	143,00	64,77	56,92	201,68	0,1	75,0	24,0
	Тюменьэнерго	10421	6088	311,80	144,10	43,75	46,57	168,83	0	100	0
ТГК-11 6808	Кузбассэнерго-1	4732	5745	363,00	152,50	62,40	37.90	171,30	0,3	3.1	96,6
	Томскэнерго	421	4013	319.0	131,8	48,08	55,17	218,21	0	39,5	10.5
	Омскэнерго	1655	3763	362,40	149,50	58,37	68,41	262,74	8.2	30,4	61,4
ТГК-12 812	Кузбассэнерго-2	4732	5745	363,00	152,50	62,40	37,90	171,30	о.з	3,1	96,6
ТГК-12 812	Алтайэнерго	812	3859	368,2	153,8	53,9	65,47	273,10	0,5	5,7	92,8
ТГК-13 2362	Красноярскэнерго	2075	4703	345,50	147,20	60,68	29,99	253,95	1,1	0	GS.9
	Хакасэнерго	270	2760	245	157,7	5131	16,87	232,87	0,3	0	99,7
	Тьгваэнерго	17	2273
ТГК-14 646	Читаэнерго	508	5161	410,5	156,5	62,38	71,48	267,37	0,4	0	99,6
ТГК-14 646	Бурятэнерго	138	2508	308,2	135,0	54,23	62,36	147,05	g,2	97.8	О

Таблица 6.

№ ОГК	Станции, входящие в ОГК	Статуе до выделения (в составе АО-энерго или федеральная станция)	ЭнерГОЗОИ!	Установ ленная мощное ть на конец 2002 h_t МВт	Число Часов испапьэовд ння установлен ной - мощности в год час	Удельный расход условного топлива, 2002		% юное на 01.01.2 ооз	у- утоль, н- нефтет . опливо, Г’Газ
№ ОГК	Станции, входящие в ОГК		ЭнерГОЗОИ!	Установ ленная мощное ть на конец 2002 h_t МВт		Э1 электроэне ргнад, г/кВт ч	за теллоэнер гию, жг/Гкап	% юное на 01.01.2 ооз	у- утоль, н- нефтет . опливо, Г’Газ
ОГК-1	Верхне-Тагильская ГРЭС	"Свердловэнерго"	Урал	1521
	Нижневартовская ГРЭС	"Тюменьэнерго*	Урал	1600	3436,9	303,9	171,4	43,75	Г
	Уренгойская ГРЭС	"Тюменьэнерго"	Урал	24	7033,3	428,0	156,5	43,75	Г
	Ириклинская ГРЭС	"Оренбургэнерго"	Урал	2100	4002,76	н/д	н/д	68,63	Г„н
	Пермская ГРЭС	"Пермская ГРЭС"	Урал	2400	4663,2	306,74	167,21	40,4	Г
	ГРЭС-4 (Каширская)	"Мосэнерго"	Цетпр	1585	3978	н/д-	н/д	н/д	v (30
ОГК-2	Псковская ГРЭС	" П с ков ская ГРЭС ’	Северо-Запад	430	5067,5	329,19	168,88	15,12	г,н
	Ставропольская ГРЭС	"Ставропольская ГРЭС"	Северный кавкаї	2400	3967,5	330,2	171,59	80,59	г_# н
	Троицкая ГРЭС	"Троицкая ГРЭС"	Урал	2059	2663,2	373,17	172,06	56,05	У,н
	Сургутская ГРЭС-1	"Т юм еньэиерго"	Урал	3 280	7070,8	323,5	138,2	43,75	г
	Серов екая ГРЭС	: "Свердловэнерго"	Урал	526	6134,98	454,8	171,5	61,27	Г-47,7 У-51.4 Н-О,9
ОГК-3	Костромская ГРЭС	"Костромская ГРЭС"	Центр	3600	2917,1	310,88	169,75	72,01	г» н
	Черепетская ГРЭС	"Черепетская ГРЭС"	Центр	1425	1889,7	403,71	200,09	72,62	У,н
	Печорская ГРЭС	"Печорская ГРЭС"	Северо-Запад	1060	3006,8	327,98	169,23	45,17	г, и
	Южноуральская ГРЭС	"Челябэнерго"	Урал	882	3973,92	н/д	н/д	64,77	39,9
	Харанорская ГРЭС	"Харанорская ГРЭС"	Сибирь	430	3604,9	387,69	199,47	н/д	У
	Гусиноозерская ГРЭС	"ГО ГРЭС"	Сибирь	1100	3642,3	360,42	194,04	39,93	У, к
ОГК-4	Шатурская ГРЭС-S	"Мосэнерго"	Центр	1100	2953	н/д	н/д	61,79	Г (65 %), у н(2Я%)
	Смоленская ГРЭС	"Смолснскэнерго"	Центр	630	3774,44	н/д	н/д	69,96	Г
	Яйвинская ГРЭС-16	"Пермэнерго"	Урал	600	523833	н/д	н/д	67,74	Г-62,3 у-17,5
	Сургутская ГРЭС-2	"Тюменьэнерго"	Урал	4 800	6415,7	306,2	165,7	43,75	Г
	Березовская ГРЭС-1	"Березовская ГРЭС-1"	Сибирь	1400	4310,9	339,8	185,3	32,9	У, И
ОГК-5	Невинномысская ГРЭС	"НГРЭС"	Северный Кавказ	1270	4753,5	354,84	141,67	77,61	Г, н
	Рефгииская ГРЭС	"Свердловэнерго"	Урал	3800	4476,32	339,0	176,2	61,27	У
	Среднеуральская ГРЭС	"Свердловэнерго "	Урал	1193	3799,66	311,0	133,8	61,27	г
	Конаковская ГРЭС	"Конаковская ГРЭС"	Центр	2400	3338,9	327,14	178,45	75,76	г, н
'мО ё о	Рязанская ГРЭС	"Рязанская ГРЭС"	Центр	2640	3032	349,17	180,73	62,46	so% 50% (УХ ост- Н
	ГРЭС-24	’'Мосэнерго**	Центр	310	4981	325,8	-	61,79	Г
	Новочеркасская ГРЭС-1	"Новочеркасская ГРЭС"	Северный Кавказ	2112	3330,9	383,24	200,02	73,04	30% (О, 70% (У), ост-Н
	Киришская ГРЭС	"Киришская ГРЭС"	Северо-Запад	2100					Г-52,н- 4В
	Красноярская ГРЭС-2	"КГРЭС-2"	Сибирь	1250	1834,7	401,99	162,09	60,64	у, Н
	Череповецкая ГРЭС	"Вологдаэнерго"	Центр	630	428730	386,6	186,0	56,04	Г-69.4 У-29,3

Таблица 7.

Активы, включемьге в гидро-ОГК	Мощи ость, МВт	Крупнейший акционер	Себестоимость производства электроэиерт и» коп/кВт Ч, 2002	Износ на 01.01.20 03, %	Регион
Волжская ГЭС	2 426	РАО ЕЭС - 83.31%	7,23	43,93	Волгоградская обл.
Нижегородская ГЭС	520	РАО ЕЭС-100%	12,64		Нижегородская обл.
Каскад Верхнє-Волжских ГЭС	448	РАО ЕЭС - 100%	11,99	54,92	Ярославская обл.
Волжская ГЭС им. Ленина	2 300	РАО ЕЭС-84,11%	9,59	56,73	Самарская обл.
Саратовская ГЭС	1 337	РАО ЕЭС -100%	9,88	н/д	Саратовская обл.
Чебоксарская ГЭС	1 370	РАО ЕЭС -100%	н/д	н/д	Чувашская респ.
Камская ГЭС	462	РАОЕЭС- 100%	7,51	75,52	Пермкая обл.
Воткинская ГЭС	1 020	РАО ЕЭС - 59,84%	8,07	57,54	Пермкая обл.
Саяно-Шушенская ГЭС	6 400	РАО ЕЭС-78,91%	3,98	40,91	Красноярский край
Новосибирская ГЭС	455	РАО ЕЭС-100%	н/д	н/д	Новосибирская обл.
Зейская ГЭС	1 330	РАО ЕЭС-56,39%	11,02	22,37	Амурская обл.
Чиркейская ГЭС	1 000	Дагэнерго -100%	н/д	н/д	Дагестан
ГЭС Северного Кавказа	1 378	Севкавказэнерго - 100%	н/д :	н/д	Сев. Кавказ
Бурейская ГЭС (строится)	2 000	РАО ЕЭС - 63,79%	-	-	Амурская обл.
Богучанская ГЭС (строится)	3 000	РАО ЕЭС - 64,23%	-	- ■	Красноярский край
Итого установленная мощность с учетом строящихся ГЭС					25 446

Таблица 8.

Название АЭС	Установл енна я МОЩНОСТЬ, МВт	КИУМ на уровне 2003 г.	Срок ввода в эксплуатацию	Энергозона
Балаковская АЭС	4000	82,1	1-й бл.-1985, 4-Й бл, -1993	Средняя Волга
Белоярская АЭС	600	75,7	1980	Урал
Билибинская	48	37,7	1-й бл. - 1974, 4-Й бл. -1976	Изолир. узлы Востока
Калининская АЭС	2000	86,6	1-й бл, - 1984, 2-Й бл. -1996	Центр
Кольская АЭС	1760	64,3	1-й бл. - 1973,4-й бл. - 1984	Северо-Запад
Курская АЭС	4000	66,5	1-й бл,-1976,4-Й бл, -1985	Центр
Ленинградская АЭС	4000	72,6	1-й бл, — 1973, 4-Й бл. - 1981	Северо-Запад
Нововоронежская АЭС	1834	78,8:	1-й бл. - 1971,4-й бл. - 1972	Центр
Ростовская АЭС	1000	83,3	н/д	Северный Кавказ
Смоленская АЭС	3000	83,5	1-й бл,-1982, 3-й бл.-1990	Центр

Основные технико-экономические показатели сформированных ТГК

Основные технико-экономические показатели станций, входящих в тепловые ОГК

Структура ОГК на базе гидроэлектростанций

Характеристики действующих АЭС

Приложение 2

Условия предоставления кредитов и статистика финансирования энергетических проектов различными институтами

180

Таблица 1

Условия предоставления кредитов МБРР

ТИП КРЕДИТА	Займ с фиксированным спрэдом^[11] ^{^[12] j Займ с переменным спрэдом¹}
ВАЛЮТА ЗАЙМА	Заемщики могут по своему выбору деноминировать займ в одной или нескольких валютах, в том числе в евро, японских йенах и долларах США, а также в других валютах, а которых МБРР имеет возможность эффективно финансировать свои операции, МБРР не предоставляет займы в национальных валютах стран-заемщиц.
ПРОЦЕНТНАЯ СТАВКА	Процентная ставка состоит из плавающей базовой ставки и спрэда. Процентная ставка определяется каждые полгода. БАЗОВАЯ СТАВКА: Шестимесячная ставка LIBOR. При предоставлении кредитов в других валютах применяется использование аналогичных ставок-ориентиров
ПРОЦЕНТНАЯ СТАВКА	СПРЭД: фиксированный в течение всего срока займа. Включает: • Прогнозируемую МБРР маржу затрат на финансирование по отношению к ставке LIBOR в долларах США • корректироваку посредством базисного свопа в случае займов, деноминированных не в долларах США, а в других валютах. Корректировка может быть отрицательной или положительной. Например, свопы кредитных средств по ставке LIBOR в долларах США на кредаггные средства по ставке LIBOR в японских йенах могут привести к тому, что Банк будет вынужден платить ставку LIBOR в японских йенах минус 5 базисных пунктов. Ого обьясгиется уровнем номинальной ставки и разницей в кредитных рейтингах коммерческих банков, являющихся банками-ориентирами по ставке LIBOR для каждой из участвующих валют). • рыночную надбавку за риск (в настоящее время 0.05%) Рыночная надбавка за риск компенсирует Банку риск рефинансирования, принимая во внимание, что сроки погашения заимствований самого Банка будут в среднем короче, чем сроки погашения займов Банка его заемщиками. • договорный спрэд кредитования МБРР (0,75%)	СПРЭД: плавающий в течение всего срока займа, изменяется каждые полгода. Вычисляется на основе (ред не взвешен ного уровня спрэда МБРР за прошедший период (пересчитывается каждое 30 июня и 31 декабря) плюс стандартный договорной спрэд кредитования МБРР (0,75%)
Опцион «сар» ("потолок") или «collar» ("коридор”) процентной ставки	"Потолок" или "коридор" переменной ставки ссудного процента может быть установлен на сумму в пределах всего объема освоенных средств.	Не предусмотрена возможность установления «потолка» или «коридора» процентной ставки. Заемщики, желающие установить верхний лимит уровня процентной ставки, должны купить «коридор» или «потолок» как независимый, отдельный от займа хеджинговый продукт МБРР.
Комиссия за предоста влей не займа (front-end fee)	1 % от суммы займа; подлежит уплете на дату вступления займа в силу. Комиссия за предоставление займа может выплачиваться непосредственно из средств займа
Комиссия за резервирование (commitment fee)	0,85% неосвоенных сумм займа за первые четыре года; начисляется через 60 дней после подписания соглашения о займе; в дальнейшем 0,75%	0»75% от непогашенной суммы долга, начисляется через 60 дней после подписания кредитного соглашения
ДАТЫ ПЛАТЕЖЕЙ	Даш платежей по обслуживанию долга- 1-е или 15-е (оговорены в Соглашении о займе) число месяца и затем каждые полгода	Даты платежей по обслуживанию долга -15-е (оговорены в Соглашении о займе) число месяца и затем каждые полгода
СРОКИ ПОГАШЕНИЯ	Заемщики имеют возможность гибко адаптировать условия погашения займов к своим потребностям по утр явлению проектами и актив ами/пасси вами. Степень гибкости регулируется политикой ограничений в отношении максимального среднего срока погашения и окончательного срока погашения займа. . Периоды погашения и соответствующие льготные периоды оговариваются в момент резервирования средств таким образом, чтобы средний и окончательный сроки погашения оставались в пределах, установленных в приведенной ниже таблице. Заемщики могут выбирать любой граф ик вы плат основ н ой еу м м ы зай м а с уч стом у становденн ых в р эм ках политики ограничений и с учетом среднего и окончательного сроков погашения.	Льготный период и срок погашения зависят от категории страны. В нижеприведенной таблице страны разделены назаемщиков низкого (І-ІІ), среднего (III) и повышенного (IV - V) уровня финансового развития (Россия относится к третьей категории). Льготный период может быть продлен, но только в случае, если на каждое увеличение льготного периода на б месяцев будет на один год уменьшаться срок погашения кредита.

181

ТИП КРЕДИТА	Займ с фиксированным спрэдом¹						Займ с переменным спрэдом¹
	Ограничения для займов со сроками погашения, фиксируемыми па дату резервирования средств займа (число лет)						Ограничения для эакмов с переменной процентной ставкой
	Страновая категория	Ограничения, установленные в рамках политики		«Стандартные» условия для стран			Страновая категория	Льготный период	Окончательный срок погашения	Вариант погашения
		Средний срок погашения займов	Окончатсльн ый срок погашения	Льготный период	Окончагель ный срок погашения	Вариант погашения	1-П	5	20	Аннуитетный
	I — II	14.25	25	5	20	Аннуитетный	III	4	17	Аннуитетный
				8	20	Равными долями		5	17	Равными долями
	III	11.25	25	4	17	Аннуитетный	IV-V	3	15	Аннуитетный
				5	17	Равными долями		5	15	Равными доля ми
	IV-V	10.25	25	3	15	Аннуитетный
				5	15	Равными долями

Процентные ставки по займу с фиксированным спрэдом:

• До 26 ноября 2002 г. LIBOR (6 мес) + 0,55%

• После 26 ноября 2002 г, LIBOR (6 мес)+ 0,50% -

Статистика по 6 мес. LIBOR

Стоимость гарантий МБРР^[13]. МБРР взимает стоимость предоставления гарантии (guarantee fee), которая включает в себя:

• 75 базисных пунктов (0,75%) в год от суммы гарантии, что соответствует договорному спрэду кредитования, взимаемого при получении займов,

• спрэд размером до 25 базисных пунктов (0,25%) в зависимости от риска получателя гарантии.

