OAO Квадра

Октябрь 2011

Ограничение ответственности

1

Представляемая презентация ОАО «Квадра» (Компания, Общество) содержит информацию, которая была доступна Компании на дату ее

составления.

Настоящая презентация содержит прогнозные заявления в отношении хозяйственной деятельности Компании, в том числе экономических

показателей, финансового состояния, планов и предполагаемых итогов хозяйственной и производственной деятельности Компании,

проектов и ожидаемых результатов, оценок вероятности и сроков наступления событий, экономических прогнозов в отношении отрасли и

рынков, а также перспектив развития в отношении предполагаемой инвестиционной и производственной деятельности.

Слова «намеревается», «стремится», «прогнозирует», «считает», «предполагает», «может», «удастся», «должно», «будет», «продолжит» и

иные сходные с ними выражения обычно указывают на прогнозный характер заявления.

Прогнозные заявления в силу своей специфики связаны с неотъемлемым риском и неопределенностью, как общего, так и частного

характера, и существует опасность, что предположения, высказывания, относящиеся к будущим событиям, и иные прогнозные заявления

не осуществятся. В свете указанных рисков, неопределенностей и допущений Компания предупреждает о том, что фактические

результаты могут существенно отличаться от выраженных, прямо или косвенно, в указанных прогнозных заявлениях и действительных

только на момент составления настоящей презентации.

Компания не утверждает и не гарантирует, что результаты деятельности, обозначенные в прогнозных заявлениях, будут достигнуты. Такие

прогнозные заявления в каждом конкретном случае представляют собой лишь один из многих вариантов развития событий и не должны

рассматриваться как наиболее вероятные.

В частности, в качестве иных факторов, способных оказать влияние на дату начала и сроков осуществления проектов, объемы

производства и реализации и прочие производственные и хозяйственные показатели, можно выделить: влияние курсов валют;

деятельность государственных органов Российской Федерации, в том числе изменение налогового, экологического и иного

законодательства; деятельность органов муниципального управления в регионах присутствия Компании, в том числе в части изменения

тарифного и иного регулирования. Указанный перечень существенных факторов не является исчерпывающим. При принятии во внимание

прогнозных заявлений следует тщательно учитывать обозначенные и иные факторы, в особенности экономические, социальные и

правовые условия деятельности Компании.

За исключением случаев, прямо предусмотренных законодательством, Компания не принимает на себя обязательств по публикации

обновлений и изменений в прогнозные заявления, исходя как из новой информации, так и из последующих событий.

Квадра

2

Деятельность

Технические

характеристики(1)

Структура

капитала

Финансы(2)

■ производство электрической и тепловой энергии

■ операции на оптовом рынке электроэнергии и мощности

■ передача и реализация тепловой энергии на розничном

рынке

■ 25 станций

– Установленная электрическая мощность 3 524,7 МВт

– Установленная тепловая мощность, 12 395,6 Гкал/ч

■ 370 котельных, включая 203 в аренде

– Установленная тепловая мощность, 3 348,2 Гкал/ч

■ 4 646,2 км тепловых сетей, включая 1 007,1 км в аренде

■ Топливо — 97% газ, 3% мазут и уголь

■ Onexim Group – мажоритарный акционер- 49,99%

■ Обыкновенные акции– 1 912 505 577 759

Тикер на MICEX-TGKD

■ Привилегированные – 75 272 938 838

Тикер на MICEX-TGKDP

■ Капитализация US$600mln на 8 Сентября 2011(3)

млн руб. 2009 2010 1П 2011

Выручка 31 635 35 542 22 422

Прив. EBITDA 5 183 3 937 2 575

Debt / прив. EBITDA 0.4x 0.7x

Примечание: (1) на 31.08.2011; (2) 2009-1H2011 МСФО; (3) Источник: Bloomberg; (4) Excluding Mosenergo (TGK-3)

1

2 3

4 5 6

7 8

9

10 11

1. Смоленск 2. Брянск 3. Калуга 4. Курск 5. Орел 6. Тула

7. Белгород 8. Липецк 9. Рязань 10. Воронеж 11. Тамбов

Установленная электрическая мощность,

ГВт(3)

Установленная тепловая мощность,,

тыс. Гкал/ч(4)

Moscow

Корпоративное управление. Менеджмент

3

Совет директоров, 11 чел.