Также взимается комиссия за резервирование (standby fee). в 75 базисных пунктов (0,75%) в год за зарезервированные, но не выплаченные Банком средства (приравнивается к комиссии за резервирование при выдаче кредитов МБРР — commitment fee)

МБРР взимает также комиссию за предоставление гарантии (front-endfee) в 1 % от максимальной суммы выплат Банка по гарантии.

С частных заемщиков взымается также единовременная комиссия в начале процесса предоставления гарантии (initiation fee) в размере 0,15% от суммы гарантии или 100 тыс. долл (бОлыиая из этих сумм), а также комиссия за операционные расходы (processing fee) в 0,5% от суммы гарантии для покрытия затрат на консультантов и непредвиденные расходы, связанные со сделкой.

Гарантии ГОА

guarantee fee - 75 базисных пунктов (0,75%) в год от суммы гарантии.

standby fee - 25 базисных пунктов (0,25%) в год за зарезервированные, но не выплаченные Банком средства. Взимаются также initiation fee, processing fee

Название проекті	Стран»	Статус	Дет» рассмотре ння Советом ЕБРР: '	Обшая стоимость проекта	Описание проекта	финансирование ЕБРР	Клиент
Кредит РАО ^н ЕЭС России" на цели реструктуризации	Россы	Подписан	4 сентября 2001	\|00 ВДЕ. додл	(а) Рефинансирование кратикрочкоЯ задолженности, «сіючая просроченную кредиторскую задолженность (Ь) финансирование неотложных приоритетных инвестиций для повышения эффективности текущей деятельности. Ожидаемые выгоды: ' 1. Инвестиции я ЛЭП н технику связи, что будет способствовать развитию конкурентного оптового рынка и сништь потеря ' ’■ ' ' ' ' ' 2. Консолидация задолженности РАО ЕЭС; 3. Содействие в установлении эффективного рынке углеродных кредитов; 4. Расширение возможностей предоставления финансирования международными финансовыми институтами (возможности сннднцм роенных кредитов); ' 5. Приведение процедур прокьюрнмеип в соогвествие со стандартами ЕБРР; 6. Налагает ка РАО ЕЭС сбязетеяксгаа регулярных консультаций по вэпросаы проведения реформы	Корпоративный вредят в Ъ100 млн,, из них Ъ50 млн - синдицированный коммерческими банками	РАО ‘ЕЭС Росс ня" - холдя нг, владеет национал ьн ыии электросетями и тремя электростанциями общей усыновленной мощностью 2,1 ГВт. Имеет пакеты акций в 46 крупных электростанциях федерального значення (59 ГВт), а также в большинстве АО-энерго (70 иэ 72)
АО Мосэнерго - корпоративный займ	Россы	Подписан	1 б декабря 1996	160 МЛН, долл	Для финансирования стратегических инвестиционных проектов и ня общие корпоративные цели. Кредит в размере 50 ила. долл, позволит повысить эффективность работы компании и, представив компанию иа рынке долгосрочных банковских кредитов, расширить в дальнейшем возможности получения долгосрочного финансирования.	Корпоративный кредит до 50 млн. долл.	АО Мосэнерго, осиоваинное в 1837, * АО-энерго, обеспечн вающее электро- и теплоэнергней Московский регион. ' '
АО Мосэнерго - корпоративный займ	Россия	Подписан	9 июля 2002 г.	70 млн ДОЛЛ	Кредит будет частично использован для погашения еврооблигаций "Мосэнерго", полученных в 1997 г, а также для финансирование приоритетных проекта а компании по увеличению генерирующих мощностей. Цели проекта: Помощь Мосэнерго в оптимизации бухгалтерского баланса, системы срочных реабилитационных инвестиций, в подготовке к реструктуризации, достижению высоких уровнен прозрачности политики и корпоративного управления.	Кредит на сумму 70 млн долл. Еще 37Д ылн, евро будет синдицировано коммерческими банками.	АО Мосэнерго, основзднвое а 1387, - АО-энерго, обеспечивающей электро- в теплоэнергней Московский регион.
Системный оператор SCADA	Россия	Ожидает	б июля 2004	Будет определена позднее	Внедрение свете мы SCADA/EMS (Supervisory Control and Data AcquisitioiVEnergy Management System) на уровне Системного Оператора, Реализация системы SCADA/EMS необходима для обеспечения диспетчеризации электроэнергетической системы и эффективного взаимодействия участников оптового рынка электроэнергии,	Предоставлен ие долгосрочного фвнаневровани б а размере, определяемом позднее по результатам тендера,	ОАО ’Снстеыный оператор - ЦДУ ЕЭС".
Системный оператор SCADA	Россия	ГС ' рассмотрены	б июля 2004	Будет определена позднее			ОАО ’Снстеыный оператор - ЦДУ ЕЭС".
Мутковск&я электростанция (независимый производитель энергии) (1РР)	Роосиа	Подпніан	21 октября 1997	150,176 млн. долл	Строительство геотермальной Электросган цин установленной мощностью 40MWe (2 я ZOhfWe) в г. Мугковсзий, на юге Камчатки. Цели строительства станции - диверсификация энергетической беты на Камчатке, снижение импорта энергсресурсоя и снижение стоимости генерации электроэнергии, демонтаж старых топливных элекгростанцн й Проект классифицируется вяк 1РР (проект независимого производителя Энергии); один на первых проектов подобного класса в Восточной Европе, Проектная компания будет продавать электроэнергию АО Камчаткаэнерго в соотаестыш с соглашением о поаствке электроэнергии. ' ' ' ' ' '	99.9 млн, долл суверенного займа Российской Федерации, которая предоставит соответствующий кредит Геотерму (проектной компании) ва срок 15 лет (включая льготный период 5 лет).	Проектная компания, Геотерм, - ЗАО; активы которого состоят из {1) концессии на эксплуатацию Мутновского геотермального поля (2) Электростанция мощностью 12 МВт, построенная в Мутвовске, демонтируемая в воябре 1997.
АО ’Ленэнерго"	Росам	Подгвсан	17 декабря 2002	60 млн, евро	Проект включает окончание строите л ьогва энергоблока мощностью 180 МВт на ТЭЦ-5 в г, Санкт-Петербург.	Ленэнерго предоставляется корпоративный эайч в размере до 40 млн. евро на срок 7 лет для фннанскровшгдо «мвоСттгнкй а окончание строительства нового энергоблока.' ' ' ' ' '	Ленэнерго - ОАО, вертнкально-интегрироваииая компания, занныающЕигся генерацией, передачей н распределением электро- и теплоэнергии а г. Санкт-Петербург н прилегающих регионах.
ЛЭП Бурятзолото	Росам	Подписан	20 ноября 2001	3,5 млн, долл	Строительство ЛЭП от шахты золотодобычи Зун Кольба для соединенна с селя мн местной ' энергосистемы, позволит снизить вредные выбросы от дизельных генераторов, снизить экологические риски, связанные с транспортировкой дизельного топлива на далекие расстояния (железнодорожным транспортом, ЭТО км), диверсифицировать возможности энергоснабжения. ^:	Корпоративный займ в размере 3,15 млн. долл.	Бурятзолото - ОАО, учреждено в России. В 1996 г. уже привлекало финансирование ВЕРР для модернизации двух шахт золотодобычи в Республике Бурятия,
Реконструкция системы теплоснабжения > Калининграде	Россы	Ожидает окоичател ьного рассмотре чия '	19 октября 2004	20.8 млн евро	Цель проекта- реконструкция системы теплоснабжения г, Калининград, с тем чтобы (I) спилить потери тепля (2) обеспечить финансовую состоятельность компании ME Kaliningradieploset, находящейся в ыугшцнлалыюй собственности. Проехт обеспечивает улучшение эхологнчееккх характеристик системы и снижение эмиссия парниковых газов. ' ' ' " '	Кредит под суверенную гарантию в размере 12 млн. долл (11,2 млн. евро), проект финансируется также за счет гранта Northern Dimension Environmental Partnership (NDEP) в размере 7,3 мля.евро ^:	Заемщик - Российская Федерация. Затем полученные средства будут предоставлены натек же условиях компании ME Kalmingradteploset по соответствующему кредитному соглашению.
Проект приватизации энергоблока Л'е 5 Хазданской ТЭЦ	Армения	Ожидает окоычател ыюго рассм отра ння	17 июня 1997	120,4 млн. долл	Кредит Республике Арменид в размере 29,8 млн. долл ев окончание строительства энергоблока мощностью 300 МВт, работающего нагие, на Хазданской ЮЦ (блок Ха 5) и его последующая приватизация.	Из общш шпнбмктей проекта я яквесткцмх ■ 120,4 мяк, дЭК, ЕБРР нредОСтяП 6.7 МЛМ, Долл * оостведиини С тсіуаїлн зфелипы» с&іашеннеи, я га»» лопщшкгспъкыв 2?Д или. долл ■ соответствия о новым кредитным изглишенвем. Остальное будет профвиненровако Экспсртв^Инпорткын бшойм Япоющ нпесгнцноЕпшив фэоивмя и Правительством Реслублнкя Арыевкс. ' '	Республика Армения

Приватизация сбытовых компаний	Армения	Паллием	14 сентября 2000	itocHufto, зчиаТСТ pro «мм ги пані, тары будет рпредыоив КЧИП»	Покупка ЕБРР у Республики Армения 19,9 % акцн И (максимум * на стоимость 20 млн. долл) в четырех компаниях по распределению электроэнергия (EDC), Тендер на покупку 51 % акций этих ном панн и етратепічес ким инвестором определит стоимость акций.	Покупка ЕБРР 19,9 % акций на сумму максимум 20 млн, долл.	Правительство Республики Армения
Миичегаурсквй энергопроект	АзйрбаДд жэн	Подписав	3 июня 1997	44,62 млн, долл	Проект включает (1) замену четырех действующих электрогенераторов на Мкнгечаурской ГЭС (2) реконструкция резервной ЛЭП высокого напряжения (330 кВ) протяженностью в 120 км (3) Строительство подстанции в Агкабеди С соотвестнующей линией электропередач (ПОкВ)лоБагдансиого региона	Кредит ЕБРР в 21,65 млн. долл. Софиидлсирование со стороны Аэерэнерджн, Исламского Банка Развития и программы Tacis,	Заемщик - Азерэиерджи, государственная энергетическая компания, занимающаяся генерацией, передачей и распределением электроэнергии н Эксплуатацией системой теплоснабжения, '
Таллинская Региональная Теплосиабжеюиия КОМПВНК!	Эстония	Прошел предварит ельный обзор	1 б ноября 1999	6 млн, евро	Восстановительные работы в районе Мустамде Талли некой Региональной Теплоснабжающей Коипан н н (Тalliruia Sooj js). Инвестиции будут направлены на реконструкцию тепловых сетей н установку теплосчетчиков. Проест в случае успешной реализации может повлечь за собой последующие инвестиции для улучшения л повышения иадаеаости теплоснстемы,	Финансирование со стороны ЕБРР - примерно 5,6 млн. евро	Tallinna Seojus ~ основной поставщик теплоэнергии в Таллине. Компания основана в 1996 г. и принадлежит правительству города Таллинн
AESTelasi	Грузия	Подпитав	8 декабря 1999	147 мл к долл	Реновация, модернизация л обеспечение оборотными средствами компании AES Telasi, обслуживающей г. Тбилиси. ЕБРР финансирует затраты на покупку оборотных средств, а также первоочередные инвестиции в измерительное оборудование, сетевые и информационные технологии.	ЕБРР предоставляет кредит ид 30 млн, долл сроком 13 дет; также предоставляется кредит еще на 30 млн. долл. Международной Финансовой . Корпорацией (IFC).	AES Telad, - «дм™ оиднлння распределительная мэм пакт. эдектрожфсш) і рюяниу (на средней к подои даражекпк) лдк J7D ООО шлрсвктсдеЙ. На 7S Vs прцнадооип' AES &ЦЪ {toad BV, ввдрвддбяевіпО Соїрйіщіод of Arlington, Вігрджннні (СІЛА). ' ' '
Реконструкция ГЭС н Enguri	Грузия	Подпитан	1 декабря 1998	139 млн. долл	Проект предусматривает реконструкцию дамбы, будет способствовать снижению дефицита дешевой электроэнергии в Грузли; обладает экологическими примещуствамн. Проект таижо поддержит Правительство Грузии в вопросах проведення приватизации, улучшит эксплуатацию ТЭЦ в Enguri,	На первый эггад проекта реконструкции будет лыделен кредит > 38.75 млн. долл. Ссфннвнснроавние будет ' осуществлено Европейсетм Союзом, Правительством Япония, KfW л компанией Сакэнергогенерацня, Ведется лонетгещебОмлн. долл. ' ^: '	Заемщик * Сакэкерго, государственная компаний, занимающаяся передачей электроэнергии.
Энергетический проест в Караганде	Казахстан	Подписав	13 Октябре 199В	62 мин, ДОЛЛ '	Обеспечение потребности в инвестициях и в оборотных средствах на реконструкцию энергообьектов в Караганде. Проект направлен на повышение надежности н эффективности генерация электро* и распределения теплоэнергии, снижение затрат, улучшение экологических показателей.	Кредит в 49 млн. долл., включающий кредит в 22 млн. долл па 10 лет и 7-летиий синдицированный кредит в 22 млн. долл. '	Заемщик * компания Karaganda Power (KFC), частная компания, ООО, эксплуатирующая 2 угольные влектрсетшцин (суммарной установленной электрической мощностью в 470 МВт и 1500 МВт тепловой мощности) и теплосети г. Караганда. '
KEGOC power transmission and rehabilitation	Казахстан	Подписан	19 октября 1999	255,5 млн. долл	С помощью предостаапениого финансирования будет закончена приватизация распределительных компаний, находящихся в собственности Правительства, будет обеспечена конкуренция пои использовании сетей электропередач	Кредит в 45 млн. долл. под суверенную гарантию, финансируется совместно со Всемирным Банком	KEGOC(Казанская электросетевая компания, государственный монополист в сфере передачи электроэнергии.
KEGOC	Казахстан	Подписан	25 ноября 2003	69,5 илы. долл	Финансирование строительства первой липки YukGres-Sbu (270 км) новой ЛЭП напряжением 500 кВ (с севера ва юг Казахстана) для снижения дефицита пиковой мощности на юге Ках&хстана, повышения надежности энергоснабжения, снижения потерь при передаче элекпхпнепгии. ' ' •	Кредит в 60 млн. долл, частично синдицированный с коммерческими банками.	KEGOC (Казахская электросетевая компания, государственны н монолап ист в сфере асредачн электроэн ергии.
Проект реконструкции сетей электропередач в Talas	Киргызета я	Пошитая	2 декабря 1997	30,2 млн. долл	Просит направлен в а улучшеки е сетей электропередач а распределительных сетей в регионе	Кредит в 24,7 млн. долл, Софниаксировацие осуществляют Киргызэпсрго, Правительство Швейцарка и программа Tacis.	ТЗаеыщвк - Кяргыаэнерго, государственная энергокомпакня, занимающаяся генерацией, передачей и распределением электроэнергии.
Проект модернизации энергетического сектора Каунаса	Литва	Прошел окончатся ьное рассмотре вне	Ноябрь 1999	54 млн. долл	Проест направлен на реструктуризацию энергетического сектора в модернизацию генерирующей базы. По проекту управление честной системой теплоснабжения и двумя ТЭЦ поручается частной компании по лизинговому соглашению. Способствует возникновению независимых производителей энергии и улучшению экологических характеристик.	ЕБРР предоставит долгосрочный кредит і 32 ади, долл. кОипшни КЕС под суверенную гарантию, Европейский фонд социаиья ого развитая (The Council of Europe Social Development Fund) также, возможно, предоставит ' мфнямшрованкевІО wuljimx КЕС аккумулирует в саон финансовые средства (12 млн, долл)	Эиергокомлзния Каунаса (КЕС), проектная компания, находящаяся в собственности Муниципалитета Каунаса, кспорас будет владеть двумя ТЭЦ в системой теплоснабжения. Указанные объекты будут переданы КЕС в управление.
Программа энергосбережения в государственном секторе	Литва	Прошел онончатед ьнсе рассмотре ине	18 декабря 2001	20 млн, евро	ЕБРР предлагает финансировать программы управления спросом для стимулирования энергосбережения в государственных структурах и учреждениях	ЕБРР предоставит кредит в размере до 20 млн. евро на финансирование проектов энергосбережения в зданиях, занятых министерствами, администрацией и другими гос CTDYICTVD&MH	Республика Литва.
Кредит распределительны м компаниям, постривати зацио нкый	Молдова	Поднятая	28 ноября 2000	78 млы, долл	Кредит трем распределительным компаниям, принадлежащим стратегическому инвестору. Union Fenosa Intemacional of Spain (UFISA), расположенных а центральном и южном регионах Молдовы.	Кредит в 25 млн, долл, Указанным компаниям. IFC также, возможно, предоставит кредит в 25 млн, долл. '	S. A. ReteLc Electrice Mimicpiu Chi&in&u, S. A. Rttele Electrice de Distribute Centro, и Rctde Electrice de Distribute Sud, три распределительные компании, принадлежащие стратегическому инвестору LF1SA

Покупка акций распределительны х компаний	Молдова	Подпввш	4 апреля 2000	5 млн. долл	ЕБРР становится м и иорнтарным акционером вместе с Union Fenosa International of Spain (UFl$A) (стратегическим инвестором) в трех распре делительных компаниях, расположенных в Чнсннау и в центральном и южном регионах Молдовы.	ЕБРР приобретет у UFISA акция в трех распредел ытельных компаниях па сумму 5 млн. долл (18,6 % в каждой из компаний)	UFISA (Spain] - стопроцентное дочернее общество Union Ияігіса Fenasa S.A, йртсїимД частной к&ип&лнл Испании, В ре»рзд« ДОФ UESA приобрела 100 % АКЦИЙ А Трех МслдакхнХ рлепределктелышх КОМПАЮШ (BED Chisinau, RED Сепии ■ RED Sud). UFISA фига ЕБРР стать чнгорпАршы рзкавегтрен а этих тра нытняях.
Кредит на похулку топлива	Украина	Выполнен	1 октября 2000 ''	До ЮК гОдЭЖгЯ потребности генерирую ода всипаннів ПШМК	Кредит ЕБРР в 100 млн, долл, обеспечит оборотными средствами четыре украинские государствен н ые генерирующие компами и (закупка ттоплн ва на зимний период). Кредит ЕБРР (т.н. схема APEX, с участием посредника) будет предоставлен Украяне как посреднику, которая, в свею очередь, предоставит кредит генерирующим компаниям. Закупки топлива будут производиться в соответствии со стандартами прокыорнмекта ЕБРР.	Кредит в 100 мли. долл, сроком на 1 год с льготным периодом в б месяцев (погашение остального долга - раз в месяц, аннуитетом)	Правительство Украины, 4 государственные генерирующие компании (Дяипрчэзнер.тэ, Докбасэнерпэ, Захидэдерго, Цеитрэиерго) суммарной установленной мощностью 23120 МВт (55% установленной мощности на Украине)
Проект окончания строительства блока 2 ия Хмевьшшхой АЭС я блока 4 на АЭСд Phbms	Украина	Одобрен советом директоре а '	7 декабря 2000	1,48 млрд, долл	Завершение строительства двух «томных блоков па Хмельницкой н Рнвне АЭС на Украине	ЕБРР предоставят 213 ила. долл под суверенную гарантию. Рассматривается также значительная финансовая поддержка со стороны украл некой администрации, вместе с агентствами экспортного кредитования н Россией,	Заемщик - Энергоатрм (£А),государственная компания, учрежденная в октябре 1996. Осуществляет эксплутацшо ІЇ действующих АЭС (24,6 % установленной электрической мощности страны)
Модернизация н меры по обеспечению безопасности на блоке 2 на Хмельницкой АЭС н блоке 4 НА АЭС ■ РнпнО	Украина	Ожидает окончател ьное раесмотре нне	б июля 2004	ІІОмли, долл. '	Финансирование необходимых программ обеспечения безопасности и модернизации на блоке Ха 2 нв Хмельницкой АЭС н блоке №4 АЭС в Ривне (только процедуры, осуществляемые после пуски блоков, всего около 70 процедур). Оба блока - мощностью 1000 МВт, ожидается ек пуск В 2004 г,	Кредит под суверенную гарантию в размере 50 млн. долл (ЕБРР), ожидается параллельное финансирований со стороны Euratom agency (Европейская Комиссия)	Заемщик - Энергоатом (ЕА),государственная компания, учрежденная в октябре 1996. Осуществляет эксплутвцию 13 действующих АЭС (24,6 % установленной электрической МОЩНОСТИ страны)
Продленнс ресурса на Криворожской ТЭЦ.	Украина	Прошел окончат ел ьвое рвссмотре нис	Январь 1998	278 млн. долл	Продление ресурса трех энергоблоков в Кривом Роге с целью улучшения их эффективности и снижения вредных выбросов (300 МЗт), установка новых электрофильтров.	ЕБРР предоставляет долгосрочный кредит в 42,4 млн. долл Днипроэнерго, предоставляется возможность ЕБРР конвертировать кредит в акции после окончания приватизации.	Дни проэнерго - третий по размеру поставник электроэнергии на Украине, общая установленная мощность - 8400. Осуществляет эксплуатацию в основном угольных электростанций, расположенных в Кривом Роге (10x300 MW), Запорожье и Пряднепровв.
Львов	Украина	Прошел предварит ельный обзоо '	3 февраля 1998	45 мди, долл	Реконструкция систем теплоснабжения в городе Львове.	Кредит В 37 млн. долл под суверенную гарантию. Дополнительное финансирование будет предоставлено международными спонсорами.	Проект спонсируется Администрацией г. Львов. Заемщик Львов ТеплоЕОммунэнерго, государственная компаний, осуществляющая теплоснабжение г. Львов.
Проект модериизации электростанции в Старобешево	Украина	Подписав	3 декабря 1996	163,2 млн. долл	Поставка в установка вспомогательного оборудования для блока № 4 Сгаробешевской ТЭЦ в восточной Украине.	Кредит ЕБРР в 113.22 млн, долл. Еще 20.94 млн, долл будет профинансировано агентствами экспортного кредитования, Остаток в 29,04 млн, долл финансируется самим Донбасэнерго,	Заемщик - Донбасэнерго, одни ез четырех государственных генерирующих компаний, учреждено в 1995 г, установленная мощность * 3 170 МВт (15% суммарной установленной электрической мощности Украины)
Украинская экергосервнснэд компания	Украина	Одобрен советом директоро в ’	18 ноября 1997	34_f I мл и, экю	Учреждение первой ив Украине энергосервнснсй компании, UkrEsco будет государственной компанией, финансируемой за счет суверенного займа в 30 мла. долл. Создание компании предполагается е целью инвестиций в энергосбережение на малых и средник предприятиях и в государственном секторе.	БЕРР предоставит суверенный эайч в размере 30 мЛн. долл '	Заемщик - Украина,
UkrEsco II	Украина	Ожидается ОКОНЧАТСЯ БИОС раесмотре кие	22 июля 2004	20 млн. доля	Предоставление второго кредита ЕБРР компании UkrEsco, государственной энергосервисной компании, учрежденной при поддержке ЕБРР в 1998 г. Кредит даст возможность продолжать мероприятия но энергосбережению на У крайне.	Суверенный кредит а 20 млн, доли, который затем предоставляется государством компании UkrEsco.	Бенефициар - UkrEsco, государственная компания
Energy Alliance	Украина	Подл пеан	9 декабря 2003	13,34 млн. долл	Проектом предусматривается создание новой частной энергосеренездй компании нА Украине, называемой Energy Alliance [Энергоальянс). Мажоритарным акционером будет Western NIS Enterprise fund, а также Costomd Glass group и ТшЬо-Spcttr, местная инжиниринговая компания. Energy Alliance будет финансировать в разрабатывать проекты когенерации для промышленных предприятий на Украине. Кредит ЕБРР будет использован на закупку когенерационного оборудования.	Кредит а 10 млн. долл, в т.ч, 5 млн. долл синдицированы коммерческими банками.	Energy Alliance
Программа реконструкции системи теплоснабжения а г. Андояжаи.	Узбекиста и	ПвДПвсаа	б ноября 2001	27,5 млн. долл	ЕБРР готов предоставить кредит а 15 кон. Республике Узбекистан под реконструкцию системы теплоснабжения в Андижане. Проект предусматривает создание новой региональной теплоснабжающей компании для выполнения финансируемой Банком инвестиционной программы. Ожидается, что потребление топлива н воды снизится в 9 и в 3 раза соответственно. '	Суверенный кредит в 15 ылн. доля	Заеіцик - Республика Узбекистан, которая, в свою очередь, предоставит кредит ссадалноё региональной теплоснабжающей компании.

Таблица 2 (продолжение)

Проект реконструкции Сырдарышсхой ГРЭС	Уэбекиста в '	Подписан	гъ сентября 1997	48,2 или, долл	Реконструкция турбин и водозаборных сооружений на Сырдарьннской ГРЭС в Узбекистане.	Кредит а 28 млн. долл.	Министерство Энергетики я Электрификации
Модернизация системы ' теплоснабжения а г. Ташкент	Узбекксм в	Одобрен сове ПЭМ директоре в	15 июля 2003	40 нив, ДОЛЛ	ЕБРР предлагает предоставить кредиті ЗО млн. долл. г. Ташкенту для модернизации ташкентской системы теплоснабжения, Проект предусматривает реконструкцию н модернизацию части системы теплоснабжения г, Ташкент, вероятно потребуется учреждение новой теплоснабжающей компанией для реализации инвестиционной программы. В результате ожидается снижение потребления газа н воды на 12% и 1 Б% соответственно. ’ ’ ... •	Суверенный займ в размере 30 млн. долл	Заемщик - администрация г. Ташкент, которая, в свою очередь, предоставит соответствующий кредит созданной теплоснабжающей компании.
Проект модернизации сетей электропередач	Уэбекнста н	Ожидает одобрения советом	21 сентября 2004	148 млн, долл	Просят является частью совместной программы Asian Development Bank в ЕБРР по рвэыгтшо ' меженстемкых линий между Узбекистаном н Таджикистаном. Данный проект обеспечивает техническую поддержку со стороны Узбекистана: реконструкция подсталцнА £00 кВ, модернизацию систем диспетчер изоини, систем коммуникаций п телекоммуникаций, установка счетчиков алектроэиергнн на границе, '	Кредит в 49 млн. долл под гарантию Прав нгсльства У эбекистана, ожидается также финансирование со стороны Asian Development Bank	Проект будет осуществлять национальной сетевая компания Uzclectroset, кахедящаядя в собственности Uzbekenergo - государственной Вфгакольно актегрхрованцов компании Узбекистана, которой понниллежит 100% сектора элекгооэнепгетнкл стоакьт.
Проект строительства тепловой электростанции в г. Vlore	Албания	Ожидает Одобрения советом	8 июня 2004	91-ПОмдн евро	Строительство установки комбинированного цикла в й км. от г. vlore. Мощность- от 85МВт до 135МВт в зависимости от фнр мы н оборудования, выигравшей тендер,	Кредит ЕБРР составит до 40 млн. евро, будет нсполъзовач нВ финансирование контракта ЕРС. Прочие соиквесторы: Европейский инвестиционный банк (European Investment Bank (ВІВ)) * до 40 мли. евро. Всемирный іанК’ 20,? иля евро н Albanian Power Corporation (KESH) - 10,2 млн. евро	Albanian Power Corporation (KESH)- вергикапьно- ннтегтіярованная государственная энергокомпаиня.
Проект реконструкции распределительны х сетей	Албой ня	Одобрен советом директоре в	10 июля 2002	27,8 млн, евро. На весь проект PDTP-2O0 млн, евро	Кредит на финансирование проекта передачи к распределения электроэнергии (PTDP) с целью снижения потерь в сетях (полученное финансирование будет направлено на реконструкцию н модернизацию сетей и подстанций в городах Тирана, Ковяйа, Корка, Берат в Лушня. ' •	Кредит приблизительно в 24 млн. евро (предоставляемый двумя траншами) будет предоставлен н а 12 лет с льготным периодом в 3 года, '	КІЗД учреж»м®я ■ 1992, "ВфПгсальнМПпс/р'фонаии государственны цимгаї иі^ісіищидя wтенераіпю, жрьдзчу к рипредсленкезлесда энергия в Янинин KESH ндвдеет а кевлугпфует 1 OS4 МВт установленной иектрнческпЯ ыоидаегк, ЛЭП общей ' прттлжйшюстъю 2 41 & Ы It распрсделмтслькые сета в 4S S L2 КМ.
Программа реконструкции энергетического сектора	Албания	Подписан	16 ноября 1999	60 ылн евро	Модернизация двух ГЭС в передаточных в распределительных сетей в Албании. Проект направлен на снижение потерь, увеличение установленной мощности ГЭС на 30 МВт, повышение надежности ц качества электроэнергии, прекращение отключений электричества вегойне. ' •.•••• • • •	ЕБРР предоставит кредит KESH в 30 млн. евро	KESH, учрежден иол в 1992,- вертикально* интегрированная государственная компания, атиетотвенная ва генерацию, передачу н распределение элетзоэнеопщ в Албании,
Проект реконструкции Я установки систем SCADA/EMS	Босния и Герцеговн на	Signed £Ь50 million loan)/ Board Approvedf Ь20 million loan)	о! нибря 2000 (обсужкнм кредита ■ SO клн. ДОЛЛ) / Юсхпбрл 2001 (обеуждане кредита в20 НЛП, до»)	231 млн. долл	Установха снстеыы S СADA/EMS ни сетях электропередач в Боснии в Герцеговине. После предоставления этого кредита, обсуждается предоставление еще одного в размере Ъ20 million на экологические инвестиции на четырех ТЭЦ (а Туэле, Кахоныц Гакко, Углевдк).	ЕБРР предоставил 50 ылн 7, ж обсуждается прслостаапечне eng 20 чля. V форме суверенного займа. Дачный кредит iKuerci частью кнвссгашишиой предании ди иергетич&жого сектора Боснлц фныньскруемой 8«ы1фкыы Пактом. Европейским ннмсгмциойюш балкон и двух^тореннемн агектстваиц.	Кредит Судет напрямую предятаадеп Государству Едали нГфіктаннна» которое предостаннт ста через твои kj ypu трем энергспгчесиы • кампании: ElebroprivredaKrpuljtika Srpska (EPRSj, Ekktrcprivrala Hjvatskfi Zajiedilice Lfetceg-Boene (EPHZHB) к Elekuoprlvreda Beene і Hercegovina (ЕГБІН).
Срочная реконструкция энергосистемы	Босния и Герцегови на	Подписан	21 октября 1997	160 млн. долл '	Срочная реконструкция повреидеичых во время войны генерирующих, передающих и . распределительных мощностей в Боснии в Герцеговине, Цель проекта - аосстаноэнть Энергоснабжение на территориях, пострадавших в результате военных действий. Предоставленные средства будут использованы: компаниек ЕРВІН * для установки измерительного оборудована, трансформаторов, обсфудоьання распределительных сетей, компанией EPRS - мв установку измерительного оборудования, компанией ЕРМ • на оборудование для реконструкции сетей электропередач н ГЭС, '	ЕБРР предоставит кредит в 15*6 мл л долл, из которых 7,2 млн. будут предоставлены БРВІН, 4,8 мли-EPRS, З.бмдн-ЕРМ,	Заемщик - Государство Босния н Герцеговина. Кредитные средства затем будут переданы трем энергетическим компаниям: ЕРВІН, обслуживающей Боснию, EPKS, обслуживающей сербскую территорию, и ЕРМ, обслуживающей территорию, населенную хорватами.
Реконструкция системы теплоснабжения в Топлане, Сараево	Босния н Герцеговн нд	Прошел предварит еьное раесмотре ние	9 октября 2001	26 млн. евро	ЕБРР предлагает финансирование реконструкции системы теплоснабжения в Сараево. Проект также поможет округу во внедрении более эффективных схем предоставления услуг по теплоснабжению.	Кр«йг Toplane Sarajevo в размере до 12 млн. евро	Заемщик - TopLane Sarajevo, теплоснабжающая компания округа, обслукдодошдо яаседоняе Сараево. Гарантия по кредиту дает округ Сараево.
Меже истомная ЛЭП в Македонии	Македоин я	Подписал	29 июля 2003	50 млн. евро	Проект включает: (1) строительство ЛЭП 400 кБ нэ Stip, Македония в Chervena Mogila, Болгария протяженностью 150 км (80 км ЛЭП строится Болгарией) (2) реконструкцию подстанций в Дуброво (3) строительство новой подстанций в Slip. Проект позволит повысить стабильность энергосистемы, снизить потери, способствовать возникновению регионального пычка электооэнепгии. ' ' '	Кредит в размере да 41 млн евро под суверенную гарантию ' '	Заемщик-государственная энергокомпаиня — Elektrostopan&tvo па Makedonija (ESM),