Комитет по аудиту

Собрание акционеров

Комитет по кадрам

и вознаграждениям

Состав Совета директоров

включает в себя представителей:

Системного оператора, 1 чел

Миноритарных акционеров, 2 чел.

ОАО «Квадра», 2 чел.

Onexim Group, 6 чел.

Басова Юлия Васильевна Председатель Совета директоров С 2008 года Юлия Васильевна является Исполнительным директором ООО «Группа ОНЭКСИМ». Имеет пятилетний опыт работы в качестве Заместителя Генерального директора ОАО «ГМК «Норильский Никель».

Бакаев Григорий Николаевич Председатель Правления, Генеральный директор Ранее занимал пост первого заместителя Генерального директора ОАО «Квадра». До этого занимал руководящие посты в ОАО «Таймыргаз», «Иркутскэнерго». В 2006 году, по данным Ассоциации Менеджеров и партнера ИД «Коммерсант» вошел в десятку ведущих финансовых директоров России Закончил Финансовую академию при Правительстве Российской Федерации, Красноярский коммерческий институт

■ Реализован первый этап программы укрупнения филиалов – созданы Центральный и Западный филиалы

■ Оптимизация расходов Компании – реализация закупочной политики, проведение централизованных

закупочных процедур

■ Использование альтернативных видов топлива, позволяющих снизить топливную составляющую в цене

электроэнергии

■ Сокращение численности исполнительного аппарата на 23% (281/216)

■ Выручка компании выросла на 13%

■ Выработка электроэнергии увеличилась на 9,6% (2)

Выручка от продажи э/э +17%

■ Отпуск теплоэнергии увеличился на 1,6% (2)

Выручка от продажи т/э +9%

■ Рост чистой прибыли по РСБУ на 87%

Итоги 9 месяцев 2011

4

Реализация

инвестиционной

программы

Тепловой

бизнес

■ Одобрена концепция выделения теплосетевого бизнеса В настоящее время работают 3 компании. Созданы еще 4 компании, начало операционной деятельности которых запланировано

на 1.01.2012.

■ Реализуется пилотный проект RAB в г. Орел – тарифообразование по методу доходности

инвестированного капитала – реализация инвестиционной программы составила 86% годового объема

■ Реализация сбытовой политики – продажа тепловой энергии конечным потребителям, оптимизация

дебиторской задолженности – уровень собираемость достиг 98% (Белгородская РГ, Воронежская РГ)

Повышение

эффективности

Операционная

деятельность(1)

■ Строительство объектов ДПМ:

■ Завершено строительство ГТУ 30 МВт на Калужской ТЭЦ

■ Завершено строительство ПГУ 115 МВт на котельной Северо-Западного района города Курска

■ На строительной площадке ГТУ 30 МВт Ливенской ТЭЦ установлена дожимная компрессорная станция

■ Ведется строительство ПГУ 190 МВт на НовомосковскойГРЭС в Тульской области

■ Реализация программы технического перевооружения (ТПиР):

■ Завершены строительно-монтажные работы по реконструкции гидроузла Брянской ГРЭС

■ Начата реализация инвестпрограммы по модернизации теплосетевого комплекса в Орловском регионе в рамках RAB

регулирования

Примечание: (1) по итогам 6 мес. 2011, (2) с учетом структурных изменений

27 610 26 749 27 086

15 508 14 614

2008 2009 2010 1 2010 1 2011

12 878

10 674 11 146

5 760 6 074

2008 2009 2010 1 2010 1 2011

44% 36% 37% 40%

Ключевые производственные показатели

Производственная мощность

Производственные результаты

2008 2009 2010 1 2011

ТЭЦ 25 25 25 25

Установленная электрическая

мощность 3 347 3 419 3 522 3 403

Установленная тепловая

мощность, Гкал/ч 12 472 12 556 12 653 12 343

Котельные 666 416 371 361

в т.ч. в аренде 517 268 211 201

Установленная тепловая

мощность, Гкал/ч 5 123 4 465 4 224 3 245

Тепловые сети, км 5 655 4 935 4 651 4 641

в т.ч. в аренде 2 016 1 293 1 017 1 013

2008 2009 2010 1 2010 1 2011

Выработка э/э, млн кВтч 12 878 10 673 11 146

5 760

6 074(1)

КИУМ, % 44 36 37 39 40

УРУТ, г/кВтч 344 337 346 338 328

Отпуск т/э с коллекторов,

тыс. Гкал 27 610 26 749 27 086 15 508 14 614

КИУМ, % 17.8 17.9 18.3 21 20.9

УРУТ, кг/Гкал 151 152 152 152 152

5

12,878

10,674 11,146

6,074

27,61026,749 27,086

14,614

2008 2009 2010 1H2011

Electricity production, mn kWh Heat output from power stationsand heating plants, ths. Gcal

# КИУМ, э/э

Динамика производства э/э

Динамика производства тепла

■ Heat output from power stations and

heating plants, ths. Gcal

39%

151 152 152 152 152

# УРУТ, т/э Отпуск теплоэнергии с коллекторов

Выработка э/э

Примечание: (1) в сопоставимом виде

2 177

2 759

5 183

3 837

2009 2010

Долг EBITDA

Отношения долга к EBITDA (млн руб.)

Ключевые финансовые результаты (МСФО)

Финансовые результаты (млн руб.) EBITDA and EBITDA margin (млн руб.)

6

2009 2010 1 2010 1 2011

Выручка 31 635 35 542 18 867 22 422

Операционные расходы,

вкл. 34 901 32 254 17 810 21 199

Топливо 14 902 19 446 10 540 11 857

Оплата труда 4 387 4 393 2 212 2 513

Амортизация ОС и нем.

активов 1 594 3 286 1 755 1 360

Покупка электричества 2 643 3 038 1 320 2 480

прив. EBITDA 5 183 3 937 2 491 2 575

EBITDA margin 16% 11% 13% 11%

Прибыль/(Убыток) (2859) 2 430 761 907

Debt / прив. EBITDA 0,4 0,7

# EBITDA margin

# Долг / EBITDA

0.4x 0.7x

16% 11% 13% 11%

31 635 35 542

18 867 22 422

5 183 3 837 2 491 2 575

2009 2010 1 2010 1 2011

Вырчка EBITDA

Ключевые финансовые результаты (РСБУ)

7

2009 2010 1п 2010 1п 2011

Выручка от реализации продукции, в том числе:

29 680 33 988 18 017 21 412

- от реализации э/э и мощности 15 314 16 958 8 302 10 860

- от производства теплоэнергии 13 202 15 758 9 087 9 912

- от реализации прочей продукции

1 164 1 272 628 640

Себестоимость 26 519 31 962 16 193 19 191

Прибыль от продаж 3 161 2 026 1 825 2 221

Прибыль до налогообложения 2 866 2 206 538 979

Чистая прибыль 2 133 1 601 383 718

Рост чистой прибыли (млн руб.)

Фактическая структура себестоимости за 6 мес. 2011

г. (млн руб.)

383

+3 395 -2 998

718

Факт 1п 2010

Выручка Затраты Сальдо прочих

Налог на прибыль

Факт 1п 2011

-107 +45

Топливо 61%

Покупная энергия

10% Вода 1%

Ремонты 4%

Оплата труда 10%

Амортизация 4%

Прочие 10%

+87%

Инвестиционная программа по ДПМ 2011-2015

8

Характеристика ИП Влияние от ввода объектов ДПМ на EBITDA 2011-2015

Финансирование ИП в 2010-2015

Мощность,

МВ/Гкал

Эталон. знач.

инвестиций,

млн руб. (с НДС)

Запуск

Цена на

мощность,

руб/МВ/

месяц(1)

Елецкая ТЭЦ 52 2 525 2009 718 943

Воронежская ТЭЦ-2 115 / 90 5 584 2011 752 075

Котельная СЗР г.Курска 115 / 80 5 584 2011 807 859

Калужская ТЭЦ 30 1 457 2011 711 011

Ливенская ТЭЦ 30 1 457 2012

Новомосковская ГРЭС 190 / 130 7 592 2012

Дягилевская ТЭЦ 115 5 584 2014

Алексинская ТЭЦ 115 5 584 2014

Воронежская ТЭЦ-1 223 8 911 2015

Курская ТЭЦ-1 107 5 195 2015

ИТОГО 49 473

Прим: (1) без учета коэффициента сезонности

(млн руб.)