Maritza cast 2 ТРР	Болгария	Ожидается окончател ьное рассмотре пне	22 июня 2004	30 млн, евро	Главная цель проекта - снизить выбросы вредных веществ» помочь стране соответствовать экологическим стандартам ЕС, Проект включает установку очистных сооружении и связанные с ними инвестиция в блоки ЭСв 5 и 6 ТЭЦ Maritza East 2 мощностью 1 450 МВт, работающей на буром угле.'	ЕБРР предоставит кредит в 35 млн. долл Maritza East 2, а ташке синдицированный кредит а 10 млн. евро. The Bank will syndicate approximately € 10 million to commercial banks.	Maritza East 2 (МЕ2) - ТЭЦ, установленной мощностью 1 450 МВт, работающая на буром угле, рас положенная на юго-востоке Болгарии. МЕ2 - ОАО, на 100% государственная собственность. Рейтинг МЕ2 по Standard & Poor's-ВВ. ’*
ТЭЦ Maritza East m	Болгария	Одобрен советом директоре В '	24 июля 2002	648 млн, евро	Предлагаемая реконструкция ТЭЦ Moritzs Eart Ш мощностью 840 МВт с целью повышения эффективности и продления ресурса, я также приведение в соотвествве с экологическими стандартами Всемирного Банка и ЕС.	ЕБРР ожидает предоставить 132,4 млн. евро совместно е коммерческими бвотвмл (которые предоставят в сумме 215 млн. евро), Еще 20 млн. евро ожидается получить из Block Sea Trade Development Bank. ' ' '	Maritza East III Power Company AD - совместна предприятие между Nacskmalna Elektridieska Kompania, государственная Транспортная и сбытовая компания Болгарии, оптовым покупаете?* электроэнергии и Entergy -эиергскомпанией США СП будет владеть я эксплуатировать ТЭЦ Maritza East DL ■
Проект йосстановительны х работ в энергетическом секторе	Болгария	Прошел окончател ьное рассмотре вне	Мацт 1998	263 млн евро	Финансируются приоритетные инвестиций национальной энергокомпанвв Болгарии - на приоритетные потребности ТЭЦ Maritsa East 3, на реконструкцию ЛЭП и распределительных сетей в Болгарин, на введение программ управления спросом, а также финансирование импорта угла для ТЭЦ в Varna Основная цель проекта-способствовать закрытию АЭС» разработать программы управлення опросы, улучшить экологические показатели ТЭЦ в способствовать, создан ню конкурентного рывка « стране.	Кредит в 75 или, долл, Финансируется совместно с Европейским инвестиционным банком к агентствами экспортвого кредитованая (по схеме ECLAT). ' ' '	Заемщик - нацкокольЕіа* энергокомлання Болгарии, NEK (находится в государственной собствен пости, учреждена в 1992, занимается генерацией, транспортом н распределигелением Электроэнергии)
Проект поддержки реструктуризации в модернизации систем электропередач.	Болгария	Подписав	Ноябрь 2001 ’	150 МДН. евро	Цель проекта - поддержки программ реструктуризации анергесектора Болгарии, способствовать подготовке страны к вступлению в Евросоюз, усилить систему передач электроэнергии, системы связи и т.д, обеспечить институциональную поддержку.	Кредит предоставляется компании NEK в размере 41,1 млн, евро под суверенную гарантию, финансируется совместно с Европейскии инвестиционным Банком (б€ млн. евро)	Заемщик - национальная анергокомпонкя Болгарии, NEK (находится а государственной собственности, учреждена в 1992, занимается генерацией, транспортом и распределителениеи электроэнергий)
Проект реконструкции линий алектролередач 11	Хорватия	Прошел окончател ьиое рассмотре ние	29 августа 2001	102 млн. евро	Кредит на реконструкцию подстанции 400/110 кВ в восточной Словении, разрушенную в период войны, и связанные с этим инвестиции в ЛЭП, Проект позволит восстановить надежность энергоснабжения в Словения, а также 9 прилегающих Боснии, Герцеговине и республике Югославия.	кредит в размере 40 млн. евро под суверенную гарантию, Финансируется совместно с ' Европейским инвестиционным балком в Европейским Союзом	Hrvatska Elektroprivreda (HEP) * вертикзльно- иитегрхроваилая энергокомлаияя Хорватии,
Электростанция в Будапеште	Венгрия	Ожидает окоычател ьиое рассы Отре ние	3 ноября 2003	нет данных	Модернизация энергоблока мощностью 36 МВт на ТЭЦ в Келенфолде мощностью 172 МВт. Данный проект является последним этапом программы развития стоимостью 364 млн. евро, Направленной на замену электростанций ва мазуте н а более продвинутые по экологическим Показателям газовые установки, , ’	ЕБРР приобретет акции на сумму 25 млн. евро, иэ которых (1)15-20 млн. евро будут направлены на финансирование увеличения генерирующих мощностей в (2) 5-Ю млн. евро - на рефинансирование существующих долгов	Заемщик - Budapest Power Plant (BERt)- венгерская энерго компания, приватизированная a 1996 г,, владеющая суммарными гунурнрующнми мощностями 9 размере 406 МВт; на 95.57% принадлежит EdF International; остальные акционеры - институциональные н частные инвесторы, а также администрация города Будапешт (имеет ’золотую акцию") '
Elektrostopanstvo	Македони и '	Прошел окончател ьное ра осмотре иве	б апреля ЗЭО4	до 45 млн, евро	Покупка акций в государственной вертикально-интегрированной энергокомланич Elcktrostopanrtvo (ESM) или компаниях, возникших из нее в результате реструктуризация. Проект вагтранлен на поддержку реформ а Энергетическом секторе.	Покупка у Республики Македония акций ив сумму 45 млн. евро э компании ESM или компаниях, возникших s результате ее разделения.	Участники: ESM, Electric Power Company of FYR Macedonia - государственная ввртккйльно-интегрированная камлання ' Республики Македония; Правительство республики Македония (представлено Министерством Финансов Н Министерством Экономики); Стратеги веские инвесторы - победители тендера на птютзгиэдцьпэ ESM '
Межсетевая ЛЭП в Македонии	Македони я	Подписан	29 июля 2003 ' '	50 млн. евро	Проект включает: (1) строительство ЛЭП 400 кВ из Stip, Македония aChervena Mogila, Болгария протяженностью 150 км (30 км ЛЭП строится Болгарией) (2) реконструкцию подстанций в Дуброво (3) строительство новой подстанции в Stip. Проект позволит повысить стабильность энергосистемы, снизить легерв, способствовать возникновению регионального рынка электроэнергии. ' ' ...	Кредит в размере 41 млн. евро под суверенную гарантию	Клиент - государственная энертокомлання Elektroslopanstvo па Makedonija (Е5М), на рынке болев 50 лет, занимается генерацией, передачей и распределением электроэнергия в республике Македония, владеет несколькими Угольными шахтами. '
Potnow П	Польша	Ожидает окончат ел ьного рассмотре ния	б июля 2004 '	570 млн, евро	Кредит оредосмйгрньает рефинансирование лераэнйча-зьноп) пресета, подписанного в апреле £001 >вкду (огсугсаня Оплат ло нему и был отменен і иае 2002. ЕБРР предветабит средства на строительстве нового энергоблока мощностью 464 МВт каияаяан ZE Patriot Adamow Konin 5-А (РАК), доплу&птруюїдей три электростанции на буром угле, Проект был осуществлен "под ключ" по контракту ЕРС, Данное финансирование яаляетея первым этапом инвестиционной программы РАК модернизации оборудования и улучшению зкологнчипагк характеристик, '	ЕБРР предоставит кредит в 74 млн. евро на 14 лет, кроме того финансирование будет предоставлено консорциумом коммерческих байков н международных финансовых институтов	Patnow И, проектная компания, учреждено как 100% дочернее общество группы РАК. РАК»одна из крупнейших генерирующих компаний Польши, владеет электростанциями общей мощностью 2 378 МВт, ' работающими на буром угле
Электростанция в Роїаціео	Польша	Ожидает окончател ънсго рассмотре НИЯ	7 сентября 2004	35 млн. евро	Покупка акций и компании Elektrownia іти. Tadeusza Kosciuszkj 5-А, принадлежащей - ксмлан ни Polaniec, гон грнрующей компании, владеющей угольным н электростанция ми на юге Польши, которая принадлежит, в свою очередь, компании Electrabel S.A,-подразделению Tractebel S.A., Бельгийской энергокоыпании	Покут яка акций ив сумму до 35 млн, евро в Polaniec. ' ' ' '	Elcktfownia im. Tfr4eu$za Кдзсіи&іі SA- электростанция на угле, эксплуатирует В энергоблоке» суммарной мощностью * 1800 МВт (225 МВт Мощностн - каждый блок), третья ло размеру угольная станция Польши. Находится » 3 км СТ города Polaniec на юго-востоке Польши. ' '

Электростанция в Rybnik	Польша	Прошел окончат ел ьиое ' рассмотре нив	14 ноября 2000	334,1 млн долл	Участие ЕБРР в качестве акционера в электростанции мощностью 1760 МВт, работающей на угле, расположенной в г Рыбнике, на юге Польши. Инвестиции будут направлены на приватизацию, реновацию, модернизацию станции в пополнение оборотных средств.	ЕБРР предполагает приобрести акции па сумму 1 ] 6 млн. в компании Rybnik Power Ventures (RPV) - холдинге, образованном компаниями NRG, Marubeni в ЕБРР. RPV затем осуществит покупку акций (до 61 ,5 %) в Электростанции в Rybnik /ОАО]	ЭдЕхтростакщи В Rybnik, * нвеютцкй иоиект наладится В Процессе приватизации, ощдаета -лидер, участпкт которого • жонсорияум, вивочанщкЗ МВД Energy, Inc. в Marubeni Europowet Ltd. NRG Enri^J Inc.- подразделение минання Northern States Power (США); Marubeni Eofoowtr - воцраэдоенне Marubeni Corporation (Япснні).
Национальная Сетевая Коыпания	Румыния	Подпнаы	23 ноября 2000 •	204,5 млн. долл	Предлагаемое финансирован не обеспечит создание национальной сетевой компании и развитие конкурентного рынка электроэнергии, Инвестиции будут направлень; на модерн нзапию существующих линий электропередач и систем святи.	Кредит ЕБРР ЕВ сумму 5 ] ,472 или. долл. Финансируется совместно с Европейским Инвестиционным Банком. EU Phare предоставляет ннвестицяопвьій грант. '	Национальная сетевая компания NPGCTranselectrica*- была учреждена в сентябре 2000, находится в государственной собственности. NPGC эксплуатирует 69 подстанций высокого напряжения в 8165 км ЛЭП. NPGC ответственна также за диспетчеризацию, планирование энергосистему выступает также ках независимый системный оператор. .
Проевт реконструкции системы теплоснабжензя г. Oradea	Румыния	Прошел окончат ел ьное рассмотре чиє	ІІ декабря 200]	15 млн. евро	Предполагаемые инвестиции будут направлены на реконструкцию системы теплоснабжения в г. Oradea, замену части тепловых тресс и модернизацию тепловых пунктов, реализацию программы установки теплосчетчиков.	ЕБРР предоставит кредит в 12 млн. евро.	Заемщик - муниципалитет Oradea и Apaterm, теплоснабжающая организация, даходящаяся в собственности муниципалитета.
Romanian Industrial Energy Efficiency Company (RCEEC)	Румыния	Одобрен советом директоре В '	3 декабря 2002	15 млн. евро '	R1EEC будет одной на первых энергосервненьтх компания Румынии, предоставляющей фнвйнснрованне на программы энергосбережение.	Кредит в 11 млн. евро	Romanian Industrial Energy Effie iency Company (RIEEC) - проектна* компания, принадлежащая Romanian American Enterprise Fond (RAEF) и румынской энергосервисной компании EnergyServ.
EPS Power Ц	Югославу а	Подписал	15 июля 2003	60 млн. еврс^ включая вклад EPS в 15 млн. евро	Модернизация оборудования, установленного на шахте Tamnava West (добыча бурого угля) я техническое обновление оборудования контроля за энергосистемой я систем связи.	Долгосрочный кредит в размере 50 илы. евро под суверенную гарантию будет шлраыкг ft) 35 млн, евро- карсжоиструыич штатДОбьмкбурого угл! (2) 15 млн. евро- ва респтруивиС свсгеМ сваЗИ В ЭКергоскСтещ, Финансирование пунив (2) кушлстыжте* совместно с Европейским Инвестиционным Байкой (23 иля. еяро), а гакав State Secretarial for Economic Affairs (SECO) (грант в 10 млн, евро). ' ' ' ' -	Заемщик - Elektroprivreda Srbije (ЕР5),вертвхалъно- иытегркрованндя энергокомаадвя Сербии, отвечающая за 95 % генерации электроэнергия в Югославии.'
Проект срочной реконструкции энергетического сектора	Югослав» я	Одобрен советом директоре в	23 октября 2001	100 млн. долл	Кредит комланнн Elektroprivreda Srbije на финансирование срочных восстановительных работ в модернизацию тепловых и гидроэлектростанций, а также на восстановление и модернизацию линий электропередач.	Кредит в 100 или Ъ будет направлен на финансирование приоритетных инвестиций в 2001-02 тт. Парагдіодьш буфт предоставлены гранты со стороны Европейского Агентства Реконструкции (EAR) н Всемирного Банка н& срочные ремонтные работы. '	Заемщик - EJekfroprivreda Srbije (EPS),вертикально- интегрированная энергокомпания Сербии, отвечающая за 95 % генерации электроэнергий в Югославия,
Проект сокращения потерь теплоэнергии	Румыния	Лолпжав	] 7 декабря 1996	74,33 млн, ДОЛЛ	Кредит позволит удовлетворить неотложные потребности в инвестициях на реконструкцию систем теплоснабжения в городах Buzau, Fagaras, Ottenita, Pascani и Ploiesti.	Кредит па 45 мдн. долл иа 15 лет, льготный период 5 лет ' ' '	Заемщик - РуМынва, бенефициарами будут региональные теплоснабжающие организации в городах Buzau, Fagaras, Qltenita, Pascani и Ploiesti.
Гарантии ва проект реструктуризации Slovensko ' Elektiime	Словакия	Подписан	j/б ноября 2001	165 МЛН, долл	ЕБРР предоставляет гарантии на проект реструктуризация Slovensko EJektrame, государственной Эиергокоыпанни Словакии. Параллельно предоставленный кредит позволит улроч нть финансовое положение SE, будет с пособствдаать дальнейше й реструктуризации энергетического сектора, а также дальнейшему получению кредитов без необходимости лпелоставления сувеоенных гаоактнй '	Гарантия на. 75 млн долл (на 7 лет) +■ кредит в 90 млн, долл на 5 лет хомпанви 5Е, под залог дебиторской задолженности.	Sicven$k£ Elektr&roe - национальная генерирующая компания Словакии (60 % генерации электроэнергии).
Кредит на реструктуризацию Slovensie Ekktrame П	Словакия	Ожидает утвержден ня советом директоре в	б апреля 2004	350 млн. евро еннднинров анного кредита	Предполагаемый кредит будет способствовать дальнейшему укреплению финансовой позиция Slovenske Ekktrame	Синдицированный кредит (необеспеченный) в 350 млн, евро, я т. ч, кредит в 30 или, евро на 7 лет (ЕБРР)	Slovenskd Elcktr&me * национальная генерирующая компания Словаки и (30 % генерации электроэнергии).
Zapadoslcvenska energetika (ZSE)	Словакия	Подлатал	18 марта 2003		Покупка акций в компания Z$E на сумму в 66 млн совместно с E ON Energie AG. Финансирование будет способствовать успешному прохождению процессов приватизации, снижению политическое риска,	Покупка акций на сумму до 66 млн,	Zapadoslovengka energetika (ZSE) - крупнейшая в Словакии распредедіггельвая компания, обслуживает около 965 С00 потребителей.