40%

37%

23% Cash from operating activities

Additional issue

Bonds or credits

Smolensk

Voronez

Briansk

Kaluga

Tula

Lipetsk Tambov

Ryazan

Kursk

Orel

Belgorod

Амортизация и прибыль

Допэмиссия

Заемные средства

9

Выделение теплосетевого бизнеса создание бизнеса, имеющего четкую рыночную оценку

ЗАДАЧИ

объективная оценка теплосетевого бизнеса и создание условий для привлечения стратегических партнеров

перевод региональных тепловых компаний на долгосрочное тарифообразование методом RAB

ликвидация перекрестного субсидирования

РЕЗУЛЬТАТЫ

создание теплосетевых компаний с единым оператором в 2012 году

создание бизнеса, имеющего четкую рыночную оценку

обеспечение прозрачности тарифообразования

Завершено:

■ ОАО “Орловская ТК”

■ ОАО “Белогородская ТК”

■ ОАО “Смоленская ТК”

■ ОАО “Рязанская ТК”

■ ОАО “Тамбовская ТК”

Будут созданы 2011

■ ОАО “Воронежская ТК”

Доля Квадры на рынке тепла- 25%

Kursk

31%

Belgorod

45% Voronez

26%

Tambov

21%

Lipetsk

36%

Moscow

Smolensk

29% Kaluga

1%

Bryansk

8%

Tula

25% Ryzan

7% Orel

36%

ОАО «Квадра» Выделение теплосетевого бизнеса, переход на тарифообразование методом RAB

Будут созданы 2012

■ ОАО “Липецкая ТК”

Тепловой

бизнес

Генерация

Новые юр. лица

Тепловой

бизнес

ОАО «Квадра»

Генерация

10

Ключевые параметры RAB, тыс. руб.

ООО «Орловская

теплосетевая

компания»

Полная величина инвестированного капитала 882 000

Остаточная величина инвестированного капитала на

01.01.2011 336 633

Норма доходности на инвестированный капитал –

старый капитал, %

2011 г. 6%

2012 г. 9%

2013 г. 12%

Норма доходности на инвестированный капитал –

новый капитал, %

2011-2013 г.г. 12.1%

Срок возврата инвестированного капитала, лет 20

2011 2012 2013 2013/ 2010

Тариф, руб./Гкал 149,7 181,6 219,8

1.688 раза Изменение к

предыдущему году, % 15,0% 21,3% 21,0%

Прирост тарифа на передачу теплоэнергии в 2011-2013 гг.

Структура НВВ на долгосрочный период

Показатель Ед. изм.

ООО «Орловская теплосетевая

компания»

2011 2012 2013 Итого

Подконтрольные расходы тыс. руб. 37 463 39 072 40 599 117 134

Неподконтрольные расходы тыс. руб. 92 970 104 600 116 771 314 341

Возврат капитала тыс. руб. 44 100 48 850 52 431 145 381

Доход на капитал тыс. руб. 21 000 38 760 51 093 110 853

Сглаживание тыс. руб. - 9 050 - 5 100 14 150 0

Итого необходимая валовая

выручка тыс. руб. 186 476 226 184 275 045 687 705

Инвестиционная программа тыс. руб. 94 932 76 443 82 006 253 380

Пилотный проект Протяженность тепловых сетей ООО «Орловской теплосетевой компании» - 121,2 км

54%

6%

40%

тепловые сети со сроком эксплуатации до 15 лет

тепловые сети со сроком эксплуатации от 16 до 25 лет

тепловые сети со сроком эксплуатации свыше 25 лет

Срок эксплуатации тепловых сетей ООО «ОТСК»

Пилотный проект

Что мы сделали?

Реконструкция 5 тепломагистралей

Монтаж прямого и обратного коллекторов

Реконструкция тепловой изоляции надземного участка тепломагистралей

Монтаж приборов учета тепловой энергии

Первые результаты за 9 месяцев 2011

Инвестиционная программа на 2011 год в ООО «Орловской теплосетевой компании»

завершена на 86%

11

Предпосылки ценообразования на 2012

■ 22 сентября 2011 МЭР РФ представило проект «Прогноза социально-экономического развития РФ на 2012 год и плановый период 2013-2014 годов», предусматривающий:

12

■ Предложения ФСТ России по формированию цены поставки электрической энергии и мощности на оптовом рынке в 2012 году (проходит процедуру согласования проект Постановления о ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике):

■ сохранение рыночной цены на мощность генераторов (используемую при подведении результатов КОМа) на уровне 2011 года

■ сохранение тарифов «вынужденных» и «самых дорогих» генераторов на уровне 2011 года

■ сохранить обязательства по ДПМ на условиях, определенных Правительством Российской Федерации

■ ценовые показатели на РСВ определяются на рыночных условиях, с учетом повышения стоимости топлива

■ сохранение параметров RAB в пилотных теплосетевых проектах

■ 01 сентября 2011 вступили в силу новые технические требования системного оператора к генерирующему оборудованию, согласно которым значительный объем оборудования не будет допущен к конкурентному отбору мощности в соответствии с годами ввода оборудования.

Наименование показателя Оценка Прогноз

2011 2012 2013 2014

Электроэнергия (отпущенная, в %)

рост цен (регулируемых тарифов и рыночных цен) для всех категорий потребителей в

среднем за год к предыдущему году 113,5-114 106,5-107,5 109-111 109-111

рост цен (регулируемых тарифов и рыночных цен) для всех категорий потребителей ,

исключая население, в среднем за год к предыдущему году 113,8-114,3 107-108 109-111 109,111

рост регулируемых тарифов для населения, в среднем за год к предыдущему году

индексация регулируемых тарифов 110

103

с июля 6%

108-109

с июля 10-12%

110-112

с июля10-12%

рост регулируемых тарифов сетевых организаций, в среднем за год к предыдущему

индексация регулируемых тарифов 111,5-112,5

106 110 109-110

июль 11% июль 9-10% июль 9-10%

Тепловая энергия

регулируемые цены, в среднем за год к предыдущему году

индексация регулируемых тарифов

112,5-113

104,8 111 109,5-110

с июля и сентября по 6% с июля 8% с июля 12%

Газ природный (оптовые цены )

регулируемые цены для всех категорий потребителей, в среднем за год к предыдущему

году

индексация на начало периода

115,3 107,5 115 115

с июля 15% с июля 15% с июля 15%

Предпосылки ценообразования на 2012

13

Ужесточение технических требований к

мощностям, допускаемых к КОМ

С учетом отсутствия синхронизации с рынком тепловой энергии - влияет на стоимость единицы

мощности по генерирующему объекту, увеличение тарифа на тепловую энергию.

Влияющий фактор Последствия для отрасли

Отсутствие индексации тарифов (цен) на

электрическую мощность, рост тарифов на

тепло не поддерживающий соответствующий

рост постоянных расходов

С учетом прогноза индекса цен – сокращение объемных показателей ремонтной программы,

программы техперевооружения, модернизации, сокращение прочих расходов (в том числе

обеспечение безопасности)

В ЗСП «Центр» достаточный уровень

конкуренции и отсутствует price-cap Все генерирующие объекты Компании расположены в ЗСП «Центр»

Влияющий фактор Преимущество ОАО «Квадра»

Принятие Постановления о ценообразовании в

области регулируемых цен (тарифов) в

электроэнергетике (в редакции ФСТ)

В 2011 году были установлены экономически обоснованные тарифы для «дорогих» объектов

генерации Компании, что позволит сохранить экономически обоснованный уровень НВВ

Сохранение параметров RAB в пилотных

теплосетевых проектах

Позволяет реализовывать инвестиционную программу в соответствии с принятыми

долгосрочными обязательствами

Сохранены обязательства по ДПМ на условиях,

определенных Правительством Российской

Федерации

Позволяет сохранить уровень выручки по введенным объектам ДПМ в соответствии с ранее

намеченными планами

Соответствие роста уровня цен (переменная

составляющая) на электроэнергию и тепловую

энергию росту топливной составляющей

Минимизирует риски несоответствия доходов и расходов в части топливной составляющей

Ключевые драйверы

14

Инвестиционная программа (ДПМ) 1

Выделение теплосетевого бизнеса 2

Повышение прозрачности компании 5

Повышение производственной эффективности 4

Внедрение долгосрочного тарифного регулирования в тепле 3

Контактная информация

15

Директор по работе с инвестиционным сообществом

Даниэл Лесин Вулф

Тел.: +7 (985) 773 01 34

wolfe@quadra.ru

Начальник управления по работе с инвесторами

Крылова Анна Владимировна

Тел.: +7 (909) 934 2008,

+7 (495) 739 73 33, доб. 4444

Krylova_AV@quadra.ru

www.quadra.ru