Источник: офиц, сайт ЕБРР, httpy/tvww.ebrd. com/couotry/indfix.h&n

Электроэнергетические проекты, финансируемые ЕБРР

Руководство по официально обеспеченным экспортным кредитам ОЭСР

("консенсус ОЭСР") (the Arrangement on Guidelines for Officially Supported Export Credits) (отдельные положения)

Глава 1. Общие вопросы

Ст. 1. Цель Соглашения

Соглашение действует для экспортных кредитов со сроками погашения в два года и больше, предоставленных для обеспечения экспорта товаров и услуг, а также финансового лизинга (имеющего результатом поставку оборудования).

Официальная поддержка кредитования может принимать формы прямых кредитов, рефинансирования, поддержку процентных ставок, гранты, страхование экспортных кредитов и предоставление гарантий. Соглашение устанавливает ограничения на условия предоставления экспортных кредитов, например, на минимальный объем предоплаты при оплате товаров, максимальные сроки погашения и минимальные процентные ставки.

Ст. 2 Статус

Соглашение, разработанное ОЭСР, вступило в действие в апреле 1978, действует в качестве «джентльменского соглашения» между участниками. Соглашение не входит в состав законодательства ОЭСР, но получает административную поддержку Секретариата ОЭСР.

Ст. 3. Участники

Участниками соглашения являются: Австралия, Канада, Австрия, Бельгия, Дания, Финляндия, Франция, Германия, Греция, Ирландия, Италия, Люксембург, Нидерланды, Португалия, Испания, Швеция, Великобритания, Япония, Корея, Новая Зеландия, Норвегия, Швейцария, США.

Глава 2, Финансовые условия предоставления экспортных кредитов

Ст. 9. Максимальная официальная поддержка экспортных кредитов

а) Необходима предоплата наличными покупаемых товаров и услуг минимум в размере-15% от суммы экспортного кшпракта до или в момент получения кредита,

c) Участники не предоставляют экспортные кредиты в размере более 85% от суммы контракта на поставку товаров и услуг.

Ст. 10. Классификация стран при определении максимального срока погашения кредита

а) Страны категории 1 — те страны, которые находятся в т.н, «graduation list», который составляет Всемирный Банк. Все остальные страны относятся к категории 2.

Ст. 11. Максимальный срок погашения кредита

Максимальный срок кредита меняется в зависимости от категории, к которой принадлежит страна, в которую поставляются товары (ст. 10).

a) Для стран категории 1 максимальный срок погашения кредита составляет 5 лет, возможно его продление до 8,5.

b) Для стран категории 2 максимальный срок погашения кредита составляет 10 лет.

Ст. 12. Специальные условия для финансирования электростанций, исключая АЭС

а) При финансировании электростанций максимальный срок погашения кредита составляет 12 лет. Под

финансированием электростанций понимается финансирование закупок всего необходимого оборудования, материалов и услуг. Такому финансированию не подаежат затраты, связанные с развитием инфраструктуры — дорог, ЛЭП, систем водоснабжения и т.д., а также затраты, связанные с официальными процедурами в стране получателя кредита (получение лицензий и т.д.)

Ст. 13. Выплата основной суммы долга

a) Основная сумма долга по экспортному кредиту должна выплачиваться равными частями с промежутками не меньше чем каждые б месяцев, первая выплата по кредиту должна осуществляться не позже шести месяцев от начала кредитного договора.

b) Участники, предоставляющие экспортные кредиты на других условиях, должны соблюдать следующие положения: ни один платеж или серия выплат основной суммы долга, осуществляемых в течение шести месяцев, не должна превышать 25% от суммы кредита.

Ст. 14. Выплата процентов

a) Обычно в течение периода погашения кредита проценты не капитализируются.

b) Проценты по кредиту не выплачиваются чаще, чем каждые 6 месяцев, первая уплата процентов по кредиту осуществляется не позже, чем через шесть месяцев от начала действия кредитного договора.

d) Процентная ставка не включает в себя премии за предоставление гарантий по кредиту поставщику, премии могут взиматься как отдельная плата, добавляясь к уже назначенной процентной ставке.

Ст. 18. Минимальные процентные ставки

Участники Соглашения, предоставляющие официальную финансовую поддержку посредством прямого кредитования, рефинансирования, должны устанавливать процентную ставку на уровне не ниже Справочной ставки коммерческого процента (Commercial Interest Reference Rates (CIRRs)), CIRR - процентная ставка, выведенная исходя из следующих принципов:

- CIRR должна представлять собой процентные ставки по коммерческим кредитам в стране, где находится компания-получатель кредита в той валюте, для которой она рассчитывается.

- CIRR должна быть сравнима с процентными ставками, по которым предоставляются кредиты для первоклассных отечественных з аем щи ков

Ст. 19. Вычисление CIRR ■

a) Каждый Участник Соглашения может выбрать одну из двух систем установления базовых ставок:

- Для кредитов с периодами погашения пять лет и более - доходность по государственным трехлетним облигациям;

Для кредитов с периодами погашения от 5 до 8,5 лет - доходность по государственным пятилетним облигациям; -

Для кредитов с периодами погашения более 8,5 лет - доходность по государственным семилетним облигациям;

- Либо доходность по государственным пятилетним облигациям для кредитов с любыми сроками погашения,

b) В соответствии с принципами, обозначенными в ст. 15, при расчете CIRR необходимо к базовым ставкам, рассчитанным для конкретной валюты, прибавлять фиксированную маржу в 100 базисных пунктов (1%),

Ст. 20. Минимальные надбавки в процентных ставках

a) Участники Соглашения, предоставляющие официальное обеспечение посредством прямого кредитования или предоставления гарантий по экспортным кредитам, должны взимать страховую премию не ниже минимального уровня (minimum premium benchmarks, МРВ), установленного исходя из кредитного риска страны-заемщика (суверенного риска), независимо от того, является ли покуцатель/заемщик частной или государственной организацией.

b) Суверенный риск определяется способностью Министерства Финансов или Центрального Банка страны отвечать по своим обязательствам.

c) Кредитный риск страны-заемщика определяется тем, в состоянии ли страны обслуживать свой внешний долг. Пять основных элементов кредитного риска страны представляют собой:

- облщй мораторий на выплаты по долгам, наложенный правительством страны

по ку пателя/з аемщика/полу чателя гар антий.

- Политические события или экономические события, имеющие место вне данной страны или

законодательные/административные меры, принятые вне данной страны, которые повлекут за собой невыплаты или отсрочку выплат по долгам.

- Риск неконвертируемости валюты или изменения валютных курсов

- Любые другие меры или решен ия, принимаемые правительством страны, которые могут повлечь за собой невыплаты по долгам

- Случаи форс-мажора в стране, т.е. война (включая гражданскую войну), экспроприация, циклоны, наводнения, землетрясения и т.д.

d) Минимальные надбавки в процентных ставках должны устанавливаться в соответствии с принципами, прописанными в ст. 21 и 23,

e) Участники Соглашения могут устанавливать процентные ставки выше минимальных, установленных данным Соглашением.

Ст. 21. Методология определения суверенных рисков^[14]

a) Величина надбавки к процентной ставке должны зависеть от риска страны-заемщика.

b) Для определения, таких рисков используется Модель Количественного Измерения Суверенных Рисков (Quantitative Country Risk Model). На основе полученных оценок страны распределяются на семь категорий риска.

c) Далее осуществляется поправка количественных значений, получешіьіх в Модели, на (полученный в качественном выражении) уровень политических рисков и других факторов риска, не учтенных в Модели. Если необходимо, такой пересмотр ведет к переводу страны из одной из семи категорий риска в другую.

Ст. 22. Уровень минимальных надбавок в процентных ставках

а) Уровни установленных надбавок должны согласовываться между собой.

- Минимальные надбавки устанавливаются для каждой из семи категорий риска

g) Минимальные надбавки устанавливаются в процентах от основной суммы долга.

Таблица З

Критерии отнесения к проектам, финансируемым Энергетическим

	Углеродным Фондом
Критерий	Соответствие критерию
Т ехно логические особенности проектов	К финансированию допускаются следующие типы проектов: • повышение эффективности производства тепла и электроэнергии с внедрением современного оборудования; • возобновляемые источники энергии (кроме ГЭС мощностью более 200 МВт);. • перевод станций на более чистое топливо (т.е. с угля на газ или с мазута на газ), использование биотоплива, попутного газа и т. и.; • совершенствование систем теплоснабжения и комбинированной выработки тепла и электроэнергии; • локальное совершенствование технологий: и мероприятия по энергосбережению.
Тип проектов.	Проект может заключаться как в реконструкции, техническом перевооружении действующих предприятий, так и в строительстве нового объекта с замещением выработки тепла и электроэнергии на низкоэффективном оборудовании на других объектах.
Масштабность проектов.	К рассмотрению принимаются следующие проекты: • электрическая мощность (проекта или ряда мероприятий суммарно) - не менее 1 МВт; • экономия топлива при реализации проекта — не менее 10 тыс. туг в год. Малые однотипные проекты, реализуемые в одном регионе, могут быть объединены в один проект с утверждением программы реализации (например, несколько малых ГЭС, частотно-регулируемый привод, турбины малой мощности взамен редукционно-охладительных⁷ установок и т.п.).
Срок реализации проекта.	Срок ввода в действие объекта по проекту - не позднее 1-го полугодия 2008 г.

191

Таблица 4

Список отобранных 27 инвестиционных углеродных проектов Энергетического углеродного фонда

№ п/п	Инициатор проекта	Наименование проекта	?окра щей не выбросов СО2, млн. г/год	Объем инвестиций, млн. $/ мли. Евро	Потенциальный инвестор Работа ЭУФ по проекту
Повышение энергоэффективности основного оборудования ТЭС
1	Улан-Удэнская ТЭЦ-1 АО Бурятэнерго"	Реконструкция ТЭЦ-1 и совершенствование системы централизованного теплоснабжения г. Улан-Удэ	0,196	35 млн. Евро	Совместный проект ЕБРР, ЭУФ Проект представлялся на тендер ERUPT 3
2	Уфимская ТЭЦ-3 АО "Башкирэнерго"	Реконструкция ТЭЦ с установкой ГТУ НК-37-1 мощностью 32 МВт	0,18	12,235	Проект представлялся для участия в процедуре отбора ПСО, объявленного Энергетическим Агентством Швеции
3	Верхневолжский каскад ГЭС	Реконструкция гидроагрегатов Рыбинской и Угличской ГЭС Верхне-Волжского каскада ГЭС с наращиванием мощностей на 30 МВт (Планируется заменить три энергоблока, каждый мощностью 55 МВт, натри блока по 65 МВт (один на ГЭС в Угличе и два на ГЭС в Рыбинске))	0,05	37,8	Проект рекомендован для реализации департаментом ТП и Р РАО “ЕЭС России" Образцовая технология При хорошем финансировании по 1 агрегату в год Проект программы РАО "ЕЭС России" "5000 МВТ"
4	Томская ТЭЦ-3 АО "Томскэнерго"	Строительство ПГУ-450 с вводом в 2005 г.	2,117	200	Подготовлена специализированная проектно-техническая документация
5	Невинномысская ГРЭС РАО 'ЕЭС России"	Реконструкция осуществляется в 2 этапа; 1. Демонтаж устаревшей паротурбинной установки мощностью 60 МВт и сооружение вместо нее современной аналогичной установки мощностью S0 МВт. 2, Демонтаж 4-х котлов паропроизводительностью 220 т/ч и даух турбин номинальной мощностью по 25 МВт и сооружение парогазовой установки мощностью 170 МВт	. 0,28	76,5 млн. Евро	1. ТП и Р не рекомендует демонтировать устаревшую турбину. 2, Пока идея по созданию 111 У с этой турбиной не проработана. Проект не прошел первую фазу тендера ERUPT 3 (причины - сложная схема финансирования и близость к Кавказскому региону)
6	Невинномысская ГРЭС РАО "ЕЭС России" Калининградская ТЭЦ-2 АО "Янтэрьэнерго"	Строительство новой электростанции установленной мощностью 900 МВт, использующей технологию комбинированного цикла со строительством газопровода	1,0	532	Проект программы РАО "ЕЭС России" "5000 МВТ"
7	АО "Нов города нерго'	Строительство тепломагистрали от Новгородской ТЭЦ до Левобережной котельной протяженностью 11,5 км для централизованного теплоснабжения потребителей Левобережного района Новгорода и в перспективе Северного промышленного района.	0,061	11,51	По проекту подготовлен бизнес-план с учетом ’углеродной" составляющей. В настоящий момент идут поиски дополнительных источников финансирования
8	ОАО "ПГУ Щекино"	Установка 2-х ПГУ-400 взамен отработавших ресурс 3-х паротурбинных установок типа К-110 общей мощностью - 330 МВт	0,9	490,9	Проект программы РАО "ЕЭС России" "5000 МВТ" Готовится специализированная проектно-техническая документация
9	Краснодарская ТЭЦ Кубаньэнерго	Реконструкция и техническое перевооружение ТЭЦ путем демонтажа газовой турбины ГТ-100-130 и теплофикационной неблочной части мощностью 359 МВт, с заме ной их одной ПГУ-4 5 0, а так же реконструкция блока К-150-130 путем перевода его в теплофикационный режим работы	0,729	178,842	Проект программы РАО "ЕЭС России" "5000 МВТ" Подписан меморандум мезвду губернатором Краснодарского края Ткачевым и компанией RWE Проект первоочередной для ТП и Р
10	Северо-Западная ТЭЦ	Строительство 2-ГО блока ПГУ 450 МВт	0,965	200	Проект программы РАО "ЕЭС России" "5000 МВТ" Первоочередной ст.з. ДИП......................
11	Владимирская ТЭЦ АО "Владимир-энерго"	Реконструкция 1-ой очереди Владимирской ТЭЦ предполагает замену 4-х котлов БКЗ-210-140 Ф № 1 -4, работающих на угле, на два паровых котла типа ТГМЕ-437 на газомазугиом топливе и двух паровых турбин типа ПТ-54,5-120/16 на две турбины типа Т-120-12,8 без реконструкции главного корпуса. Реконструкция производится в два этапа - два котла и турбина	0,621	41,42	В настоящий момент идут поиски дополнительных источников финансирования

192

Лїп/л	Инициатор проекта	Наименование проекта . . ..	Сокращение выбросав 202, млн. г/год	Объем инвестиций, млн. S/ млн. Евро	Потенциальный инвестор Работа ЭУФ по проекту
12	Улан-Удэнская ТЭЦ-2 АО "Бурятэнерго"	Развитие ТЭЦ-2 с установкой двух турбин Р-18,6 и совершенствование системы теплоснабжения города Улан-Удэ	0,087	9,0	В настоящий момент идут поиски дополнительных источников финансирования
13	Псковская ГРЭС	Установка 3-го блока мощностью 215 МВт, работающего на газе	-	32,5	Проект программы РАО "ЕЭС России" "5000 МВТ"
14	Ивановская ГРЭС	Строительство электростанции мощностью 650 МВт на площадке Ивановской ГРЭС путем установки 2-х ПГУ-325	1,18	276,01	Проект программы РАО "ЕЭС России" “5000 МВТ”
15	Тверская ТЭЦ-1, ТЭЦ-4 и Вышневолоцкая ТЭЦ АО "Тверьэнерго"	Внедрение энергосберегающих комплексов с паровыми противодавленческими турбинами малой и средней мощности на трех ТЭЦ ОАО *Тверьэнерго"	0,05	2,136	В настоящий момент идут поиски дополнительных источников финансирования
16	ДЭС в пос. Депутатский ОАО "Якутскэнерго"	Строительство новой ДЭС в пос. Депутатский взамен существующей	0,0156	4,0	В настоящий момент идут поиски дополнительных источников финансирования
Перевод ТЭС на экологически более благоприятное топливо
17	Амурская ТЭЦ-1 АО "Хабаровек-энерго"	Реконструкция Амурской ТЭЦ-1 с переводом котлов № 9 и 10 на сжигание газообразного топлива	0,430	9,0 млн. Евро	Проект прошел 1-ую фазу отбора ERUPT 3, бьгла подготовлена и направлена организаторам тендера вся документация для 2-ой фазы, проект прошел экспертизу западногерманской независимой компании, но был отклонен из-за отсутствия Письма одобрения. В настоящее время проект представлен на первую фазу тендера ERUPT4
18	Киришская ГРЭС РАО "ЕЭС России"	Перевод 2-х мазутных котлоагрегатов ТЭЦ станции на сжигание газового топлива с сохранением возможности использования мазута в качестве резервного топлива	0,130	3,76 млн. Евро	Данный проект представлен на первую фазу ERUPT 4
19	Омская ТЭЦ-4 ОАО "Ом с кэнерго"	Перевод котлов Б КЗ-420 ст, 8,9 Омской ТЭЦ-4 на природный газ	0,510	4,28 млн. Евро	Данный проект представлен на первую фазу ERUPT 4
20	ГТУ-ТЭЦ в г. Химки ОАО ’Мосэнерго"	Проектом предусматривается строительство новой ГТУ-ТЭЦ электрической мощностью 140,3 МВт и тепловой мощностью 386,8 Гкал/ч с одновременным закрытием 4-х устаревших неэффективных котельных общей мощностью 238,86 Гкал/ч.	0,128	99,85	Работа по проекту не ведется, необходимо включить затраты на реализацию проекта в тариф не энергию Вопросом занимается РЭК Московской области
Внедрение нетрадиционных возобновляемых источников энергии
21	Правдинская ГЭС-3 АО "Янтарьэнерго"	Монтаж н пуск в эксплуатацию гидроагрегата №2 и 3 мощностью 3,15 МВт каждый	0,017	^: 4,5	Данный проект представлялся крупной инвестиционной организации Финляндии
22	Малая ГЭС в пос. Веселый АО "Ростовэнерго"	Строительство ГЭС мощностью 3,64 МВт	0,015	3,6	По данному проекту разработано предТЭО
23	Малая ГЭС нар, Алла АО "Бурятэнерго"	Строительство малой ГЭС мощностью 6,9 МВт	0,0184	6,9	В настоящий момент идут поиски дополнительных источников финансирования
24	В ерхне-Мутновская ГеоЭС АО " Геогерм’	Создание ГеоЭС с комбинированным циклом (4-ый блок наВерхне-Мутновской ГеоЭС 6,5 МВт (эл.))	0,03	10,78	Данный проект представлялся для участия в процедуре отбора ПСО, объявленного Энергетическим Агентством Швеции
25	Мугновская ГеоЭС (11 очередь) АО "Геогерм"	Ввод II очереди, состоящей из двух блоков общей мощностью 100 МВт Строительство - 4-6 лет, срок окупаемости - 7-9 лет, стоимость зл/эн - 0,05-0,06 $, выработка эл/эн - 620 ГВтч	0,58	260	Проведено исследование по базовой линии
26	В строп ар к у г. Балтийска АО "Янтарьэнерго”	Строительство вегропарка мощностью 50 МВт	0,08	48,67	Данный проект представлялся крупной инвестиционной организации Финляндии
Локальные уамёршенсмбова/шя и применение энергосберегающих технологий '
27	ТЭЦ-23 АО "Мосэнерго"	Установка турбодетандер но го комплекса ТГУ-11 электрической мощностью 11,5 МВт	0,0389	3,85	Работа по проекту не ведется _h проект пока не входит в первоочередные планы

Приложение З

Краткое описание разработанной надстройки для реализации метода Монте-Карло и наиболее распространенные законы распределения

Краткое описание разработанной надстройки, реализующей метод Монте-Карло в отраслевом программном комплексе ENERGY-INVEST⁵

Программа реализации имитационных экспериментов и анализа результатов имитационного моделирования написана на VBA (Visual Basic for Applications), и является частью программного комплекса Energy Invest, работающего в среде электронных таблиц типа Microsoft Excel.

Программа позволяет моделировать случайные величины по пяти наиболее распространенным законам распределения:

Риски по Монте-Карло , Файл Правка Вид Вставка Формат Сервис Д • нормальное,

• равномерное,

• распределения Пуассона,

• распределения Бернулли,

• биномиальное.

Для генерации случайных величин использовались

встроенные генераторы

случайных чисел Microsoft Excel (файл atpvbaen.xla).

Чтобы задать один из видов распределений для риск - переменной, включенной в финансовую модель, необходимо поставить на нее курсор и выбрать соответствующий пункт меню. Пользователь может также удалить заданное ранее распределение или все распределения.

5© ! ?

і
2
3
4
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111

Нормальное распределение

Расход эл/знергии на соб-ные нужды, млрдт Объем реализации электроэнергии, млрд.кВ \ч Тариф на электроэнергию, руб./кВт.ч__

Выручка от реализащы электроэнергии,

Равномерное распределение Распределение Пуассона Распределение Бернулли Биномиальное распределение Удалить заданное распределение Удалить все распределения Параметры симуляции НАЧАТЬ СИМУЛЯЦИЮ


В .	С \| D \| Е
	2006 Г 2007
	строи- ^гэксплуа-
О .... UlJ	тельств ? [ тация ENERGY - INVEST
6500	і 6500 0,00 0,72

0,54

млн.руб.

0,00

0,65

0,54

352,90

Программа проиіводсіва и реализации іеплоэнергии

Установленная тепловая мощность блока, Г кал/ч Суммарная в водимая тепловая мощность, кал/ч

График ввода блоков_________________________

Число часов использ-ния тепловой мощност

2800

Рис. 1. Основное меню надстройки

При задании распределения появляется диалоговое окно «Задайте параметры распределения» (рис 2)

Требуется задать следующие параметры для каждого из законов распределения:

- для нормального распределения: среднее значение и стандартное отклонение

- для равномерного распределения - минимальное и максимальное значения случайных величин

и т.д. в зависимости от параметров, характеризующих каждый из видов распределения (см. табл. 1 ниже).

180

___ 1_

2800

Рис 2. Диалоговое окно задания параметров распределения «входных» риск-переменных

Рис. 3. Диалоговое окно задания параметров симуляции

После задания законов распределения риск -переменных, пользователь выбирает пункт меню «Параметры симуляции» (рис. 1). Открывается диалоговое окно «Укажите количество симуляций» (рис. 3).

Для начала проведения серии имитационных экспериментов необходимо выбрать в меню пункт «Начать симуляцию» (рис. 1).

⁵ Программный комплекс «ENERGY INVEST» создан ООО «НЦПИ», разработанная программа Монте-Карло симуляций является надстройкой к данному комплексу.

Результаты проведения серии имитационных экспериментов выводятся на отдельном листе Excel. В качестве результирующих показателей эффективности проекта рассматриваются показатели NPV (чистый дисконтированный доход) и IRR (внутренняя норма доходности). Для этих показателей выводится описательная статистика полученной в результате проведения серии имитационных экспериментов выборки (рис 4) и гистограмма показателей, характеризующая распределение вероятностей возможных экономических результатов (рис. 5). Для вывода результатов производится программное обращение к встроенным функциям Excel пакета «Анализ данных» (блоки «Описательная статистика» и «Гистограмма»).

Описательная статистика по NPV		Описательная статистика по IRJR
Значеная пагаватляец		Значеная показателей
Среднее	881,6791084	Среднее	31,8428833
Стандартная ошибка	23,43038276	Стандартная ошибка	0,553128668
Медиана	860,1692847	Медиана	31,26165278
Мода	#Н/Д	Мода	*Н'Д
Стандартное ОТКПОНЄНИЄ	234,3038276	Стандартное отклонение	5,531286677
Дисперсия выборки	54898,28364	Дисперсия выборки	30,5951323
Эксцесс	-0,231392075	Эксцесс	0,269413167
Асимметричность	0,329138666	Асимметричность	0,633409634
Интервал	1143,769694	Интервал	26,77279661
Минимум	337,2419739	Минимум	20,51409116
Максимум	1481,011668	Максимум	47,28688777
Сумма	88167,91084	Сумма 3184,28833
Счет	100	Счет	100

Рис. 4. Формат представления результатов моделирования для результирующих показателей NPV и IRR

Результаты симуляции по методу Монте-Карло для NPV

Оусзг- — чэохтг- — l, то вернуться на шаг I, сгенерировать новую пару переменных щ и н₂.

Шаг3.Вычисляется У = (--------------- у²

X!=V,Y w X₂=V₂Y

ГдеХі иХ₂ — две независимых случайных величин, распределенных нормально со средним = 0 и стандартным отклонением = 1

Далее они преобразуется в нормальные величины, распределенные с известными значениями средней и стандартного отклонения путем умножения X на стандартное отклонение и добавление средней.

Приложение 4

Результаты анализа рисков для инвестиционных проектов реконструкции и нового строительства генерирующих мощностей ОАО «Мосэнерго»

Таблица 1

Проект

Гистограмма NPV

Гистограмма IRR

Описательная статистика

1.Т-

110

(ТЭЦ-

20)

В детерминированном варианте NPV = 688.25

В детерминированном варианте IRR = 27.68

NPV IRR

2. Т-

110

(ТЭЦ-

21)

В детерминированном варианте NPV = 648.16

Результаты симуляции по методу Монте-Карло для NPV

3. Т-110 В детерминированном варианте NPV = 938.03

ТЭЦ-23 — Результаты симуляции по методу Монте-Карло для NPV

В детерминированном варианте IRR = 26.9

Результаты симуляции по методу Монте-Карло для IRR

В детерминированном варианте IRR =32.49

Результаты симуляции по методу Монте-Карло для IRR

Среднее	509,29	21,87
Стандартная ошибка	12,84	0,21
Медиана	504,34	21,27
Мода	#н/д	#н/д
Стандартное отклонение	406,09	6,62
Дисперсия выборки	164907,41	43,82
Эксцесс	-0,32	0,02
Асимметричность	0,08	0,45
Интервал	2307,41	37,47
Минимум	-631,50	6,14
Максимум	1675,91	43,61
Сумма	509290,37	21870,22
Счет	1000,00	1000,00
	NPV	IRR
Среднее	512,77	21,92
Стандартная ошибка	12,74	0,21
Медиана	512,44	21,26
Мода	#н/д	#Н/Д
Стандартное отклонение	402,79	6,58
Дисперсия выборки	162240,75	43,24
Эксцесс	-0,30	0,05
Асимметричность	0,09	0,46
Интервал	2294,40	37,22
Минимум	-607,61	6,44
Максимум	1686,79	43,66
Сумма	512768,06	21922,38
Счет	1000,00	1000,00
	NPV	1RR
Среднее	404,80	20,32
Стандартная ошибка	12,96	0,21
Медиана	397,73	19,78
Мода	#н/д	#н/д
Стандартное отклонение	409,86	6,57
Дисперсия выборки	167986,72	43,13
Эксцесс	-0,33	0,01
Асимметричность	0,08	0,43
Интервал	2333,36	37,56
Минимум	-756,89	4,35
Максимум	1576,47	41,91
Сумма	404798,93	20322,38
Счет	1000,00	1000,00

Проект

Гистограмма NPV

Гистограмма IRR

Описательная статистика

4. ТЭЦ- 23 Т- 110

NPV IRR

5. ТЭЦ- 22, Т- 265

В детерминированном варианте NPV = 2006.94

6. ТЭЦ- 22, Т-265

В детерминированном варианте NPV = 2006.94

В детерминированном варианте IRR =32.49

В детерминированном варианте IRR = 36.36

Среднее	404,80	20,32
Стандартная ошибка	12,96	0,21
Медиана	397,73	19,78
Мода	#н/д	#н/д
Стандартное отклонение	409,86	6,57
Дисперсия выборки	167986,72	43,13
Эксцесс	-0,33	0,01
Асимметричность	0,08	0,43
Интервал	2333,36	37,56
Минимум	-756,89	4,35
Максимум	1576,47	41,91
Сумма	404798,93	20322,38
Счет	1000,00	1000,00
	NPV	IRR
Среднее	831,50	20,72
Стандартная ошибка	31,37	0,26
Медиана	813,59	19,56
Мода	#н/д	#н/д
Стандартное отклонение	991,97	8,16
Дисперсия выборки	984005,75	66,51
Эксцесс	-0,30	0,41
Асимметричность	0,05	0,70
Интервал	5623,50	46,81
Минимум	-1986,85	2,96
Максимум	3636,66	49,77
Сумма	831495,64	20723,92
Счет	1000,00	1000,00
	NPV	IRR
Среднее	831,50	20,72
Стандартная ошибка	31,37	0,26
Медиана	813,59	19,56
Мода	#н/д	#н/д
Стандартное отклонение	991,97	8,16
Дисперсия выборки	984005,75	66,51
Эксцесс	-0,30	0,41
Асимметричность	0,05	0,70
Интервал	5623,50	46,81
Минимум	-1986,85	2,96
Максимум	3636,66	49,77
Сумма	831495,64	20723,92
Счет	1000,00	1000,00

Проект

7. ТЭЦ- 25, ПТ- 80

8. ТЭЦ- 25, ПТ- 80

9. ТЭЦ- 25,

КВГМ-

180

Гистограмма NPV

Гистограмма IRR

Описательная статистика

В детерминированном варианте NPV = 376.77

В детерминированном варианте IRR = 21.22%

NPV

IRR

	......................................................... Г.........................................................................................................................................
		[I
		JH
30 20 10			ft
		I	1
				1
	- цЯі і			IL
	пЯЛІІ I I			. him .n
шшцгпцппппшпннр

В детерминированном варианте NPV = 376.77

В детерминированном варианте NPV = -179.92

В детерминированном варианте IRR = 21.22%

В детерминированном варианте IRR =8.07%

Среднее	402,01	20,44
Стандартная ошибка	10,47	0,17
Медиана	390,55	20,15
Мода	#н/д	#н/д
Стандартное отклонение	331,02	5,42
Дисперсия выборки	109575,93	29,41
Эксцесс	-0,36	-0,20
Асимметричность	0,10	0,27
Интервал	1863,74	30,86
Минимум	-509,61	6,76
Максимум	1354,12	37,61
Сумма	402006,42	20438,43
Счет	1000,00	1000,00
	NPV	IRR
Среднее	402,01	20,44
Стандартная ошибка	10,47	0,17
Медиана	390,55	20,15
Мода	#Н/Д	#н/д
Стандартное отклонение	331,02	5,42
Дисперсия выборки	109575,93	29,41
Эксцесс	-0,36	-0,20
Асимметричность	0,10	0,27
Интервал	1863,74	30,86
Минимум	-509,61	6,76
Максимум	1354,12	37,61
Сумма	402006,42	20438,43
Счет	1000,00	1000,00
	NPV	IRR
Среднее	-240,09	6,08
Стандартная ошибка	3,36	0,09
Медиана	-243,01	5,85
Мода	#н/д	#н/д
Стандартное отклонение	106,20	2,89
Дисперсия выборки	11278,60	8,36
Эксцесс	-0,60	-0,04
Асимметричность	0,03	0,42
Интервал	565,53	17,26
Минимум	-513,33	-0,94
Максимум	52,21	16,32
Сумма	-240089,27	6077,97
Счет	1000,00	1000,00

Проект Гистограмма NPV____________

10. В детерминированном варианте

NPV = 25,12

Гистограмма IRR____________________

В детерминированном варианте IRR = 19,08

Описательная статистика

NPV 1RR

ДГА,

ТЭЦ-25

11.

ДГА,

ТЭЦ-27

Результаты симуляции по методу Монте-Карло для I

н 5 S 5 г г! I ? ? s г s j з 5 з I § 5 J S S г I = ї і 5! •’

13.

ТЭЦ- 21, T- 265

В детерминированном варианте NPV = -1210.86

В детерминированном варианте NPV = -3303.63

Результаты симуляции по методу Монте-Карло для NPV

В детерминированном варианте IRR = 9.28

Результаты симуляции по методу Монте-Карло для 1RR

В детерминированном варианте IRR = 9.04%

Результаты симуляции по методу Монте-Карло для IRR

Среднее	24,35	19,40
Стандартная ошибка	0,97	0,21
Медиана	23,09	18,63
Мода	#н/д	#н/д
Стандартное отклонение	30,61	6,77
Дисперсия выборки	936,83	45,79
Эксцесс	-0,42	-0,01
Асимметричность	0,23	0,54
Интервал	159,40	36,57
Минимум	-51,58	4,73
Максимум	107,82	41,30
Сумма	24351,55	19395,18
Счет	1000	1000
	NPV	IRR
Среднее	-983,80	10,40
Стандартная ошибка	32,21	0,12
Медиана	-984,11	10,15
Мода	#Н/Д	#н/д
Стандартное отклонение	1018,57	3,83
Дисперсия выборки	1037478,74	14,64
Эксцесс	-0,35	-0,08
Асимметричность	0,01	0,28
Интервал	5675,18	21,98
Минимум	-3917,39	0,26
Максимум	1757,78	22,24
Сумма	-983795,87	10404,49
Счет	1000,00	1000,00
	NPV	IRR
Среднее	-3158,53	9,54
Стандартная ошибка	69,15	0,09
Медиана	-3103,85	9,41
Мода	#н/д	#н/д
Стандартное отклонение	2186,58	2,94
Дисперсия выборки	4781118,49	8,65
Эксцесс	-0,53	-0,25
Асимметричность	-0,04	0,20
Интервал	11714,56	16,56
Минимум	-9221,25	1,61
Максимум	2493,31	18,17
Сумма	-3158527,60	9540,21
Счет	1000,00	1000,00

Проект

Гистограмма NPV

Гистограмма 1RR

Описательная статистика

15.

ПГУ-

450

В детерминированном варианте NPV = -3303.63

В детерминированном варианте IRR = 9.04%

NPV

IRR

16.

ПГУ-

170

17. Т-265

і -МШ J





ZIl
L-zJ

В детерминированном варианте NPV = 661.17

В детерминированном варианте NPV = -789.06

В детерминированном варианте IRR= 16.27%

В детерминированном варианте IRR = 10.98

Среднее	-3158,53	9,54
Стандартная ошибка	69,15	0,09
Медиана	-3103,85	9,41
Мода	#н/д	#н/д
Стандартное отклонение	2186,58	2,94
Дисперсия выборки	4781118,49	8,65
Эксцесс	-0,53	-0,25
Асимметричность	-0,04	0,20
Интервал	11714,56	16,56
Минимум	-9221,25	1,61
Максимум	2493,31	18,17
Сумма	-3158527,60	9540,21
Счет	1000,00	1000,00
	NPV	IRR
Среднее	194,08	14,59
Стандартная ошибка	35,02	0,10
Медиана	192,52	14,55
Мода	#н/д	#н/д
Стандартное отклонение	1107,49	3,30
Дисперсия выборки	1226529,06	10,88
Эксцесс	-0,32	-0,26
Асимметричность	-0,01	0,03
Интервал	6429,15	19,25
Минимум	-3079,02	4,98
Максимум	3350,14	24,23
Сумма	194083,99	14586,16
Счет	1000,00	1000,00
	NPV	1RR
Среднее	-874,95	10,86
Стандартная ошибка	32,18	0,12
Медиана	-880,62	10,58
Мода	#Н/Д	#н/д
Стандартное отклонение	1017,76	3,82
Дисперсия выборки	1035831,81	14,61
Эксцесс	-0,35	-0,09
Асимметричность	0,01	0,30
Интервал	5629,19	21,73
Минимум	-3771,45	0,93
Максимум	1857,74	22,66
Сумма	-874954,09	10859,92
Счет	1000,00	1000,00

• Результаты оценки эффективности и рисков инвестиционных проектов в ОАО

«Мосэнерго» (в прогнозных ценах)

Оценка эффективности инвестиционных проектов в ОАО «Мосэнерго» (в прогнозных ценах) проводилась исходя из утвержденных в «Сценарных условиях...» [62] темпов роста цен на энергоносители (на период 2005 — 2009 гг). На период после 2010 г. приняты темпы роста цен, примерно соответствующие прогнозам Энергетической стратегии России до 2020 г. [71] (табл. 2)

Таблица 2

Темпы роста цен на энергоносители, принятые в расчетах эффективности проектов

	2006	2007	2008	2009	2010	2011	>2011
Цена на газ, %	11	8	8	7	5	4	4
Тариф на электроэнергию, %	7,8	6,8	5,3	4,8	4	4	3
Капиталовложения, %	9,6	8,9	' 6,9	5,9	5	4	3
Уровень общей инфляции, %	7,5	6,5	5	4,5	5	4	3

В ходе оценки рисков инвестиционных проектов (в прогнозных ценах) использовались несколько независимых прогнозов изменения цен на топливо и электроэнергию в Европейской части России:

1. По данным Энергетического института им. Г. М. Кржижановского^[15], полная стоимость производства электроэнергии в 2010 г. составит 2,4 цента за 1 кВт.ч (против 1,5 цента за 1 кВт.ч в 2005) и 3 цента за 1 кВт.ч в 2015 г.. Тариф ЭНИН не учитывает норму прибыли, а лишь себестоимость производства энергии. При учете нормы прибыли в размере 14% (средняя норма рентабельности продаж ОАО «Мосэнерго» за последние 6 лет), конечный тариф ЭНИН им. Кржижановского составит 1,71 цента за 1 кВт.ч в 2005 г., 2,74 цента за 1 кВт.ч в 2010 г. и 3,42 цента за 1 кВт.ч в 2015 г. (табл, 3)

2. По прогнозу Института энергетических исследований^[16] (ИНЭЙ РАН), цена на оптовом рынке в европейской части России при самофинансировании отрасли в 2010 г. будет равна 3,4 цента за 1 кВт.ч, а при переходе к конкурентному рынку снизится до 3 центов за 1 кВт.ч (табл. 3).

Таблица 3.

Прогнозы цен на электроэнергию для Европейской части России, цент/кВт.ч

Прогноз	2005	2010	2015	2020
ЭНИН им. Кржижановского	1,71	2,74	3,42	-
ИНЭИ РАН (для регулируемого рынка)	2,45	3,4	-	. -
ИНЭИ РАН (для конкурентного рынка)	2,7	3,03	-	-

В табл. 4 данные табл. 3 приведены в сопоставимый вид, а также добавлен прогноз, заложенный в «Сценарных условиях...» [62] (соответствует прогнозу, приведенному в главе 1 диссертации, §2 пункт «Ценовые факторы»).

Таблица 4.

Прогнозы цен на электроэнергию для Европейской части России, коп/кВт ч**

Прогноз	2005	2010	2015	2020
ЭНИН	49,59	79,344	99,18	125,63*
ИНЭИ	71,05	98,6	126,15*	153,7*
ИНЭИ	78,3	87,87	97,44*	107,01*
«Сценарные условия» РАО «ЕЭС России» [62]	50,6	65,0	94,0	105,0

* Недостающие значения прогнозов ЭНИН и ИНЭИ РАН для 2015 и 2020 гг. получены линейной экстраполяцией. ** при курсе 1$ = 29 руб.

• При оценке тарифа на генерацию (трансфертной цены) было принято следующие

пропорции разделения тарифа (в процентах от суммы прогнозируемой выручки): генерация — 70%, передача электроэнергии по магистральным и распределительным сетям и сбыт - 30%.

Поскольку для всех генерирующих мощностей, предполагаемых к строительству, основным видом топлива является природный газ, ценовые прогнозы приведем только для этого вида топлива (табл. 5). В табл. 6 те же прогнозы приведены в сопоставимый вид.

Таблица 5.

Прогнозы цен на природный газ на период до 2020 г.

	2005	2006	2007	2010	2015	2020
«Сценарные условия» РАО «ЕЭС России» [62], руб/тут			1090	1400	1423	1469
Энергетическая стратегия до 2020 г., долл/тыс м³		40-41		59-64
Оптимистический/ благоприятный вариант (ИНЭИ РАН), долл/тыс м³	38-40			51-53	64	73
Умеренный/ критический вариант (ИНЭИ РАН), долл/тыс м³	36-37			42-53	44-63	54-66
Сценарий NERA, руб/тыс м³	1071,8	1217,1	1408,7	1997,4	2584,8

Прогнозы цен на природный газ до 2020 г., руб/тут

Таблица 6.

	2005	2006	2007	2010	2015	2020
«Сценарные условия» РАО «ЕЭС России» [62], руб/тут			1090	1400	1423	1469
Энергетическая стратегия до 2020 г.		1017,54**		1500,88
Энергетическая стратегия до 2020 г.		1042,98		1628,07
Оптимистический/ благоприятный вариант (ИНЭИ РАН)	966,6667			1297,37	1628,07	1857,02
Оптимистический/ благоприятный вариант (ИНЭИ РАН)	1017,544			1348,25	1628,07	1857,02
Умеренный/ критический вариант (ИНЭИ РАН)	915,7895			1068,42	1119,3	1373,68
Умеренный/ критический вариант (ИНЭИ РАН)	941,2281			1348,25	1602,63	1678,95
Сценарий NERA, руб/тут	940,2	1067,6	1235,7	1752,1	2267,4	2947,6*

* экстраполяция

** В числителе — минимальное значение прогноза, в знаменателе — максимальное значение

При оценке рисков инвестиционных проектов риск-переменные цен на электроэнергию и природный газ варьировались в пределах, заданных минимальными и максимальными значениями приведенных прогнозов (табл. 7). Прочие риск-переменные (уровень капиталовложений, тарифы на тепло, годовой объем производства электро- и теплоэнергии) варьировались аналогично расчетам, приведенным в главе 3 диссертации §2. Для всех риск-переменных устанавливалось равномерное распределение.

Таблица 7

Границы риск-переменных цен па электроэнергию и газ

Прогноз

2005

2006

2010

2015

2020

Цена электроэнергии (тариф генерации), коп/кВт ч (Min)

34,71

38,18

45,50

65,80

73,50

Цена электроэнергии (тариф генерации), коп/кВт ч (Мах) Цена газа, руб/тут (Min)

Цена газа, руб/тут (Мах)

54,81

915,79

1017,54

60,29

1017,54

1067,60

69,02

1068,42

1752,10

88,31

1119,30

2267,40

107,59

1373,68

2947,60

Результаты оценки финансово-коммерческой эффективности проектов и рисков их реализации (в прогнозных ценах) приведены в табл. 8-9.

Таблица 8

Результаты оценки финансово-коммерческой эффективности и рисков инвестиционных проектов ОАО «Мосэнерго»

№	Номер ТЭЦ	Тип вводимого оборудования, тип обновления: замена/новое стр-во (год начала реализац проекта)	Детерминирован ные показатели эффективности		Вероятность NPV				Вероятность 1RR
					Вероятность NPV				> 10 проц, %	> 12 проц, %	> 16 проц, %	>20 проц, %	>30 проц, %
					>0, %	>200, %	>500, %	> 1000, %
			NPV, млн. руб	IRR, %	>0, %	>200, %	>500, %	> 1000, %
1	ТЭЦ-20	Т-110/120-13 0-5, замена (2008)	835,48	33,45	95,5	81,5	41,5	2,7	99,8	99,2	86,7	57,5	7,6
2	ТЭЦ-21	Т-110/130, замена (2006)	613,27	26,92	91,8	76,6	31,5	2,4	99,7	97,8	80,4	47,2	3,6
3	ТЭЦ-23	Т-110/120-130-5, замена (2006)	861,29	32,32	83,0	58,7	20,4	0,5	98,6	93,8	66,5	32,2	1,7
4	ТЭЦ-23	Т-110/120-130-5, замена (2007)	1069,35	37,07	91,4	74,6	35,9	2,4	99,7	97,8	79,1	48,9	4,5
5	ТЭЦ-22	Т-265/306-240, замена (2011)	2048,36	43,29	88,8	81,3	68,2	41,6	98,7	95,5	77,7	54,3	15,2
6	ТЭЦ-22	Т-265/306-240, замена (2013)	2116,07	47,08	93,0	88,6	78,9	52,3	99,2	97,9	87,2	67,4	26,2
7	ТЭЦ-25	ПТ-80/100-130/13, замена (2011)	498,59	25,98	97,2	82,6	36,2	1,1	99,9	99,4	91,6	64,7	7,4
8	ТЭЦ-25	ПТ-80/100-130/13, замена (2016)	584,13	30,73	98,4	89,0	57,5	8,1	99,7	99,4	95,1	86,4	34,6
9	ТЭЦ-25	КВГМ-180, новое стр-во (2006)	-197,47	7,15	0,3	0	0	0 \|	7,0	2,2	0	0	0
10	ТЭЦ-25	Установка ДГА (2006)	55,75	24,89	83,4	0	0	0	99,6	92,8	70,6	40,8	3,6
11	ТЭЦ-27	Установка ДГА (2007)	63,612	26,52	85,5	0	0	0	99,4	93,2	72,6	45,4	5,4
13	ТЭЦ-21	Т-265/306-240, новое стр-во (2008)	-859,54	10,04	13,6	7,9	3,0	0,7	50,2	29,2	4,7	0,5	0
14	ТЭЦ-27	ПГУ-450, новое стр-во (2006)	-3133,35	8,83	7,9	5,2	2,7	1,0	70,9	34,3	0,9	0	0
15	ТЭЦ-27	ПГУ-450, новое стр-во (2008)	-2338,79	9,96	10,5	8,3	5,6	2,7	52,2	29,1	2,9	0	0
16	ТЭЦ-27	2хПГУ-170Т, КВГМ-180, новое стр-во (2006)	646,57	16,43	54,4	43,2	31,5	12,6	96,2	82,4	27,0	1,3	0
17	ТЭЦ-27	Т-265, новое стр-во (2006)	-701,50	11,08	8,6	4,8	2,1	0,3	45,4	24,1	2,6	0,1	0

Таблица 9

Оценка рисков инвестиционных проектов ОАО «Мосэнерго» в прогнозных ценах

Проект

Гистограмма NPV

Описательная статистика

1. T- 110 (ТЭЦ- 20)

2. Т- 110 (ТЭЦ- 21)

3. Т-

по

ТЭЦ-

В детерминированном варианте NPV = 835.48

В детерминированном варианте NPV = 648.16

Гистограмма IRR

В детерминированном варианте IRR -33.45

•'їїйНії I

В детерминированном варианте NPV = 861.29

" ------------

	IWlIlfe		ТГІТ"
Среднее		NPV 451,88		IRR 21,75
Стандартная ошибка		8,65		0,17
Медиана		443,23		21,11
Стандартное отклонение		273,68		5,36
Минимум		-341,76		8,87
Максимум		1389,12		41,72
Среднее		NPV 383,82		IRR 20,13
Стандартная ошибка		8,60		0,15
Медиана		380,74		19,63
Стандартное отклонение		271,82		4,73
Минимум		-412,38		9,34
Максимум		1254,55		37,94
Среднее		NPV 265,40		IRR 18,31
Стандартная ошибка		8,73		0,15
Медиана		258,43		17,73
Стандартное отклонение		276,12		4,64
Минимум		-495,53		6,92
Максимум		1194,36		35,04

ТЭЦ- 22, Т- 265

В детерминированном варианте IRJR = 43.29

	NPV	IRR
Среднее	400,33	20,41
Стандартная ошибка	9,19	0,16
Медиана	393,89	19,85
Стандартное отклонение	290,49	5,09
Минимум	-392,04	7,96
Максимум	1399,21	40,93
	NPV	IRR
Среднее	862,06	22,17
Стандартная ошибка	22,31	0,24
Медиана	814,80	20,92
Стандартное отклонение	705,57	7,59
Минимум	-1068,89	6,46
Максимум	3336,74	54,46

Проект

ТЭЦ- 22, Т- 265

ТЭЦ-

25,

ПТ-80

Гистограмма NPV

В детерминированном варианте NPV = 2116.07

В детерминированном варианте NPV = 498.59

Гистограмма IRR

В детерминированном варианте 1RR = 47.08

В детерминированном варианте 1RR = 25.98

8. В детерминированном варианте NPV = 584.

В детерминированном варианте IRR =

ТЭЦ-

25,

КВГМ

-180

10.

ДГА,

ТЭЦ-

11.

ДГА,

ТЭЦ-

13.

ТЭЦ- 21, Т- 265

14.

ПГУ-

450

15.

ПГУ-

450

16.

ПГУ-

170

17. Т- 265

Описательная статистика

	NPV		IRR
Среднее	1094,27		25,35
Стандартная ошибка	23,51		0,29
Медиана	1039,36		23,71
Стандартное отклонение	743,34		9,11
Минимум	-789,06		7,70
Максимум	3595,07		59,96
Среднее		NPV 425,50		IRR 22,27
Стандартная ошибка		7,64		0,16
Медиана		408,59		21,80
Стандартное отклонение		241,68		4,94
Минимум		-223,27		9,85
Максимум		1289,79		43,06
Среднее		NPV 573,79		IRR 27,66
Стандартная ошибка		9,63		0,23
Медиана		564,04		27,33
Стандартное отклонение		304,66		7,34
Минимум		-226,66		8,52
Максимум		1592,34		56,61

В детерминированном варианте IRR =7.15

В детерминированном варианте NPV = -197 467

В детерминированном варианте NPV = 55.748

В детерминированном варианте NPV = -859,54

В детерминированном варианте NPV = -3133.35

II 11 lilr

Шм.

В детерминированном варианте NPV = -2338.79

ІНШІ І ПН

В детерминированном варианте NPV = 646.57

В детерминированном варианте IRR = 24.89

ІШІД

В детерминированном варианте IRR = 10.04

В детерминированном варианте IRR = 8.83

В детерминированном варианте IRR = 9.96

В детерминированном варианте IRR = 16.43

	NPV	IRR
Среднее	-238,81	5,66
Стандартная ошибка	3,15	0,09
Медиана	-231,27	5,62
Стандартное отклонение	99,69	2,85
Минимум	-465,94	-1,03
Максимум	13,01	14,56

Среднее

Стандартная ошибка Медиана

Стандартное отклонение

Минимум

Максимум

Среднее

Стандартная ошибка Медиана

Стандартное отклонение

Минимум

Максимум

Среднее

Стандартная ошибка Медиана

Стандартное отклонение

Минимум

Максимум

Среднее

Стандартная ошибка Медиана

Стандартное отклонение

Минимум

Максимум

Среднее

Стандартная ошибка Медиана

Стандартное отклонение

Минимум

Максимум

Среднее

Стандартная ошибка Медиана

Стандартное отклонение

Минимум

Максимум

Среднее

Стандартная ошибка Медиана

Стандартное отклонение

Минимум

Максимум

NPV	IRR
25,12	19,34
0,76	0,17
25,59	18,96
23,91	5,28
-27,21	9,32
86,98	35,25

NPV IRR

27,52	19,90
0,80	0,18
27,04	19,25
25,23	5,66
-30,54	8,56
98,80	36,84

NPV IRR

-880,04	10,28
24,46	0,11
-875,58	10,03
773,60	3,35
-2989,27	0,06
1480,30	21,70

NPV IRR

-1588,02	11,14
34,92	0,06
-1600,09	11,07
1104,21	1,97
-4646,11	5,40
2038,64	17,80

NPV IRR

-2307,08	10,37
57,83	0,09
-2257,05	10,18
1828,68	2,80
-6851,36	3,25
2902,95	19,80

NPV IRR

91,78	14,36
24,93	0,08
75,44	14,23
788,36	2,50
-2093,25	7,45
2777,76	22,77
NPV		IRR
-1071,67		9,75
25,12		0,10
-1046,45		9,54
794,52		3,10
-3136,18		0,84
1299,12		20,38

Приложение 5

Решение задачи линейного программирования формирования инвестиционной программы ОАО «Мосэнерго»

(сценарий 2)

Сроки начала реализации проектов

		2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016 2017 2018
ХІІ	Нач, реапизац. проекта 1		1	о	°\|
ХІ2	Нач. реалнзац. проекта 2	0	1
ХІЗ	Нач, реалнзац. проекта 3	1	0
ХІ4	Нач.реалнзац. проекта 4	I	0	0
ХІ5	Нач. реалнзац. проекта 5				1\| 0		0	0	0
ХІ6	Нач. реалнзац. проекта б						1	0	0	°\|	о\|
ХІ7	Нач. реалиаац. проекта 7				1\|	0	0	0	0
ХІ8	Нач, реалкзац. проекта 8									1\|	о(	о\| о\| 0
ХІ9	Нам. реалнзац. проекта 9	0	1
ХІ10	Нач. реалнзац проекта ] 0	1	0
ХІ11	Нач. реалиаац, проекта 11	1	0	0
ХІ13	Нач. реализац, проекта 13		0	0	о!
ХЇ14	Нач. реалнзац, проекта 14	0	0
ХІ15	Нач. реалиаац. проекта 15		0	0	0\|
ХІ16	Нач. решил ап. проекта 16	0	1
ХІ17	Нач. реалнзац. проекта 17	0	0

Капиталовложения в проекты

		2006	2007	2008	2009	2010	■ 2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Oil	Капвлож. проест 1		0,76	0,00\| 0,00
Di2	Кгпалож. проект 2	0,00	0,76
Di3	Капвлож. проект 3	0,76	0,00
ОІ4	Капплож. проект 4	0,76	0,00	0,00
DiS	Калвлож.проскт5				1,34\| 0,00		0,00	0,00	0,00
DiS	Капвлож. проект 6						1,34	0,00	0,00	о,оо\|	о,оо\|
Di7	Капапож. проект 7				0,80	0,00	0,00	0,00	0,00
DiS	Капало®, проект S									0,8О\|	0,00\|	О.ООІ	о.оо\|	0,00
DiS	Квпвлож. проект 9	0,00	0,49
DilO	Квпблож. проект 10 .	0,10	0,00
Dill	Кяпвлож, проект 11	0,10	0,00	0,00
Dil3	Кап&пож. проект 13		0,00	0,00	0,00	0,00
Dil4	Капнпож. проект 14	0,00	0,00	0,00	0,00
Dil5	Капвлож. проект 15		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Dil6	Капвлож. проект 16	0,00	1,33	2,09	1,51
?І17	Капвлож. проект 17	0,00	0,00	0,00
	Итого капвложения	1,72	3,33	2,09	3,64	о.оо	1,34	0,00	0,00	о,so	0,00	0,00	0,00	0,00

ФИНАНСИРОВАНИЕ

		2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	^: 2017	2018
D	Капвложений всего	1,72	3,35	2,09	3,64	0,00	1,34	0,00	0,00	0,80	0,00	0,00	0,00	0,00
АК	Акционерный капитал	1,72	0,00	0,90	0,11	0,00	0,00	0,90	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ZKjl	Кредит 1	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ZKj2	Кредит 2	0,00	0,75	0,75	0,28	0,00	0,47	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ZKjS	Кредит 3	0,00	2,01	0,00	0,00	0,00	^: 0,74	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
BND	Облигац. Займ	0,00	0,00	0,00	3,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,72	0,00	0,00	0,00	0,00
	Внешнее финансирование	1,72	2,75	1,65	3,39	0,00	1,20	0,90	0,00	0,72	0,00	0,00	0,00	0,00

Состйаляюьцги срлимфкдо денежного потока инвестиционной программы

		2006	2007	2005	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	202ft
VR	Вьгр отрсаліпацих	0,00	1,47	2,73	2,73	6,94	6,94	8,39	3,39	8,39	3,86	8,86	8,86	B,S6	8,86	ft,86	8,86	8,78	8.7ft	8,7ft	8,78	8,78	8,78	8.78
D	Капвтошвнік 1 И ні гтрогр	I_r72	3,35	2.09	3,64	0.00	1,34	0.00	0,09	0,80	O.W	0,00	0,00	0,00
AM	Суммарная їмСрТНМІІия	0,00	0,06	0,13	0,13	0,45	0,45	0,50	0,50	0.50	0,53	0,53	0,53	0,53	0.53	0,53	0,52	0.52	0,52	0.52	0.52	0,43	0.26	0,26
FL	Суммарные тогл мтраты	0,00	0.66	1,24	1.24	3,05	3,05	3,74	3,74	3,74	3,96	3,96	3.96	3,96	3,96	3,96	3,96	3.96	3,96	3.96	3,96	3,96	3.96	3.96
С	Суммарные прони итраты	0.00	0,£5	1,59	1,59	4,12	4.12	5,00	S.00	5,DO	5,2ft	5,28	5,2ft	5,28	5.28		5,27	5.24	5,24	5,24	5.24	5,16	4,99	4,99
гкм	Hs.wr Ш нмушесін»	0,00	0,03	0,07	0,06	0,19	o.u	0,19	0,1ft	0,17	0,1ft	0,16	0,15	0,14	0.13	0.12	0Д1	0,09	0,08	0,07	0.05	0,0!	0,04	0,04
ZKfl	Кредиті	0.00	0,00	0,00	0,00	0.00	0.0Q	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
PDil	Погашение долга по кр I	0,00	0,00	0.00	0,00	0.00	0,00	Q,OQ	0,00	0,00	0,00	0.00	0,00	0.00	0,00	0,00	0.00	0,00	0.00	0,00	0,00	0.00	0,00	0,00
PCjl	Л роисты по кр 1 '	0,00	0.00	0,00	0,00	0,00	0,00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0,00	0,00	0.00	0.00	0.00	0.00	0,00	0,00	0,00	0,00
ZKf2	Кредиті	0,00	0,75	0.75	0,28	0,00	0,47	0.00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
FRjl	Погашен не долга по кр 2	0,00	0.00	0.07	0,15	0,18	0,lS	0.22	0,22	0^2	0,22	0,22	0.22	0,1 s	0,07	0,05	0.05	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
РСІ2	Проценты по то 2 '	0,00	0,00	0,06	0,11	0.12	0,11	0.13	0ДІ	0,10	0,08	0,06	0,04	0,03	001	0,01	0,00	o.oo	0,00	0.00	0,00	0,00	0,00	0,00
ZKf3	Кредит!	0,00	2,01	0,00	0,00	0.00	0,74	0.00	0,00	<< \| ↑ Источник: Куликова Кира Александровна. Экономические модели формирования инвестиционной программы электрогенерирующей компании в условиям реформирования отрасли [Электронный ресурс]: Дис. ... канд. экон. наук : 08.00.05 .-М.: РГБ, 2006. 2006 Скачать оригинал источника Еще по теме Приложения: - Информатика для экономистов - Антимонопольное право - Бухгалтерский учет и контроль - Бюджетна система України - Бюджетная система России - ВЭД РФ - Господарче право України - Государственное регулирование экономики в России - Державне регулювання економіки в Україні - ЗЕД України - Инновации - Институциональная экономика - История экономических учений - Коммерческая деятельность предприятия - Контроль и ревизия в России - Контроль і ревізія в Україні - Кризисная экономика - Лизинг - Логистика - Математические методы в экономике - Международные экономические отношения - Микроэкономика - Мировая экономика - Муніципальне та державне управління в Україні - Налоговое право - Организация производства - Основы экономики - Политическая экономия - Размещение производительных сил (РПС) - Региональная и национальная экономика - Страховое дело - Теория управления экономическими системами - Управление инновациями - Философия экономики - Ценообразование - Экономика зарубежных государств - Экономика и управление народным хозяйством - Экономика отрасли - Экономика предприятия - Экономика природопользования - Экономика труда - Экономическая безопасность - Экономическая география - Экономическая демография - Экономическая статистика - Экономическая теория и история - Экономический анализ - - Аудит - Банки - Бизнес - Бухгалтерский учет - Макро и Микроэкономика - Маркетинг - Менеджмент - Философия - Финансы - Экономика - Economics.Sci.House Аудит Банки Бизнес Бухгалтерский учет Макро и Микроэкономика Маркетинг Менеджмент Философия Финансы Экономика Информатика для экономистов Антимонопольное право Бухгалтерский учет и контроль Бюджетна система України Бюджетная система России ВЭД РФ Господарче право України Государственное регулирование экономики в России Державне регулювання економіки в Україні ЗЕД України Инновации Институциональная экономика История экономических учений Коммерческая деятельность предприятия Контроль и ревизия в России Контроль і ревізія в Україні Кризисная экономика Лизинг Логистика Математические методы в экономике Международные экономические отношения Микроэкономика Мировая экономика Муніципальне та державне управління в Україні Налоговое право Организация производства Основы экономики Политическая экономия Размещение производительных сил (РПС) Региональная и национальная экономика Страховое дело Теория управления экономическими системами Управление инновациями Философия экономики Ценообразование Экономика зарубежных государств Экономика и управление народным хозяйством Экономика отрасли Экономика предприятия Экономика природопользования Экономика труда Экономическая безопасность Экономическая география Экономическая демография Экономическая статистика Экономическая теория и история Экономический анализ Больше финансовой информации на Sci.House Economics.Sci.House © economics@sci.house О проекте Авторам economics@sci.house

Приложения

Еще по теме Приложения: