"Электр желiлерiн басқару жөнiндегi қазақстандық компания" акционерлiк қоғамының кейбiр мәселелерi туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің қаулысы 2003 жылғы 3 ақпан N 125

       Ескерту. Тақырыбына өзгерту енгізілді, мәтiндегi "ААҚ" деген аббревиатура "АҚ" деген аббревиатурамен ауыстырылды - ҚР Үкіметінің 2005.09.19. N  926  қаулысымен.

      "Қазақстан Республикасының Электр энергетикалық тәуелсiздiгiн қамтамасыз ету жөнiндегi 2005 жылға дейiнгi iс-шаралар жоспарын бекiту туралы" Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң 2000 жылғы 13 қарашадағы N 1700  қаулысына  және Қазақстан Республикасы Президентiнiң 2002 жылғы 28 наурыздағы N 827  Жарлығымен  бекiтiлген Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң 2002-2004 жылдарға арналған бағдарламасына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкiметi қаулы етеді:

      1. Қазақстан Республикасының Энергетика және минералдық ресурстар министрлiгi ұсынып отырған 500 кВ-тық Солтүстiк-Оңтүстiк транзитiнiң екiншi электр жеткiзу желiсi құрылысының техника-экономикалық талдауы мақұлдансын.

      2. Қазақстан Республикасының Энергетика және минералдық ресурстар министрлiгi Қазақстан Республикасы Қаржы министрлiгiнiң Мемлекеттiк мүлiк және жекешелендiру комитетiмен бiрлесiп:
      1) "Электр желілерін басқару жөнiндегi Қазақстан компаниясы" "KEGOC" акционерлiк қоғамына (бұдан әрi - "KEGOC" АҚ) заңнамада белгіленген тәртiппен жалпы жобалық құны 326000000 (үш жүз жиырма алты миллион) АҚШ доллары тұратын үш сымды фазасымен бiрге жоғарыда аталған электр беру желiсiнiң техника-экономикалық негiздемесін, жобалық-сметалық құжаттамасын әзiрлеу мен құрылысын салуға арналған кредиттiк қаражатты қарызға алуды жүзеге асыруға рұқсат етілсiн;
      2) белгiленген мерзiмде "KEGOC" АҚ-ның меншiктi қаражатының есебiнен кредиттің қайтарылуын бақылауды қамтамасыз етсiн.

      3. Қазақстан Республикасының Табиғи монополияларды реттеу және бәсекелестiктi қорғау жөнiндегi агенттiгi Қазақстан Республикасының Энергетика және минералдық ресурстар министрлiгiмен бiрлесiп, 500 кB-тық Солтүстiк-Оңтүстiк транзитiнiң екiншi электр жеткiзу желiсi құрылысының жобасын iске асыруға арналған қарыздар бойынша оның мiндеттемелердi орындауы мақсатында құрылысты жалғастырудың талаптары мен мерзiмдерi бойынша шешiм қабылдау үшiн құрылыстың әрбiр кезеңiнен кейiн "KEGOC" AҚ Солтүстiк-Оңтүстiк транзитi бойынша электр энергиясын жеткізу көлемiнiң нақты ұлғаюы туралы деректер тапсырған жағдайда, "KEGOC" АҚ-ның қызметтер көрсетуiне арналған тарифтер деңгейiн өзгерту мәселесiн қарасын.

      4. Осы қаулының орындалуын бақылау Қазақстан Республикасы Премьер-Министрiнiң орынбасары К.Қ. Мәсiмовке жүктелсiн.

      5. Осы қаулы қол қойылған күнінен бастап күшiне енедi.

       Қазақстан Республикасының
      Премьер-Министрі

KEGOC Электр желiлерiн басқару жөнiндегi Қазақстан компаниясы

Қазақстанның Солтүстiк-Оңтүстiк
өткініндегі 500 кВ-тық екiншi электржеткiзу
желiсiнің құрылысы

Техникалық-экономикалық талдама

Алматы

2002

Кiрiспе

      Электр энергетикасы - Қазақстан Республикасының өнеркәсiбiндегi ең ірi және капиталсыйымды салалардың бipi. Сонымен қатар электр энергетикасы экономиканың шынайы секторы мен республика халқының тiршiлігін қамтамасыз етудiң негізгi жүйелерiнiң бipi болып табылады, сөйтiп республиканың электр энергетикалық тәуелсіздігі, сала жұмысының экономикалық тиiмдiлігі, тұтынушыларды электрмен жабдықтаудың сенiмдiлігі мен үздiксіздiгi секілдi маңызды басымдықтарды айқындайды.
      Қалыпты жағдайлар мен төтенше мән-жайлар кезiнде тұтынушыларды қол жеткізілетін ОЭР-мен, соның ішiнде қолайлы сападағы электр энергиясымен кепiлдемелі үздiксiз қамтамасыз ету елiмiздiң энергетикалық қауiпсіздігін көздейдi. Қазақстан Pеспубликасы үшiн энергоқауiпсiздіктiң ең маңызды құрамбөлiгi энергетикалық тәуелсіздiк болып табылады, ол дегенiміз - сыртқы жеткiзiлiмдер жоғалтылған не азайған кездерде өз энергоресурстарын мiсе тұту қабiлетi.
      Соңғы кезеңде Қазақстан электр энергетикасының дамуында жақын жылдары жоюға қажет бiрқатар қолайсыз үрдiс пайда болды: есептiк және шектiк ресурсын бітірген жабдықтар санының ұлғайтылуын туындатқан негізгі өнеркәсiп-өндірістік қорлардың тозуы, бұл жабдықтарды жөндеуге кететiн шығындардың едәуiр артуына әкеп соғады; электр стансалардағы қондырылған қуаттардың өсу, тозған жабдықтарды бөлшектеу және электржелiлiк құрылыс қарқындарының төмендеуi, олар жинала келе электрмен жабдықтаудың сапасы мен сенімдiлігін кемiтуге әкеп соқты.
      Қазақстанның электр энергетикалық тәуелсіздiгi мен қауiпсіздігі мәселесiн тұтастай алғанда үш негiзгi: Солтүстiк, Оңтүстiк және Батыс аймақтарының үйлесiнде қарастырған жөн, олардың өндiруші қуаттармен қамтамасыз ету бөлiгінде де, сондай-ақ өтiмдiк қабiлетi бойынша сенiмдi, жеткiлiктi электр желiлерiнiң бар екендігімен де.
      Солтүстiк Қазақстан - өнеркәсiп жағынан өркендеген және бастапқы энергетикалық ресурстармен қамтамасыз етілген аймақ, электр стансаларының жеткiлікті мөлшерiне және дамытылған электр желiсiне ие, әpi электр энергияның артылымын жүйедегі 500 кВ-тық Солтүстiк-Оңтүстік бiртізбектiк өткiні бойынша Оңтүстік Қазақстанға және 1150-500 кВ-тық желі бойынша Ресейге жеткiзуге мүмкiндігі бар.
      Батыс Қазақстанда мұнай-газ игерiлетiн саласының қарқынды дамуы аймақта электр энергияны тұтынудың артуына әкеп соқты, бiрақ та өз өндiрушi қуаттарының жеткiліксiздігі мен Қазақстанның басқа аймақтарымен нашар электр байланыстары кезiнде осы аймақ тапшылы болып табылады және электр энергиясын Қазақстанға іргелес Ресей облыстарынан сатып алуға мәжбүр. Сонымен бiрге Батыс Қазақстан өз өндiрушi қуаттарының тез өркендеуi үшiн анағұрлым әлеуетке ие, бұл жақын болашақта осы аймақтың электр энергетикалық тәуелсiздiгiн ғана қамтамасыз етiп қоймай, электр энергиясының салмақты экспорттық әлеуетiн құрады.
      Оңтүстiк Қазақстанның электр энергетикасы өз гидроресурстарымен, Солтүстiк Қазақстаннан әкелiнетiн көмiрмен және Өзбекстаннан жеткiзiлiмденетін табиғи газбен дамытылды. Оңтүстiк Қазақстанның барлық төрт облыстары 220-500 кВ-тық ӘЖ бойынша Солтүстiк Қазақстанның облыстарымен бiрге электр желiсiмен елiмiздiң Бiртұтас электр энергетикалық жүйесiне бiріктiрiлді. Әкелiнетiн OЭP-на тәуелдiлiк пен өз өндiрушi қуаттарының жетіспеушiлігі Оңтүстiк Қазақстан аймағын энергияға зәру етті. Электр энергияның кемiстiгі негізiнен Екібастұз бассейнiнiң көмiрiмен жұмыс iстейтiн Солтүстiк Қазақстанның iрi МАЭС-нан 500 кВ-тық Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнi бойынша арзан электр энергиясын жеткiзу есебiнен толтырылды.
      Алайда, Қазақстанның оңтүстiк аймақтарында электртұтыну көлемiнің тұрақты өсу үрдiсiмен байланысты 500 кВ-тық Солтүстiк-Оңтүстiк бiртiзбектiк өткiнiнiң өткiзу қабiлетi толық таусылды (600 МВт) және 1100-1300 млн. кВт.сағат көлемiнде, соның iшiнде күзгi-қысқы мезгiлде - 750-950 млн. кВт.сағат электр энергияның тапшылығы белгiлендi. Жағдаят оңтүстiктегі ең iрi энергия көзi - Жамбыл МАЭС-ның толық тоқтатылуымен (2002 ж. сәуiрi - 2001 ж. желтоқсаны) күрделене түстi. Электр стансаның жұмыстан шығу себебiне электр стансасының жұмыс iстеуi үшiн қолданылатын отынның: Өзбекстаннан жеткiзiлiмденетiн табиғи газдың (45 долл./1000 м 3 ) және отандық мазуттың (47 долл./т) жоғары құнынан өндiрiлетiн электр энергияның бәсекеге қабiлетсiздiгi жатады.
      Осыған байланысты 2001 жылдың 15-желтоқсанында ҚР Үкiметiнiң N 1649 "Оңтүстiк Қазақстан тұтынушыларын электрмен тұрақты жабдықтауды қамтамасыз ету жөнiндегi шұғыл шаралар туралы"  Қаулысы  қабылданды және Жамбыл MAЭС-н iске қосу әрi 2001 - 2002 жж. күзгі-қысқы мезгiлiнде жұмыс iстету үшiн мемлекеттен 200 млн. теңге мөлшерiнде демеуқаржы бөлiндi.
      Көрсетiлген мезгiлде Жамбыл МАЭС 2-3 блогы табысты жұмыс iстедi және 525 млн. кВт.сағат электр энергиясын өндiрдi, бұл тұтынушыларды электрмен жабдықтауға қолайлы әсер еттi: Оңтүстiк Қазақстанда электр энергияны тұтынудың өсуi ағымдағы 2002 жылдың 6 айы iшiнде былтырғы жылға қарағанда 7%-ға, ал Жамбыл облысында - 15%-ға ұлғайды.
      Алайда, аймақтағы электртұтынудың және электр жүктемелерiнiң өcуi күзгі-қысқы мезгiлде әр жыл сайын ЖМАЭС-дағы энергоблоктар санының жұмысқа көптеп қосылуын керек етедi. Бiрақта 2007-2010 жылдары жұмыста тек 3 энергоблок қана қалуы мүмкiн, өйткенi 1-3 блок осы уақытқа дейiн өз парктық ресурсын тауысатынын атап өткен жөн. Осыған орай, Қазақстанның оңтүстiк аймағын қамтамасыз ету мәселелерi тек қана Жамбыл МАЭС-ның жұмысы есебiнен шешiле алмайды.
      ЖМАЭС-да күзгі-қысқы мезгiлде электр энергиясы өндiрiлуiнiң ұлғайтылуы отынға демеуқаржының артуын келтіртедi. Мұнда республикалық бюджеттің қайтарымсыз шығындары тек 2005 ж. дейiн ғана 10 млн. АҚШ долларын құрайды. Келесi бес жылда көрсетiлген сома ең кемi 1,5 есе өседi.
      Сонымен, демеуқаржы қаражатының тек қана отынды сатып алуға бөлiнуi елiмiздiң оңтүстiк аймағын арзан электр энергияның жеткiліктi мөлшерiмен қамтамасыз ету мәселелерiн шешпейтiнiн, бiрақ та республикалық бюджеттiң қайтарымсыз шығындарына әкеп соғатынын атап өткен жөн.
      Оңтүстiк аймақтарды Солтүстiк Қазақстанның iрi электр стансалары шығаратын арзан электр энергиясымен қамтамасыз ету мәселесiн Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiндегі 500 кВ-тық екiншi тiзбек құрылысының есебiнен шешуге болады. Мұнда Қазақстанның Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiнiң өткiзу қабiлетi 1500 МВт-қа дейiн артады.

1. Оңтүстiк Қазақстанның электр энергиясы мен қуаты балансының талдамасы және оның 2015 жылға дейiнгi болжамы

      1.1. Электр энергиясы мен қуаты балансының талдамасы

      Оңтүстiк Қазақстанда 1990 жылдан 1999 жылға дейiн он жыл iшiнде электр энергиясын тұтыну 67%-ға кеміді, электр энергиясының өндiрiсi 57%-ға түсіп кеттi, мұнда электр энергиясының тапшылығы немесе басқа аудандардан аймаққа электр энергия жеткiзiлiміне тәуелдiлiгi 10,16 млрд. кВт.сағаттан 1,79 млрд. кВт.сағатқа кемiдi. Электртұтыну деңгейiнiң осылайша күрт түсуiнiң негізгi себебі iс жүзiнде химия өнеркәсiбi кәсiпорындарының қызметiнiң толық тоқтатылуымен байланысты. 2000 жылдан бастап елiмiз экономикалық дағдарысты басынан кешiрдi және өнеркәсiп өндiрісінiң өсу үрдiсi байқалды, бұл электр энергиясын тұтынудың республика бойынша да, аймақтарда да өсуiне әсер етпей қоймады. Оңтүстiк Қазақстанда электр энергияны тұтынудың артуы 2000 ж. 7,8%-ды құрады, 2001 ж - 6,7%, 2002 ж. күтiлетiн өсiм - 5,6%. Алайда, электртұтыну өскен кезде аймақтың электр стансаларындағы электр энергия өндiрiсiнiң кемуi жалғасуда. Оңтүстiк Қазақстандағы электр энергия балансының өзгеру динамикасы 1.1.1.-диаграммада өрнектелген. 

      1.1.1.-диаграмма. Оңтүстiк Қазақстандағы электр энергия балансының өзгеру динамикасы

      (қағаз мәтіннен қараңыз).

      Оңтүстiк Қазақстандағы өндiрушi қуаттар гидроэлектростанциялармен (525 МВт) және көмiрмен әрi газомазуттық отынмен (1614 МВт) жұмыс iстейтiн жылу электр станцияларымен көрсетiлген. Аймақтың ең ipi энергия көзi Жамбыл МАЭС (1230 МВт) болып табылады.
      Аймақтың электр станцияларында электр энергиясы өндiрiсiнiң көмуi Өзбекстаннан жеткiзiлiмденетiн табиғи газдың құнының өсуiнен болған газо-мазуттық ЖЭС жұмысының пайдасыздығымен және отандық мазут құнымен байланысты, олар энергетикалық рынокта өндiрiлетiн электр энергиясының бәсекеге қабiлетсiздiгіне әкеп соқты. Екi өткен жыл iшiнде электр энергияны тұтынудың өcуi мен өндiрiмiнiң кемуi кезiнде Оңтүстiк Қазақстанның зәрулiгі 1,79 млрд. кВт.сағаттан 3,67 млрд. кВт.сағат (2000 ж.) - 4,53 млрд. кВт.сағатқа (2001 ж) дейiн артты. Қалыптасқан жағдаят жүйедегi 500 кВ-тық Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiнiң шектiк жүктелуiне әкеп соқты, сол бойынша 600 МВт өткiзу қабiлетiмен 2001 жыл iшiнде 3,43 млрд. кВт.сағат жеткiзiлдi. Тұтынушы үшiн қолайлы бағалармен жеткізiлiмденетiн электр энергияның жетiспеушiлiгі республиканың оңтүстiк аймағында электртұтынудың өсуiн ұстап тұруға әкеп соғады.
      Болашақта Жамбыл МАЭС-ның энергоблоктарын жұмысқа қосу Қазақстанның электр энергиясы мен қуатының көтерме рыногындағы электр энергияның бағасына (ол уақыт өткен сайын, әлбетте, көтерiледі), газо-мазуттық отынның нарықтық құнына, отын сатып алу үшiн мемлекет тарапынан демеуқаржылар беру мүмкiндiгіне және басқа да жәйттерге тәуелді болады.
      Оңтүстiк Қазақстан қуатының өткен 1990 ж. мезгiлi үшiн кемiтiлген, сонан соң өспелi тапшылығымен электр энергиясының балансына ұқсас қалыптасты. Қазақстан БЭЖ-нiң қыстық максимумы өткен сағаттағы ең үлкен жүктеме 4195 МВт-тан (1990 ж.) 2056 МВт-қа дейiн қуат тапшылығы 1816 МВт-тан (1990 ж.) 512 МВт-қа (1999 ж.) шейiн төмендедi және 2001 ж. 963 МВт-қа дейiн артты. Орталық Азиядан қуат ағыны 1735 МВт-тан 270 МВт-қа дейiн кемiдi, ал Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнi бойынша қуат ағыны 1990 ж. және 2001 ж. 81 МВт-тан 693 МВт-қа шейiн ұлғайтылды (1.1.2.-диаграмма). 

      1.1.2-диаграмма. Оңтүстік Қазақстандағы электр қуаты балансының өзгеру динамикасы 
                    (қағаз мәтіннен қараңыз).

      1.2. Электр энергияны тұтыну болжамы

      Оңтүстiк Қазақстанның электр энергиясын тұтыну болжамы (1.2.1.-кесте) облыстардың экономикасын дамытудың индикативтiк жоспарларының, ҚР Экономика және сауда министрлігiндегі Экономикалық зерттеулер институты деректерiнiң, ҚР-ның 2001-2005 жж. әлеуметтiк-экономикалық дамыту Тұжырымдамасының және қарастырылған уақыт бөлiгінде (жыл, бесжылдық және т.с.с.) өнеркәсiп, ауыл шаруашылығы өндiрiсiнiң осы не өзге түрiндегi өнiмiн шығаруға меншiктiк электр энергиясы шығынының, қызмет көрсету аясы (сауда, коммуналдық шаруашылық және т.б.) мен тұрғындардың электр энергиясын тұтынудың нормаларының негізiнде әзiрлендi.

1.2.1.-кесте

Оңтүстік Қазақстанның электртұтыну құрылымы

млн. кВт.сағат

------------------------------------------------------------------
  Экономика салалары    !  2000 ж.  !2005 ж. ! 2010 ж. ! 2015 ж.
                        !(есеп беру)!        !         !
------------------------------------------------------------------
1. Өнеркәсiп                2685       4836     5722      7591
2. Ауыл шаруашылығы          139        200      272       422
3. Құрылыс                   124,5      146      158       171
4. Көлiк пен байланыс        588        607      629       652
5. Қызмет көрсету аясы      1432       1550     1688      1841
6. Тұрғындар                2004,5     2131     2264      2500
7. Энергетиканың өз
   мұқтаждары                658        840      898       898
8. Эл. энергияның
   желiлердегi
   ысыраптары               1860       1939     1959      2020

   Барлық эл.энергия
   қажеттігі                9491      12249    13590     16095
------------------------------------------------------------------

      Өнеркәсiптегi тау-кен саласының дамуы, Амангелдi газ және Құмкөл мұнай-газ кен орындарын ашу, химия кәсiпорындары қызметiнiң жандануы, Шымкент мұнай өңдеу заводында мұнай өңдеудi ұлғайту, машинажасау өнiмiн шығартуды көбейту есебiнен электр энергиясын жалпы тұтынудағы өнеркәсiп үлесi 2000 ж. 28 %-дан 2015 ж. 47 %-ға дейiн ұлғаяды, ауыл шаруашылығы өндiрiсiндегi электртұтыну үлесi 1,60-дан 2,6%-ға ұлғайтылады. Электр энергиясын тұтыну құрылымының өзгеруiн (пайызбен) 1.2.1. және 1.2.2. диаграммалары бойынша қадағалауға болады. 

      1.2.1.-диаграмма Оңтүстік Қазақстандағы 2000 ж. электртұтыну
                             құрылымы.
                   (қағаз мәтіннен қараңыз).

      1.2.2.-диаграмма Оңтүстік Қазақстандағы 2015 ж. электртұтыну
                             құрылымы.
                   (қағаз мәтіннен қараңыз).

      Оңтүстiк Қазақстандағы электр энергиясын тұтыну болжамының талдамасы облыстар бойынша құрылымда Алматы облысының үлесi оның 2000 ж. 50%-дан 2015 ж. 38%-ға дейiн ары қарай кемуiмен және бiр мезгiлде Жамбыл облысы үлесiнiң 2000 ж. 20%-дан 2015 ж. 31%-ға дейiн ұлғаюымен басым болады. Қызылорда мен Оңтүстiк Қазақстан облыстарының үлестерi барлық болжамдық мезгiл iшiнде - тиiсiнше 8 және 22% шектерiнде тұрақты болып қалады. Электр энергиясын тұтынудың ең үлкен өсiмi Жамбыл облысына келедi - 2000-2015 жылдар iшiнде Алматы облысындағы 29% өсiмге қарағанда 166%-ды құрады, 100% - Қызылорда облысында және 66% - Оңтүстiк Қазақстан облысында (1.2.2.-кесте).

2015 ж. дейінгі Оңтүстік Қазақстан облыстары бойынша энерготұтыну болжамы

млрд.кВт.сағат

-------------------------------------------------------------------
                           !2000 ж. (есеп !2005 ж.!2010 ж.!2015 ж.
                           !     беру)
-------------------------------------------------------------------
Алматы облысы                     4,79        5,19   5,51    6,17
Жамбыл облысы                     1,87        3,54   3,95    4,97
Қызылорда облысы                  0,78        0,93   1,26    1,56
Оңтүстік Қазақстан облысы         2,05        2,59   2,87    3,4
-------------------------------------------------------------------
Оңтүстік Қазақстан бойынша        9,49       12,25  13,59   16,1
барлығы
-------------------------------------------------------------------

      1.3. Баланс болжамы

      Электр энергиясының болжамы электр энергиясын болашақта тұтыну болжамы мен аймақ электр стансалары электр энергиясының мүмкiн болар өндiрiсіне негізделедi. Қуат балансын аймақтың ең жоғары жүктемесiн, қуаттың қажетті резервiн және электр станциясының жұмыс қуатын не ең жоғары жүктеменi жабуға қатысқан өндiрiм қуатын есептеу құрайды.
      Электр энергиясын өндiрудiң 2015 ж. дейiн өндiрiс болжамы аймақта өндiрушi көздер мен оларды жүктеудiң бар екендігіне негізделді. Оңтүстiк Қазақстандағы өндiрушi көздердiң қондырылған қуаты 1761 МВт (ЖМАЭС-ның қуатын ескермегенде) кезiнде иелiк қуат 1199 МВт-ты құрайды, соның iшiнде ГЭС - 335 МВт, ЖЭО - 864 МВт. 2001 ж. ГЭС-те 1,98 млрд. кВт.сағат, ЖЭО-да - 3,58 млрд. кВт.сағат, соның iшiнде көмiрмен істейтін ЖЭО-да - 2,92 млрд. кВт.сағат, газо-мазуттық отынмен істейтiн ЖЭО-да - 0,66 млрд. кВт.сағат электр энергиясы өндiрiлді. Көмiрлі ЖЭО-ды жүктеу сағат саны 4500 сағатты құрады, газо-мазуттық отынмен істейтін ЖЭО-да - 3000 сағат. Газомазуттық электр станцияларын төмен жүктеу себебiне импорттық табиғи газ бен отандық мазуттың жоғары құны жатады.
      Шынайы инвесторлардың жоқтығы жақын келешекте аймақта шыңнамалық қуаттар тапшылығын азайту үшiн қажеттi жаңа ipi электр станцияларды, iшiнара Кербұлақ пен Майнақ ГЭС-терiн салу мүмкiндiгін неғайбыл етеді. Ашылып жатқан Құмкөл мұнай-газ кен орнында 2005 жылы салынатын ГЖЭС (50 Жт) шынайы іске қосылатын нысан болып табылады.
      2015 ж. мезгiлiне дейiнгі электр энергия мен электр қуатының болжамдық теңгерiмдерiн есептеу негізiне аймақтың өндiрушi құрылымын электр стансалар иелерi жүзеге асыратын инвестициялар есебiмен жаңартудың өлшеп-пiшiлген әдiстемесi қойылды. Аймақтағы электр станциялардың иелiк қуаты 2015 ж. деңгейiнде 1811 МВт-пен бағаланады.
      Келешектiк баланстар Жамбыл МАЭС-ның жүктеменiң жылдық максимумын жабу мен ондағы күзгі-қысқы мезгілiнде электр энергия өндірісіне қатысу мүмкiндiгiн ескере және онысыз болжамданғанын ерекше атап өтемiз.
      ЖМАЭС-ның күзгі-қысқы мезгілдегі жұмысын ескере және ескермеген кездегі қарастырылған аймақтың электр стансаларындағы электр энергия өндiрiсiнiң болжамы 3-кестеде келтiрiлген:

      1.3.1. кесте

      Оңтүстік Қазақстанның электр стансаларындағы
электр энергия өндірісінің болжамы

       млрд.кВт.сағат

-------------------------------------------------------------------
                           !2001 ж.       !2005 ж.!2010 ж.!2015 ж.
                           !(есеп беру)
-------------------------------------------------------------------
Оңтүстік Қазақстан
Алматы облысы                    4,51         4,5     4,5     4,5
Жамбыл облысы                    0,1          0,2     0,2     0,2
Қызылорда облысы                 0,11         0,45    0,45    0,45
Оңтүстік Қазақстан облысы        0,84         0,9     0,9     0,9
-------------------------------------------------------------------
Оңтүстік Қазақстан бойынша
барлығы (ЖМАЭС-н ескере)         5,6          7,75    8,35    8,35
-------------------------------------------------------------------
Оңтүстік Қазақстан бойынша
барлығы (ЖМАЭС-н ескермей)       5,6          6,05    6,05    6,05
-------------------------------------------------------------------

      Баланс Оңтүстiк Қазақстанда электр энергиясы өндiрiсi тұрғысынан ЖМАЭС-ның жұмысын ескере не ескермей, сондай-ақ суғару мезгiлiнде 2015 жылға дейiн Қырғызстаннан 1 млрд. кВт.сағат көлемiндегi электр энергиясының тұрақты импортын ескере отырып жасалды. Қуат балансында ең жоғары жүктеменiң 15% мөлшерiнде қажеттi қуат резервi көзделген. Электр энергияны тұтынудың өciмi 2000 жылы 9,49 млрд. кВт.сағаттан 2015 жылы 16,1 млрд. кВт.сағатқа дейiн орташа есеппен жылына 4,6-ға, соның iшiнде - 2000-2005 жж. үшiн жылына 7%, 2006-2010 жж. жылына 2,1% және 2010-2015 жж. жылына 3,8%-ға көзделдi.
      Жоғарыда келтiрiлгендi ескере отырып жасалған Оңтүстiк Қазақстандағы қуат пен электр энергияның жасалған болжамдық балансы 2005-2015 жылдары электр энергияның тапшылығы былайша ұлғаятынын көрсетедi: ЖМАЭС жұмыс iстеген кезде 2005 жылы 3,45 млрд. кВт.сағаттан 2015 жылы 6,75 млрд. кВт.сағатқа дейiн және ЖМАЭС істемеген кезде 2005 пен 2015 жылдары тиiсiнше 5,15 млрд. кВт.сағатан 9,06 млрд. кВт.сағатқа шейiн қуат бойынша - тиiсінше ЖМАЭС жұмыс iстеген кезде 800-ден 1370 МВт-қа дейiн және ЖМАЭС істемегенде - 1160-тан 1900 МВт-қа шейiн.
      Электр энергиясы мен қуатының айтарлықтай тапшылығының болуы 2005 жылға қарай оңтүстiк аймақтарды сенiмдi энергиямен жабдықтауды қамтамасыз ету жөнiндегi шұғыл шараларды қабылдауды және Республиканың энергетикалық қауiпсiздігіне туындайтын әлеуеттi қаупiн жоюды талап етедi. Осы мiндеттi шешудi мына негiзде жүзеге асыру керек:
      - 500 кВ Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiндегi екiншi тізбектiң құрылысы;
      - Жамбыл МАЭС-ның энергоблоктарын қайта құру

      ЖАЭТ энергия блоктарын жұмысқа қосудың экономикалық тиiмдiлiгін бағалау мыналарды анықтады:
      - ЖМАЭС-те өзбек газын жағу кезiнде (2005 жылға қарсы электр станциясының қазандықтың жанарғысында 55 $/1000 м 3 ) өндiрiлетiн электр энергиясының өзiндiк құны 2,6 цент/кВт.сағат (4,0 теңге/кВт.сағат) құрады;
      - ЖМАЭС-те ШМӨС АҚ-дан жеткiзiлетiн мазутты жағу кезiнде (8650 теңге/тонна бағасымен), электр энергиясының өзiндiк құны 2,26 цент/кВт.сағат (3,5 теңге/кВт.сағат) құрады;
      - Оңтүстiк Қазақстанға Екiбастұз MAЭС-тан 500 кВ Солтүстiк-Оңтүстiк электр жеткiзу бойынша жеткiзiлетiн электр энергиясының құны шамамен 1,3 цент/кВт.сағат құрайды.
      Яғни, ЖМАЭС-да бәсекеге қабiлетті электр энергиясының өндірісі үшін осы электр станциясында өндiрiлетiн электр энергиясының бәсекеге қабiлеттi жеткiзiлiмдерiн қамтамасыз ету үшiн ондаған миллион доллар жыл сайынғы мемлекеттік демеуқаржылар қажет.
      Осыған байланысты таяу болашақта тұтынушылар үшiн қолайлы баға бойынша Оңтүстiк Қазақстанды электр энергиясымен қамтамасыз ету мәселелерi өткiр қойылады. Осы мәселе Солтүстiк Қазақстанның iрi тозаң көмiрлi электр станцияларынан Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнi бойынша қосымша электр энергиясын беру жолымен шешiлуi мүмкiн.
      500 кВ Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiндегi екiншi желi құрылысының қажеттілiгі туралы айтқанда, осы желiнiң толық жүктемесiн қамтамасыз ету үшiн қарастырылған келешектегi кезеңде Солтүстiк Қазақстан электр станцияларында қосымша электр энергиясын өндіру мүмкiндiгiн талдау қажет.
      Солтүстiк Қазақстан аймағында Қазақстан электр станцияларының жиынтықталып белгіленген қуатының 70 %-дан астамы шоғырландырылған - Солтүстiк Қазақстан электр станцияларының қондырылған қуаты 13106 МВт құрайды, иелiк қуаты - 9768 МВт (Қазақстан БЭЖ ОДБ-ның 2001 жылғы 01 қаңтардағы жай-күй бойынша деректерi).
      Бірақ, негiзгі технологиялық жабдықтардың табиғи тозу деңгейінiң жоғарылығы 2001-2015 жылдар iшінде өз ресурсын толық бiтiрген өндiруші қуаттардың айтарлықтай көлемiнiң босатылу мүмкіндiгіне ықпал етедi. Көрсетiлгендер анағұрлым iрi электр станцияларының энергоблоктарын қайта құру бойынша бiрiншi кезектегi iс-шараларды қабылдауды қажет етеді - ЕМАЭС-1 және ЕМАЭС-2 үшінші блокты енгізу. Басқаша жағдайда электр энергиясының жүктемесiнiң өсуi осы аймақта 2010 жылы-ақ электр энергиясының тапшылығына алып келедi. Бұл Солтүстiк Қазақстан БЭЖ-де өндiрушi қуаттардың босатылу жағдайының торыққан сценарийi берiлген 1.3.1. диаграммада анық көрiнедi (босатылатын қуаттарды оларды жаңғырту мен қайта жаңғырту жолымен ауыстыруға iс-шаралар қолданылмай).

Iрі МАЭС-н қайта жаңғырту жөніндегi іс-шараларды қолданбау
және жұмыс ресурсын, МВт толық бітіру салдарынан олардың
өндіруші қуаттарының босатылу жағдайында Солтүстiк
Қазақстанның өндіруші қуаттарын төмендету болжамы
(торыққан вариант)
(қағаз мәтіннен қараңыз).

      Солтүстiк Қазақстан БЭЖС-нің күштi өндірушi әлеуетiн сақтау үшiн бiрiншi кезекте iрi электр станцияларының бipi - Екібастұз MAЭС-1 қалпына келтiру қажет, бұл жағдайда электр станциясының иелік қуаты 1630 МВт-дан 2005 жылы 2290 МВт-ға дейін және 2010 жылы 3100 МВт-ға шейiн ұлғаюы қажет. Энергоблоктарын қалпына келтiруге арналған инвестицияларға толық қажеттiлiк 2001-2005 жылдар кезеңiнде 120 млн АҚШ долл. құрайды (1 кВт қуат үшiн меншiктiк шығындар 180 АҚШ долл.), 2006-2010 жылдар кезеңінде - 160 млн. АҚШ долл. (1 кВт қуат үшін меншiктiк шығындар 200 АҚШ долл.). 2005 жылдан кейiн Екiбастұз МАЭС-2 500 кВт үшiншi блогын жұмысқа енгiзу болжанылуда. (190 млн. АҚШ долл. инвестициялар).
      Қарастырылған келешектегі кезеңде, сондай-ақ, Астана қ. электр және жылумен жабдықтау қажеттiлігі үшiн Ақмола ЖЭО-2 (115 МВт) кеңейту күтiлуде, қажеттi инвестициялар көлемi - 21-23 млн. долл.
      Баяндалған ЕМАЭС-1 және EMAЭС-2 энергия блоктарын (3-шi энергия блогын қолданысқа енгiзумен) қайта жаңғырту бойынша негізгі айқындамалар есебiнен 2015 жылға дейiнгi кезеңге Солтүстiк Қазақстан БЭС-те электр энергиясын тұтыну мен өндiру қуаты балансының болжамының өлшеп-пiшiлген нұсқасы әзiрлендi. (1.3.2.-диаграмма).

Жаңа қуаттарды қалпына келтiрумен және енгізумен әрi Оңтүстiкке қуатты беру есебімен Солтүстiк Қазақстан
электр станциялары қуатының өзгеру болжамы, МВт
(қағаз мәтіннен қараңыз).

      Диаграмма Екібастұз МАЭС-1, 2 өндiрушi қуаттарын қалпына келтіру талабымен, 2015 жылға дейiн Солтүстiк Қазақстанның тұтыну мен өндiру қуаттарының болжамдық балансының өзгеру динамикасын көрсетедi. Осы талаптарды орындаған кезде Солтүстiк Қазақстан 2015 жылға дейiн электр жүктемесiнiң айтарлықтай қарқынды өсуiне қарамастан артық энергиялы болып қалады. Осы жағдайларда Солтүстiк-Оңтүстік өткiнiндегi 500 кВ-тық ӘЖ екiншi тiзбегiнiң құрылысы Қазақстанның оңтүстiк аймақтарына 1300-1400 МВт-ға дейiн электр қуатын беруге мүмкiндiк бередi.
      Осылайша, ҚР Оңтүстiк аймағы экономикасының, соның iшiнде электр тұтынудың 2015 ж. кезеңдерге даму болжамы көрсетiлген келешекте Оңтүстiк аймағының электр тұтынуының өсуiн жабу ЖМАЭС-н оның энергия блоктарын және Солтүстiк-Оңтүстiк өткініндегi екiншi электржеткiзу желiлерiнiң құрылысын қайта жаңғырту негiзiнде қалпына келтiрудi талап етедi.

2. RWE Solutions компаниясы әзiрлеген Солтүстiк-Оңтүстiк
жобасының инвестиция алдындағы ТЭН-ге шолу

      Осы тарауда RWE Solutions (Германия) компаниясының Lahmeyer International-мен (Германия) және Севэапэнергосетьпроектпен (Ресей) бiрге әзiрлеген Солтүстiк - Оңтүстiк жобасының инвестиция алдындағы шолуы берiлген.

      2.1. 500-220 кВ Қазақстанның Солтүстiк-Оңтүстiгінiң қолданыстағы бiртiзбектi өткiнiнiң сипаттамасы

      Жүйедегі Қазақстанның Солтүстiк-Оңтүстiк өткiніне 220-500 кВ-тық кернеулi электр тораптары кiредi, олар бес облыстың аумағы бойынша өтедi: Қарағанды (Солтүстiк Қазақстан аймағы) және Алматы, Жамбыл, Қызылорда, Оңтүстiк Қазақстан (Оңтүстiк Қазақстан аймағы).
      220-500 кВ-тық өткiнінiң әрекет ететiн аймағындағы тұтынушыларды электрмен жабдықтау жеке аймақтық электр станцияларынан өндiрiлетiн электр энергиясын алу және ұлттық маңызы бар iрi электр станциялары: Екiбастұз МАЭС-1, 2 мен Ақсу МАЭС-нан электр энергиясын жеткізу жолымен жүзеге асырылады.
      500 кВ-тық Солтүстiк-Оңтүстiк өткінiнiң негізгi мiндетi - Оңтүстiк Қазақстан тұтынушыларының электр энергиясына тапшылығын жабу. Жеткiзу ұзақтығы 1500 км. құрайды. Pеспубликаның оңтүстiк облыстарына электр энергиясын жеткiзудi жүзеге асыратын жүйедегi 220-500 кВ-тық - Екібастұз - Нұра-Ағадыр-ОҚМАЭС-Алматы-Бiшкек Жамбыл электржеткізу желiлерi үшiн Орталық Азия мемлекеттерiнiң энергия жүйелерiнiң тұрақсыз жұмысын ескере отырып, өткiзу қабiлетi 600 МВт орнатылған және өткiн барынша жоғары жүктеумен жұмыс iстейдi.
      Өткiзу қабiлетi мен бiрiктірiлген энергия бiрлестiктерiнiң айналдырылмалы "массалар" қатынасы бойынша жүйедегі Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнi "әлсiз байланыс" болып табылады, соның салдарынан мына кемшiлiктерi бар:
      - апаттық бейбаланс салдарынан статистикалық орнықтырудың болуы мүмкiн ретсiздiктерi мен Орталық Азия БЭЖ-дiң энергия жүйелерiнiң келiсiм-шарттық қуат пен электр энергиясының сальдоағындарын қанағаттандырарлықсыз сақтау себептерi бойынша Қазақстан БЭЖ-нiң Ресей БЭЖ-мен және Орталық Азия БЭЖ-мен қосарлас жұмысының түзiмi үшiн өткiннiң жеткiлiксiз өткiзу қабiлетi.
      - Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiнiң оның біртiзбектi атқарылуы себебi бойынша сенiмдiлігінiң төмендiлiгі, осыған байланысты кез-келген 500 кВ-тық ӘЖ-нiң апаттық өшiрiлуi кезiнде немесе жөндеуге шығаруда (Л-514 А қоспағанда) Қазақстан БЭЖ-нің солтүстiк және оңтүстiк бөлiктерiнiң қосарлас жұмысы және соған сәйкес оңтүстiк аймаққа электр энергиясын жеткiзу тоқтатылады.
      - 500 кВ-тық торап реактивтік қуаты бойынша жеткiлiктi қарымталанған. Бiрақ, 220 кВ-тық түйiскен торапта реактивтiк қуаттың қарымталанбаған айтарлықтай артықтығы орын алған, бұл өткiндiк ағынның кiшi көлемдерiнде өткiндік қосалқы станцияларда 220 және 500 кВ-тық жоғары кернеу деңгейiне және Ағадыр, ОҚМАЭС, Алматы ҚС-да өткiннiң жұмысын сақтай отырып, 500 кВ-тық реакторлардың бiреуiн жөндеуге енгiзу қиындығына алып келедi;
      - Солтүстiк-Оңтүстiк өткінiнiң жеткiлiксiз өткiзу қабiлетi Оңтүстiк Қазақстанда өндiрiлетiн қуаттың жеткiлiктi резервiнiң болмауынан Орталық Азия БЭЖ энергожүйелерiндегі қуат пен электр энергиясының резервiн сатып алу қажеттiлiгіне алып келедi (Жамбыл МАЭС-дағы жағдай газ-мазуттық отынға жоғары бағаның сақталуымен ол өндiретiн электр энергиясының бәсеке қабiлетсiздігінен тоқталуынан қиындай түседi);
      - 500 кВ-тық желiлердің жоспарлы жөндеуiн өткізу Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнi бойынша қосарлы жұмыстарды тоқтату қажеттігіне және Оңтүстiк Қазақстан тұтынушыларының электр энергиясы мен қуатын Орталық Азия БЭЖ-нен сатып алуына алып келедi.
      - тұтынушыларды өшiрiп тастауға Солтүстiк-Оңтүстiк өткінiнiң апатқа қарсы автоматикасының жиі жұмысы (CAOH) және 500 кВ-тық реакторды өшiру, кернеудi реттеу үшiн 500 кВ-тық реакторларының жедел коммутациясы.
      Республиканың оңтүстiк аймақтарын қажетті арзан электр энергиясы көлемiмен қамтамасыз ету және оңтүстiк аймақтардың энергетикалық қауiпсiздiкке жетуi мәселелері 500 кВ-тық екiншi тiзбектi салу жолымен 500-220 кВ-тық Қазақстанның Солтүстiк-Оңтүстiк электр жеткiзуiн күшейту есебiнен шешiлуi мүмкiн.

2.2. Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiн және олардың құндық
көрсеткiштерiн күшейтудiң техникалық шешiмдерi

      Инвестиция алдындағы ТЭН-дi әзiрлеу кезiнде Қазақстанның Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiн күшейтудiң eкі нұсқасы қарастырылды:
      - 500 кВ-тық Екібастұз-Ағадыр-ОҚМАЭС-Жамбыл өткiнiнiң құрылысы (Шу ҚС-ға кiрмейтiн нұсқа)
      - 500 кВ-тық Екібастұэ-Ағадыр-OҚMAЭС-Жамбыл өткiнiнiң құрылысы. Бұл жағдайда 514-ЖВЖ (Алматы-Бiшкек) қиылады және Шу қосалқы станциясының (ҚС) 500 кВ-тық ОРУ-ге қосылады (Шу ҚС-ға кiретiн нұсқа).

      Сонымен қатар жобаланып жатқан ЖВЖ-ның екі нұсқасы қарастырылды:
      - үшсымдық атқару;
      - төртсымдық атқару.

      Жобаланып жатқан ЖВЖ-ның ұзындығы былай анықталды:
      - Екiбастұз-Ағадыр - 508 км;
      - Ағадыр- ОҚМАЭС - 385 км;
      - ОҚМАЭС-Жамбыл - 512 км;
      - ОҚМАЭС-Шу - 270 км;
      - Шу-Жамбыл - 280 км.

      Қазақстан БЭЖ-нiң Ресей БЭЖ-мен және Орталық БЭЖ-мен қосарлас жұмыстары жағдайындағы Қазақстанның Солтүстiк-Оңтүстiгі өткiнi бойынша орындалған есептесулер ағындардың ұйғарынды көлемін анықтауға мүмкiндік берді:

      Жүйедегі Солтүстік-Оңтүстік
      - ұйғарынды ағын 750 МВт.

      500 кВ-тық Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiндегi екiншi желінің құрылысы жағдайында
      а) үшсымдық атқаруда
      - ұйғарымды ағын 1250 MBт.
      б) төртсымдық атқаруда
      - ұйғарынды ағын 1400 МВт.

      Ұзаққа электр жеткiзетiн желiлер үшiн оларға 220-500 кВ-тық Қазақстанның Солтүстiк-Оңтүстiгi өткiнiн жатқызуға болады, ұзындығының өсуiмен шектеулi қуатының төмендеуi (өткен ұзындығы 100 км-ден астам), сондай-ақ реакторлар коммутациясының қиындығы, асқын кернеудi өте шектеу тән.
      Басқарылатын реакторлар (БP) пайдаланылатын реактивтiк қуатты 0-ден 100%-ға дейiнгі номиналдық қуатта өзгертедi, сондай-ақ тұтынылатын қуаттың қажеттiлігі бойынша көпдүркіндік шамалық жеделдетуді (Q p =8-10Sном) жүзеге асыра алады, осының арқасында басқарылатын реакторлар коммутациялық асқын кернеу шектегiштерiнiң терең деңгейiн қамтамасыз етедi. (2.2.1.-диаграмма)

Қуат ағынының ШР көмегiмен шегiне жеткенге дейiн өзгеру
кезіндегi кернеуді реттеу

      (қағаз мәтіннен қараңыз).

      Басқарылатын реакторларды пайдалану кернеудi реттеу сапасын айтарлықтай жақсартуға мүмкiндік береді (БP қосылатын тоқтарда кернеу берiлген деңгейде қалады), әcipece Ағадыр ҚС мен ОҚМАЭС ҚС-да және бұл жағдайда реттелмейтiн шунтталушы реакторларды (ШР) коммутациялау мәселесi толықтай жоқ. БР арқасында ШР көп бөлiгiн өшiруге мүмкiндiк туды, бұл Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнi бойынша жеткізілетін қуаттың шегiн көтеруге алып келдi, нәтижесiнде өткiнде БР пайдалану кезiндегi қуаттың ұйғарынды ағындары мынаны құрады:
      а) фазалардың үшсымдық атқарылуы
      - ұйғарынды ағын - 1350 МВт, басқарылмайтын реакторлар орнатылған жағдайда 1250 МВт-қа қарсы;
      б) фазалардың үшсымдық атқарылуы
      - ұйғарынды ағын - 1500 МВт, басқарылмайтын реакторлар орнатылған жағдайда 1400 МВт-қа қарсы;

Ағадыр ҚС-да БШР көмегімен шегiне жеткенге дейін
ағындар қуатының өзгеру кезiндегі кернеуді реттеу (1 БР)

      (қағаз мәтіннен қараңыз).

      500 кВ-тық құрылысқа күрделi жұмсалымдар екі нұсқада анықталған. Бiрiншi нұсқа бойынша 500 кВ-тық ӘЖ Екiбастұз-Ағадыр (508 км), Ағадыр-ОҚМАЭС (385 км) және ОҚМАЭС-Шу (270 км) үш біртізбекті құрылыстың құны анықталған.
      Үш 500 кВ-тық ӘЖ-нің жалпы ұзындығы 1163 км. құрайды. Екінші нұсқа бойынша 500 кВ-тық ӘЖ құрылысының құны Шу ҚС-ға кiрусiз анықталған. ОҚМАЭС-тен желі Жамбыл ҚС-ға дейiн кетедi және осы телімнiң ұзақтығы 512 км. Алғашқы екi телiм өзгерiссiз қалады, 500 кВ-тық ӘЖ-нiң жалпы ұзындығы 1405 км. құрайды. Yш және төрт төртсымдық дәстүрлi конструкциядағы 500 кВ-тық ӘЖ құрылысы үшiн сәйкестендiрiлген және көршi фазалармен қашықтығы 12,0 м. болат пен темірбетондық тiректер пайдаланылады. Аралықтағы фаза сымдарының арасындағы қашықтық сақталады: а) үшсымдық атқару үшін - 400 мм; б) төртсымдық атқару үшін - 600 мм. Электржеткiзу желілеріндегі тіректер саны 500 кВ-тық ӘЖ күрежолының өту аймағындағы климаттық зона аумағымен, фаэалық сымның көлемiмен (8) және басқа да талаптармен анықталған. Желілер бойынша тiректер саны 2.2.1.-кестеде анықталған.

2.2.1. кесте

Солтүстiк-Оңтүстiк өткініндегі екiншi тiзбектің
желілері бойынша тiректер саны

------------------------------------------------------------------
 N ! 500 кВ-тық ӘЖ  ! үшсымдық aтқapу, дана !  төртсымдық атқару,
p/б!                !                       !         дана
------------------------------------------------------------------
 1  Екібастұз-Ағадыр          1463                   1569
 2  Ағадыр - ОҚМАЭС           1106                   1185
 3  ОҚМАЭС - Жамбыл           1316                   1553
 4  ОҚМАЭС - Шу                736                    821
------------------------------------------------------------------

      Екi нұсқа бойынша үш және төртсымдық атқарудағы 500 кВ-тық ӘЖ құрылысының құны 2.2.2. кестеде келтiрiлген.

2.2.2. кесте

------------------------------------------------------------------
     Объект атауы   ! үшсымдық, млн. АҚШ   !   төpтсымдық,
                    !       доллары        ! млн. АҚШ доллары
------------------------------------------------------------------
500 кВ-тық ЖВЖ
Екiбастұз-Ағадыр            104,24                114,66
500 кВ-тық ЖВЖ
Ағадыр - ОҚМАЭС              66,73                 73,41
500 кВ-тық ЖВЖ
ОҚМАЭС - Шу                  52,62                 59,99
500 кВ-тық ЖВЖ
ОҚМАЭС - Жамбыл             100,77                121,93
І нұсқа бойынша
барлығы (Шу)                223,59                248,06
ІІ нұсқа бойынша
барлығы (Жамбыл)            217,74                310,00
------------------------------------------------------------------

      Жалпы ұзындығы 1163 км немесе 1405 км Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiндегi жаңа 500 кВ-тық ЖВЖ өз жолында әрекеттегі 500 және 220 кВ-тық электр станциялары мен қосалқы станциялардың жүйедегi 500 кВ-тық ОРУ-ға қосылады.
      - 500 кВ-тық ОРУ Екiбастұз МАЭС
      - 500 кВ-тық ОРУ ОҚМАЭС
      - 500 кВ-тық Ағадыр ҚС
      - 220 кВ-тық Шу ҚС
      - 500 кВ-тық Жамбыл ҚС

      Жаңа 500 кВ-тық электр жеткiзу ӘЖ-н қосу тәсiмi әрекеттегі төменде көрсетiлген жүйедегi объектiлердiң тәсімдерiне сәйкес таңдалған:
      - Екiбастұз МАЭС-да - жүйедегі ажыратқыштарды пайдаланумен "бiржарымдық" тәсім бойынша;
      - ОҚМАЭС-те - "бiржарымдық" тәсiм бойынша;
      - Ағадыр ҚС-да екi ажыратқыштар арқылы жүйедегi шиналар жүйесіне;
      - 220 кВ-тық Шу ҚС-да жаңа 500 кВ-тық ОРУ тәсiмi - ОҚМАЭС-тен жаңа бiр 500 кВ-тық ӘЖ, жүйедегi 500 кВ-тық "Бiшкек-Алматы" ӘЖ-н қиюдан құрылған Алматы және Жамбыл ҚС-да екi ӘЖ-н және әрекеттегi 200 кВ-тық қосалқы станциямен байланыс үшiн 500/220 кВ автотрансформаторын қосу үшiн "төртбұрыштық"
      - 220 кВ-тық Жамбыл ҚС-да - "үшбұрыштық" тәсiмi "төртбұрыштық" тәсiмiне қайта құрылады.
      Әрбiр 500 кВ-тық реактор өз желiсiне ажыратқыш арқылы қосылады. Асқын кернеуден қорғау үшiн 500/220 кВ-тық реакторлар мен автотрансформаторларға асқын кернеу шектегіштерiн орнату көзделген. 500 кВ-тық реакторлардың ұяшықтарындағы релелiк қорғаныш қондырғыларын қоректендiру үшiн ток трансформаторын орнату көзделген. Ажыратқыштар мен 500 кВ-тық тоқ трансформаторларын элегаздық оқшаулатқыштармен, сыйымды кернеу трансформаторларын әрбiр жаңадан қосылатын желiге қолдану көзделген.
      Солтүстiк-Оңтүстiктің 500 кВ жаңа жеткiзу ӘЖ-н қосуға байланысты әрекеттегі 500 кВ-тық ATҚ-н кеңейту жүйедегi жалпы қосалқы станциялық құрылыстарды пайдалану есебiмен орындалады. Басқару жалпы қосалқы станциялық бекеттерi (БЖҚБ) жүйедегі ғимараттарын кеңейту қажеттiлігі объектiлердi нақты жобалау кезiнде анықталуы тиiс.
      500 кВ-тық ӘЖ-н қосу үшiн жаңа ұяшықтарды ықшамдау жүйедегіге ұқcac көзделедi. Жабдықтардың талап етiлетiн санын анықтау кезiнде оның бастапқы тәсiмде болуы ескерiлдi. Жаңа ұяшықтарға қосымша алаңшалар туралы мәселенi келесi сатыларда нақты жобалау кезiнде шешу қажет. 220 кВ-тық Шу қосалқы станциясында жаңа 500 кВ-тық АТҚ мен 500/220 кВ-тық автотрансформаторды орналастыру үшiн орын керек. Оны таңдау кезiнде 220 кB-тық қосалқы станцияның жүйедегi жалпы қосалқы станциялық құрылыстарын пайдалану мүмкiндiгін ескерген дұрыс. 500 кВ-тық қосалқы станцияда су немесе газдың көмегімен автоматтық өpт сөндiру жүйесiн ұйымдастыру мәселесiн пысықтау қажет. Кеңейтiлетін қосалқы станцияларда және 500 кВ-тық Екібастұз МАЭС, ОҚМАЭС, Ағадыр мен Жамбыл АТҚ-да 500 кВ-тық реакторларды орнату жүйедегi автоматтық сумен өрт сөндiру торабына қайта жаңғырту жүргізудi немесе 500 кВ-тық реактордың iшiндегi өрттiң алдын алу бойынша жергіліктi газдық жүйенiң қондырғыларымен жаңа реакторларды атқару талап етіледi.
      Кеңейтiлетiн және жаңа 500 кВ-тық АТҚ құрылысының құны 1999-2001 жж. басқа объектiлер құрылысы үшiн алынған 500 кВ-тық жабдықтардың зауыттық бағасының есебiмен анықталған. Құрылыс-құрастыру жұмыстарының құны жабдықтар құнының пайызымен "Қосалқы станциялар құнының ірілендiрiлген көрсеткiштерiне" сәйкес, құрылыс-құрастыру жұмыстарының ағымдағы құны 500 кВ-тық жоғарывольттi жабдықтардың құнынан гөрi аз көтерiлгенiн ескеретiн коэффициенттi өндірумен қабылданған.

      Қосалқы станциялар құрылысының құны 2.2.3. кестеде берiлген және 500 кВ-тық ӘЖ конструкциясының екi нұсқасы үшiн жасалған.

2.2.3.-кесте

------------------------------------------------------------------
    Қосалқы станциялар атауы  ! І нұсқа      ! ІІ нұсқа
                              ! Шу ҚС-мен,   ! Шу ҚС-сыз,
                              ! мың АҚШ долл.! мың АҚШ долл.
------------------------------------------------------------------
Екібастұз МАЭС                     8707            8707
Ағадыр                            15444           15444
ОҚМАЭС                             9521            9521
Шу ҚС                             15948             -
Жамбыл ҚС                           -              5621
Барлығы                           49620           39293
------------------------------------------------------------------

      500 кВ-тық Солтүстiк-Оңтүстiк ЖВЖ-ның екiншi тiзбегiнiң құрылысына қажеттi инвестициялар көлемiн анықтау жоғарыда көрiнiс тапқан жобалау-конструкторлық шешiмдер негiзiнде орындалды.
      500 кВ-тық Екiбастұз-Ағадыр-ОҚМАЭС-Шу және Екібастұэ-Ағадыр-ОҚМАЭС-Жамбыл электр жеткізу желiлерi бiр-бiріне ұқсамайды және баламалы шешiмдерді қоса алады, сондықтан құрылыс жұмсалымдары әрбiр нақты телiм бойынша бөлек берiлген. Екi нұсқа үшiн 500 кВ-тық Солтүстiк-Оңтүстiк ӘЖ-нiң екiншi тiзбегiнiң құрылысына арналған жұмсалымдар 2.2.4. және 2.2.5. кестелерде келтiрiлген.

      2.2.4.-кесте

I нұсқа Шу ҚС-мен

------------------------------------------------------------------
500 кВ-тық ӘЖ телiмiнiң!ӘЖ телiмiнiң!Құрылыс құны, млн. АҚШ долл.
          атауы        !ұзындығы, км!-----------------------------
                       !            !үшсымдық ЖВЖ !төртсымдық ЖВЖ
------------------------------------------------------------------
Екiбастұз - Ағадыр           508         121,26       131,68
Ағадыр - OҚМАЭС              385          77,95        84,63
ОҚМАЭС - Шу                  270          74,0         81,37
Барлығы                     1163         273,21       297,68
------------------------------------------------------------------

Кесте 2.2.5.

II нұсқа Шу ҚС-сыз

------------------------------------------------------------------
500 кВ-тық ЖВЖ телiмiнiң!ЖВЖ телiмiнiң!Құрылыс құны, млн. АҚШ долл.
          атауы         ! ұзындығы, км!---------------------------
                        !             !үшсымдық ӘЖ !төртсымдық ӘЖ
------------------------------------------------------------------
Екiбастұз - Ағадыр            508         121,06       131,45
Ағадыр-OҚMAЭC                 385          80,44        87,12
ОҚМАЭС - Жамбыл               512         115,58       136,74
Барлығы                      1405         317,05       355,31
------------------------------------------------------------------

      Қазақстанның Солтүстiк-Оңтүстiгі өткінiндегi электр жеткiзуді күшейту нұсқаларына талдау Шу қосалқы станциясына кiретін I нұсқаның анағұрлым оңтайлы нұсқа болып табылатынын көрсетті. Осы телiмнiң құрылысы дәстүрлі ОҚМАЭС-Жамбыл (512 км) электр жеткiзу құрылысының нұсқасымен салыстырғанда электржеткізу ұзындығын айтарлықтай қысқартуға, соған сәйкес өткіннiң екiншi тiзбегiнiң құрылысына инвестициялардың жиынтық көлемiн қысқартуға мүмкіндiк бередi.
      500 кВ-тық ОҚМАЭС-Шу телiмiнде 500 кВ-тық Шу ҚС-мен және 500 кВ-тық Алматы-Бішкек ӘЖ кiруiмен 500 кВ-тық желiлердiң құрылысы жағдайындағы қосымша шешiмнiң төмендегідей оң жақтары бар:
      - 500 кВ-тық Бішкек-Жамбыл желiлерiмен Жамбыл ҚС-ға дейiн мойнақ арқылы, Қазақстан БЭЖ-дiң орталық БЭЖ-ден бөлек жұмысының түзiмiн тудыру қажеттiлiгі жағдайында Бiшкек ҚС-ға кiрудi айналып өтетiн, 500 кВ-тық Шу ҚС ӘЖ - Бiшкек ҚС өткiнге қосу мүмкiндiгi.
      - ОҚМАЭС - Алматы өткiнi жұмысының және iшiнара Алматы-Бiшкек пен ОҚМАЭС - Бiшкек телiмдерiнде Шу ҚС-ға дейiн сенiмдiлiгiн арттырады.
      - ОҚМАЭС-Алматы және ОҚМАЭС-Бiшкек өткiнiнде, Шу ҚС-дағы бiр-екi реакторды қосумен реактивтi қуаттың қосымша өтемақысын алу мүмкiндiгi.
      - Өткін ұзындығын қысқарту есебiнен Қазақстанның оңтүстiк аймағына 800 млн. кВт.сағатқа электр энергиясын жеткiзудi ұлғайту қамтамасыз етiледi, осымен Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiнiң жиынтық өткiзу қабiлетiн ұлғайтады.
      - 500 кВ-тық ОҚМАЭС-Алматы-Шу-ОҚМАЭС сақинасының жекелеген желiлерiн кезектi жөндеуге шығару есебiнен, өткiнді қимай, жөндеу науқанын өткiзу кезеңiнде Қазақстан БЭЖ-дің Орталық Азия БЭЖ-ден мәжбүрлi бөлек жұмыс уақытын төмендетедi.
      - 500 кВ-тық сақина торабын құру есебiнен Алматы облысын электрмен жабдықтау сенiмдiлiгін көтередi.
      500 кВ-тық Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiндегi екiншi тiзбектiң құрылысы мынаған мүмкiндiк бередi:
      - Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiнiң өткiзу қабiлетiн айтарлықтай ұлғайтуға, Қазақстанның оңтүстiк аймағына тозаңдық көмiрлi Екiбастұз МАЭС-нан салыстырмалы түрдегi арзан электр энергиясын жеткiзудi ұлғайту мәселелерiн шешуге және осымен Оңтүстiк тұтынушыларын орташа мерзiмдiк кезеңге электрмен жабдықтау сенiмдiлiгiн қамтамасыз етеді.
      - 500 кВ-тық желiлердiң жүйедегі және жобаланып жатқан желiлердiң кез-келген телiмдерiнiң апаттық өшiрiлуi кезiнде Орталық Азия БЭЖ-нiң Қазақстан БЭЖ-нен болуы мүмкiн бөлiнуiмен Қазақстанның оңтүстiк аймағының тұтынушыларын электрмен жабдықтау сенiмдiлігін бiрден көтеруге;
      - Орталық Азия республикаларының электр энергиясының импортынан тәуелдiлiгiн бiрден азайтып, Қазақстанның оңтүстiк аймағының энергетикалық қауiпсiздiгіне қол жеткiзуге.

2.3. Солтүстiк-Оңтүстік жобасының экономикалық
тиiмдiлiгiнiң бағасы

      Инвестиция алдындағы ТЭН-нiң экономикалық талдауының мақсаты - ұлттық экономика тұрғысынан Қазақстан Республикасының солтүстік және оңтүстiк аймақтарын бiрiктiретiн 500 кВ-тық кернеулi екіншi электржеткізу желiлерi құрылысының экономикалық орындылығын негіздеу.
      Оңтүстiк Қазақстанда электр энергиясы мен қуатының тапшылығын жабу балама ретiнде мыналар қарастырылды:
      1) 500 кВ-тық кернеулi Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiндегi екіншi электржеткiзу желiлерiнің құрылысы;
      2) Оңтүстiктегi электр станцияларының құрылысы/Жамбыл МАЭС-н қалпына келтiру.
      Есептесулер Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiн күшейтудiң екi нұсқасы үшiн жүргiзiлдi:
      - Екiбастұз - Шу ЭЖЖ (Жамбыл), үш сымдық фазамен дәстүрлi конструкцияда;
      - Екiбастұз - Шу ЭЖЖ (Жамбыл), төртсымдық фазамен дәстүрлi конструкцияда.

      Қаржы-экономикалық бөлiгiнде 12 сценарий зерттелді, мына параметрлердiң өзгеруiмен:
      1. мұнайдың бағасы (баррелiне 15 $-дан 30 $-ға дейiн);
      2. көмiрдiң бағасы (тоннасына 5 $-дан 20 $-ға дейiн);
      3. өндiрiлетiн қуаттарды толтыру тәсiлi:
      - 100 $/кВт шығыстармен Екібастұздағы қуаты 500 МВт көмiрмен жұмыс iстейтiн жүйедегі булы конденсаторлық турбиналарды қайта жаңғырту мен құны 700 $/кВт Оңтүстiк Қазақстандағы қуаты 280 МВт газ/мазутпен жұмыс iстейтiн жаңа құрамдастырылған электр станциясының құрылысы;
      - 200 $/кВт шығыстармен Екiбастұздағы қуаты 500 МВт көмiрмен жұмыс iстейтiн жүйедегі булы конденсаторлық турбиналарды қайта жаңғырту мен құны 700 $/кВт Оңтүстiк Қазақстандағы қуаты 280 MBт газ/мазутпен жұмыс істейтiн жаңа құрамдастырылған электр станциясының құрылысы;
      - 200 $/кВт шығыстармен Екiбастұздағы қуаты 500 МВт көмiрмен жұмыс істейтiн жүйедегi булы конденсаторлық турбиналарды қайта жаңғырту мен құны 400 $/кВт шығыстармен Жамбылдағы электр станциясын қайта құру.
      4. ЭЖЖ:
      - қысқа - Екiбастұз - Шу;
      ұзын - Екiбастұз - Жамбыл.
      5. Оңтүстiк қазақстандағы электр энергиясына сұраныс:
      - сұраныстың базалық сценарийi, ол бойынша оңтүстiктегi қуат тапшылығы 2015 жылдың қарсаңында шамамен 1 920 MBт құрайды;
      - базалық сценарий - минус 10 %;
      - базалық сценарий - минус 15 %.
      Базалық сценарий ретiнде Екiбастұз-Шу - қысқа электр жеткiзу желiлерiнiң құрылысын, 200 $/кВт шығыстармен Екiбастұздағы электр станцияларын қайта жаңғыртуды және құны 700 $/кВт Жамбылдағы электр станцияларының құрылысын көздейтiн, мұнай құны баррелiне 20 $ деңгейiнде қабылданған сценарий таңдалды.
      Yшсымдық фазалы желiлердiң құрылысы үшiн инвестициялардың құны 273 млн. долл. және төртсымдық фазалы желiлердiң құрылысы үшiн 298 млн. долл. деңгейiнде қабылданды.
      Yшсымдық фазалы желiде электр энергиясының технологиялық шығысы (ысырап) - 15%, төртсымдық фазалы желiде - 13%.
      Баламаларды салыстыру Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiндегi екiншi желiнiң құрылысы (оңтүстiктегi электр станцияларының құрылысы/қалпына келтіру), қосымша қуаттарды енгiзу, электр энергиясын өндiру мен тасымалдау бойынша шығындардың келтiрiлген таза құнының есебi негiзiнде жүргiзiлген. Ең жақсы таңдау - ең аз келтiрiлген таза құндар баламасы. Осы бағалау тәсiлi әдетте бiрдей нәтижелерге жетудiң баламалы тәсiлдерiн салыстыру үшiн (бәсекелес немесе өзара жою) пайдаланылады. Бұл жағдайда екi баламадан да пайда (кіpic) теңдей.
      Жобаны экономикалық бағалау үшiн мына негiзгi ұйғарымдар қабылданды:
      - мемлекеттiк субсидиялар, салықтар мен өзге де бюджетке мiндеттi төлемдер (трансферттер) және басқа ұқсас жәйттер қарастырылмаған; осы талдаудың мақсаты - ұлттық экономика тұрғысынан жобаны iске асырудың орындылығын бағалау, сондықтан үлгiге тек қана нақты экономикалық жұмсалымдар салынған.
      - өндiрiлетін қуаттар мен электржеткiзу желiлерiнiң құрылысына инвестициялық шығыстар әлемдiк рыноктық бағалар бойынша қабылданған;
      - жергiлiктi жұмыс күшiнiң құнын ескергенде тұрақты пайдалану жұмсалымдары әлемдiк рыноктық бағалардың 55% деңгейiнде қабылданған.
      Экономикалық талдау нәтижелері Солтүстiк-Оңтүстiк электржеткiзу желiлерiнiң құрылысы іс жүзінде барлық қарастырылған жағдайларда экономикалық жағынан ақталатынын көрсеттi. Төртсымдық фазалы дәстүрлі конструкциядағы Екiбастұз-Шу ЭЖЖ құрылысы көптеген сценарийлер нәтижесi бойынша анағұрлым оңтайлы нұсқа болып табылды.
      Екібастұз-Шу электржеткiзу желiлерiнiң құрылысы бір мезгілде мына жағдайлардың болуынан Жамбыл МАЭС-н қалпына келтiруден гөрі пайдалы:
      - көмiрге баға тоннасына 20 $, мұнайдың барреліне 16 $, Екiбастұздағы булы конденсаторлық турбиналарды қайта жаңғыртуға шығыстар 100 $/кВт болған жағдайда, Оңтүстiк Қазақстанда электр энергиясына сұраныстың базалық деңгейi кезiнде, 0-ден 3%-ға дейiн дисконттау мөлшерлемесi кезiнде - 4 сымдық фазалы дәстүрлi атқаруда, 0-ден 9%-ға дейiн дисконттау мөлшерлемесі кезінде - 3 сымдық фазалы дәстүрлі атқаруда немесе
      - 0-ден 15 %-ға дейiн кез-келген дисконттау мөлшерлемесiнде көмiрге баға тоннасына 20 $, мұнайдың барреліне 15 $, Екiбастұздағы булы конденсаторлық турбиналарды қайта жаңғыртуға шығыстар 200 $/кВт болған жағдайда,
      Екiбастұз-Жамбыл ұзын желiлерi бойынша электр энергиясының тасымалынан қосымша кiрiстер желiлер құрылысымен байланысты қосымша шығындарды жабуға жеткiлiксiз, осы нұсқа тек бір сценарийде бағаланады, онда мұнайдың барреліне 15 $, Екiбастұздағы булы конденсаторлық турбиналарды қайта жаңғыртуға шығыстар 200 $/кВт деңгейiнде, Оңтүстiк Қазақстанда электр энергиясына сұраныс - базалық деңгейде қабылданған. Бұл сценарийді бағалау нәтижелерi дисконттау мөлшерлемесi 12-15 % кезiнде 3 сымдық фазалы Екiбастұз- Жамбыл желiлерiнiң құрылысы Жамбыл МАЭС-н қалпына келтiруден гөрi пайдасы азырақ екендiгін көрсетті.
      Талдау нәтижелерi бойынша мына негiзгi заңдылықтар анықталды:
      - Солтүстiк-Оңтүстiк электржеткiзу желiлерi құрылысының экономикалық мақсаттылығы өсе түседi, егер:
      - Көмірдiң бағасы төмендесе:
      Көмiрдiң құны     $/тонна       5     10      20
      NPV* солтүстiк-   млн. $     1229   1330    1533
           оңтүстiк
      NPV* оң. эл/ст.   млн. $     1628   1628    1628
      айырмашылығы      млн. $      339    298      95

      - Мұнайдың бағасы өседi:
      Мұнайдың құны     $/баррель    15     20      25
      NPV* солтүстiк-   млн. $     1172   1229    1285
           оңтүстiк
      NPV* оң. эл/ст.   млн. $     1442   1628    1815
      айырмашылығы      млн. $      270    339     530

      - Оңтүстiк Қазақстанда электрге сұраныс ұлғаяды:
      Сұраныс           Базалық   Базалық-10%     Базалық-15%
      NPV* солтүстік-   млн. $     1229    879     693
      оңтүстік
      NPV* оң. эл/ст.   млн. $     1628   1187     944
      айырмашылығы      млн. $      399    308     251

      - Көмірдiң бағасы тоннасына 16 $ болған кезде барлық қарастырылатын жағдайларда 500 кВ-тық Солтүстiк-Оңтүстік өткініндегі электржеткiзу желілерінің құрылысы оңтүстiкте электр станцияны қалпына келтiруден гөрi анағұрлым пайдалы.

      ____________________
      * NPV базалық сценарий бойынша шығындар

3. Солтүстiк-оңтүстiк жобасының
экономикалық-қаржылық талдауы

      3.1. Солтүстiк-Оңтүстiк жобасының пайдалылығын бағалау

      Бағалау жобаланып отырған 3 сымдық және 4 сымдық ӘЖ-н атқарудың екi нұсқасы үшiн жүргізiлдi. Есептеулерде келесi негізгі ұйғарымдар қабылданды:
      Оңтүстiк Қазақстан электр энергиясының балансы

      Оңтүстiк Қазақстанда 2002 жылдан бастап 2022 жылдар аралығындағы кезеңде электр энергиясын тұтыну мен өндiру болжамы (1.а. және 1.б. қосымшалар) Қазақстан Республикасының 2001-2005 жылдары әлеуметтiк-экономикалық даму тұжырымдамасының негiзiнде, ҚР ЭжСМ-нiң экономикалық зерттеу институтының деректері негiзiнде, электр энергиясын жұмсаудың сыбағалы нормасы мен өндiрістi орналастыру және облыстардың даму индикативтік жоспары есебiмен әзiрленген. 2002 жылдан кейiн Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiндегi екiншi желi бойынша электр энергиясын жеткiзу көлемi 3,1725 млрд. кВт.сағат деңгейiнде қабылданған (4,125 млрд. кВт.сағат), 2022 жылға болжам бойынша Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiн толық жүктеу кезiнде де Оңтүстiк Қазақстанның электр энергиясына тапшылығы 4,2 млрд. кВт.сағат (3,4 млрд. кВт.сағат) құрайды.

      Макроэкономикалық көрсеткiштер

      Есептесулер инфляция мен ұлттық валюта бағамын есепке алмай АҚШ долларымен жүргiзiлген.

      Талдау кезеңі

      Талдау кезеңi - 2002-2054 жж. - 1-ші желі пайдалануға енгізiлгеннен бастап 50 жыл. Қаржылық көрсеткiштердi есептеу үшiн базалық жыл - 2002 жыл.

      Электр энергиясын жеткiзуге арналған тариф

      2002 жылдан бастап 2005 жылдар аралығындағы кезеңде электр энергиясын жеткiзуге арналған тариф "KEGOC" АҚ-ның 2002 жылға арналған бюджетiнде және "KEGOC" АҚ-ның 2003-2005 жылдардағы даму жоспарында (Ұлттық электр желiлерiн жаңғырту жобасын iске асыру есебiмен) көзделген деңгейде қабылданды.
      2006 жылдан бастап 2054 жылдар кезеңiнде электр энергиясын жеткiзуге арналған тариф 2005 жылғы тариф деңгейiнде өзгерiссiз қабылданды - 0,64 теңге/кВт.сағат.
      Тариф мөлшерлемесiн АҚШ долларымен қайта санау үшiн 152,65 теңге бағамы пайдаланылды (Қазақстан Республикасының Ұлттық Банкінiң 2002 ж. 6 айына орташа алмастыру бағамы бойынша).

      Инвестициялар

      500 кВ-тық кернеулi Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiндегі екiншi электржеткiзу желiлерi құрылысының жалпы құны болжанбайтын шығыстарды, жобаны сараптау жұмсалымдарын, кедендiк баждарды және т.б. есепке алғанда шамамен 273 млн. доллар (298 млн. долл.) құрайды. Құрылысты 3 кезеңде жүзеге асыру болжануда. (2.а. және 2.б. қосымшалар):
      1. 2003 ж. - 2004 ж. 1-шi жартыжылдығы - ОҚМАЭС-Шу телiмiнiң құрылысы. Құны 78,1 млн. доллар (85,5 млн. доллар). 500 кВ-тық ОҚМАЭС-Шу ӘЖ-нiң ұзақтығы - 270 км. Қосалқы станциялар: 500 кВ-тық ОҚМАЭС пен 220 кВ Шу ҚС.
      2. 2004 ж. 2-шi жартыжылдығы - 2006 ж. 1-шi жартыжылдығы - Екiбастұз-Ағадыр телiмiнiң құрылысы. Құны - 128,4 млн. доллар (138,8 млн. доллар). 500 кВ-тық Ағадыр-ОҚМАЭС ӘЖ-нiң ұзындығы - 508 км. Қосалқы станциялар: 1150 кВ Екiбастұз ҚС және 500 кВ Ағадыр ҚС.
      3. 2006 ж. 2-шi жартыжылдығы - 2007 ж. - Ағадыр - ОҚМАЭС телiмiнiң құрылысы. Құны - 66,7 млн. доллар (73,4 млн. доллар). 500 кВ-тық Ағадыр-ОҚМАЭС ӘЖ-нiң ұзындығы - 385 км.
      2005 жылы бiрiншi телiмдi - ОҚМАЭС-Шуды енгiзу қолданыстағы тасымал бойынша - Ағадыр - ОҚМАЭС бойынша қуаттың ағындарын 100 МВт-ға (0,5 млрд. кВт.сағат) ұлғайтуға мүмкiндiк бередi. Тарифтiң жоспарланған деңгейi кезiнде электр энергиясын жеткiзуден қосымша кiрiстер - 2,096 млн. доллар.
      Екібастұз-Ағадыр телiмiн енгізу 2006 жылдың екіншi жартыжылдығына жоспарланған.
      Соңғы телiм - Ағадыр-ОҚМАЭС-н пайдалануға енгiзу 2008 жылдың басына жоспарланып отыр. Барлық желiлердiң ең жоғары өткiзу қабiлетi 3,7125 млрд. кВт.сағат (4,125 млрд. кВт.сағат), тиiсiнше, тарифтiң берiлген деңгейi кезiнде электр энергиясын жеткiзуден ең көп кiрiс - 15,565 млн. доллар (17,294 млн. доллар).
      Сонымен қатар, қосалқы станцияларды пайдалану мерзiмi шамамен 25 жыл болғандықтан, есептесулерде қосалқы станциялардың құрылысына инвестициялар ескерiлген:
      - 2028 ж. 500 кВ-тық ОҚМАЭС ҚС-ның құрылысына 9,52 млн. доллар;
      - 2028 ж. 220 кВ-тық ҚС-ның құрылысына 15,95 млн. доллар;
      - 2030 ж. 1150 кВ-тық Екiбастұз ҚС-ның құрылысына 8,71 млн. доллар;
      - 2030 ж. 500 кВ-тық Ағадыр ҚС-ның құрылысына 15,44 млн. доллар.

      Шығыстар

      Жобаланып жатқан желi бойынша электр энергиясын жеткiзудiң өзiндiк құнын есептеу үшiн өтелiмдер мен желiге қызмет көрсетуге кететiн өндiрiстiк шығындарды анықтау қажет. ЭЖЖ мен ҚС-ны күрделi жөндеуге, техникалық қызмет көрсетуге, және өтелiмдерге күтiлетін жыл сайынғы аударымдар 3.а. мен 3.б. қосымшаларда келтiрiлген.
      Осы уақытта Қазақстан Республикасының Табиғи монополияны реттеу, бәсекелестіктi қорғау мен шағын бизнесті қолдау жөнiндегi агенттiгiнiң 2000 жылғы 28 маусымдағы N 332 бұйрығына сәйкес өтелiмдiк аударымдарға тек қана жаңартпа құрамдасы кiруi тиiс, оны пайдалану мерзiмi ұзақ объектiлер үшiн құнын бiрқалыпты есептен шығару әдiсi бойынша анықтау керек. Есепте қабылданған ЭЖЖ-нi пайдалану мерзiмi - 50 жыл, қосалқы станцияны пайдалану мерзiмi - 25 жыл. Бұл жаңартпа аударымдардың мәнiне сәйкес келедi: ЭЖЖ үшiн - 2 %, қосалқы станциялар үшiн - 4%.
      Желiнi күрделi жөндеу мен қызмет көрсету аударымдары, ағымдағы жөндеудi, жалақы қорын және жалпыжүйелiк шығыстарды қоса алғанда қолданыстағы желiлер бойынша iс жүзiндегі жұмсалымдар базасында есептелген. Бұл кезде орын алған iс-тәжiрибе тұрғысынан алғанда пайдалануға объектiлер енгiзiлгеннен кейiнгi 5 жылда күрделi жөндеу жүргізiлмейдi деп жоспарлануда.
      Сонымен қатар, шығыстық бөлiкте желiлер мен қосалқы станциялардың қалдық құнынан 1% көлемiнде мүлiк салығына төлемдер есепке алынған.

      Жобаның пайдалылық бағасы

      2054 ж. дейiнгі ӘЖ-нің 3 сымдық нұсқада орындалуының таза ақшалай ағымының жиынтығы 180,8 млн. доллар (4.a қосымша), ӘЖ-нің 4 сымдық нұсқада атқарылуы 207,1 млм. доллар (4.б қосымша) құрады.
      Жобаның немесе жиынтықталған болжамды ақшалай қаражаттардың бастапқы инвестицияларды жабу кезеңiнiң өтелiмдiлiк мерзiмi - 36 жыл (35 жыл).
      Сол сияқты жобаның пайдалылығын бағалу үшiн ішкі пайдалылық мөлшерiнiң (ІRR) немесе дисконттау мөлшерлемесi есепке алынған, бұл жағдайда жобаның келтiрiлген таза құны нөлдiк мәнге жақындайды (таза келтiрiлген құнның есептеу әдісі "Жобаны жүзеге асырудың "КЕGОС" АҚ-дағы қаржы-экономикалық көрсеткішке әсерi" бөлiмiнде жан-жақты сипатталған).
      Тапсырылған жобаның пайдалылығының iшкi мөлшерi (IRR) тапсырылған тариф деңгейiндегі 3 сымдық атқарылуында шамамен 2,04%, 4 сымдық атқарылуында 2,1%. 2,04% (2,1%)-да дисконттау мөлшерлемесiнде жобаның келтiрiлген таза құны оң болып - 226 мың доллар (361 мың доллар) құрайды, дисконттау мөлшерлемесi 2,04% (2,1%)-дан жоғары болған жағдайда терiс болады.
      Өтелiмдiк мерзiм пайдалылығының төмен және ұзақ мерзiмдi болуы инфрақұрылымдық жобаларға тән. Сондай-ақ, Солтүстiк-Оңтүстiк өткiн есептеулерiн бағалаудың қиындығынан Орталық Азия электр энергиясының импортынан тәуелдiлікті төмендету, сол сияқты сенiмдi және үздіксіз жұмыс iстеу мүмкіндiгін арттыру есебiнен Оңтүстiк Қазақстан тұтынушыларының апаттық ажырату санын азайту (түйiндерге/реакторларға жөндеу жүргiзу керек болған жағдайда) сияқты оң әсерлер есепке алынған жоқ.

      Жобаның пайдалылық мөлшерi

      Инвестициялық жұмсалымның тиiмдiлiгiн бағалау үшін "КЕGОС" АҚ-ның жобасы мен активтерiнiң пайдалылық мөлшерiн салыстыру әдiсi де пайдаланылды.
      Осы әдiске сәйкес жобаның пайдалылық мөлшерiн есептеу үшiн орташа болжамды пайданы өтелiм мен инвестицияның орташа құнына салынған салықтарды алып тастау қажет.
      Бұл бағалау әдiсiнiң келесi кемшiлiктерi бар: инвестицияның баланстық құн есебiнде тек қана орташа пайданы көрсеткендiктен, болашақтағыдан гөрi дереу түсiмдердiң құны жоғары болатын фактісi есепке алынбайды. Бұл кемшiлікті есепке алу үшiн керектi инвестициялардың құны мен жоба бойынша (5.a және 5.б қосымшалары) күтілетін пайданы пайдалануға болады.

Жобаланған желiнiң 3 сымдық атқарылуы кезiнде:

      - 5% дисконттық мөлшерлеу кезiнде жоба бойынша орташа пайда 1,329 млн. долларды құрайды, инвестицияның орташа құны - 4,82 млн. доллар, жобаның пайдалылық мөлшерi - 27,6%;
      - 7% дисконттық мөлшерлеу кезiнде жоба бойынша орташа пайда 0,847 млн. долларды құрайды, инвестицияның орташа құны - 4,481 млн. доллар, жобаның пайдалылық мөлшерi - 18,9%;
      - 9% дисконттық мөлшерлеу кезiнде жоба бойынша орташа пайда 0,563 млн. долларды құрайды, инвестицияның орташа құны - 4,203 млн. доллар, жобаның пайдалылық мөлшерi - 13,4%.

Жобаланған желiнiң 4 сымдық атқарылуы кезiнде:

      - 5% дисконттық мөлшерлеу кезiнде жоба бойынша орташа пайда 1,466 млн. долларды құрайды, инвестицияның орташа құны - 5,228 млн. доллар, жобаның пайдалылық мөлшерi - 28,0%;
      - 7% дисконттық мөлшерлеу кезiнде жоба бойынша орташа пайда 0,916 млн. долларды құрайды, инвестицияның орташа құны - 4,868 млн. доллар, жобаның пайдалылық мөлшерi - 18,8%;
      - 9% дисконттық мөлшерлеу кезiнде жоба бойынша орташа пайда 0,595 млн. долларды құрайды, инвестицияның орташа құны - 4,57 млн. долларды құрайды, инвестицияның орташа құны - 13,0%.

      Салыстыру үшiн, Компания активiнiң жалпы кiрiс болып саналған пайдалылық мөлшерiнiң (2307,4 млн.теңге) "КЕGОС" АҚ-ның 2001 ж. активтердiң жалпы құнына қатынасы (72 842,9 млн. теңге), 3,2%-ға тең.

3.2. Қаржыландыру тәсiмiнiң талдамасы

      Талдау үшiн 500 кВ кернеулi Солтүстiк-Оңтүстiк екiнші электр жеткізу желiсi өткiнiнiң құрылысын қаржыландырудың келесi мүмкiн деген тәсiмдері таңдап алынды:
      - 1-тәсiм: күрделi қаржы жұмсалымының 75%ы - ХҚҰ кредитi (ХЖДБ немесе ЕЖДБ), 25%-ы - жергілiкті ақша көздерiнiң несиесi, мысалы, Қазақстанның Даму Банкiнiң кредитi);
      - 2-тәсім: күрделi қаржы жұмсалымының 23%-ы - еуропалық коммерциялық банкісiнiң экспорттық несиесi, 37% - еуропалық банктiң коммерциялық кредитi, 40% - жергiлiкті ақша көздерiнiң кредиті (мысалы, Қазақстанның Даму банкi);
      - 3-тәсім: күрделi қаржы жұмсалымының 67%-ы - Еуробонд эмиссиясы, 33%-ы - жергiлiкті ақша көздерiнен (мысалы, Қазақстанның Даму банкі).
      Есептеулер жобаланған электржеткізу желiсiнiң 4 сымдық атқарылуы үшiн жүргiзiлген.

      1-тәсім (6.1.-6.3.қосымшалары)
      Бұл тәсiм бойынша "КЕGОС" АҚ ХЖДБ немесе ЕЖДБ несие қаражаттарынан қаржыландыру мүмкiндiгi қаралады.
      Еуропалық Жаңғырту және Даму Банкi "KEGOC" АҚ-ның басшыларымен келiссөздерге келiп және инвестиция алдындағы TЭH мен басқа да жоба бойынша ұсынылған басқа да материалдарды қарау кезiнде жобаның тұжырымдамасын мақұлдап (concept сlearance), ОҚМАЭС-Шу желiсiндегi бiрiншi телiмнiң құрылысын қаржыландыруға дайын екендiгiн бiлдiрдi. Алдын-ала алынған деректер негiзiнде 50 млн. доллар көлемiнде несие сомасы анықталды, бiрақ жобаны әрі қарай бағалау мен болатын келiссөздер бойынша ұлғайту жағына қайта қаралуы мүмкiн. Қаржыландыру шарты ЕЖжДБ жобаны егжей-тегжейлi бағалауды жасап болған соң талқыланады.
      ЕЖДБ жобаны ұзақ мерзiмдi қаржыландыруды мемлекеттiк кепiлдеме негiзiнде, сондай-ақ "КЕGОС" AAҚ ондай кепiлдеменi алмаған жағдайда да ұсына алады.
      Сонымен бiрге бiрлестірілген несие мүмкiндiк қаралады, мұндай тәсімде ЕЖДБ барлық несие бойынша ресми несиегер болып табылады, ал жобаны қаржыландыруға қатысушы банктер ЕЖДБ артықшылығы бар несиегер ретінде мәртебесiн пайдаланады: олар мораторий объектiсi болмайды, қаражаттарды айырбастауға немесе қаражаттарды шетелге аударуларына шектеу қойылмайды, сақтандыру тәуекелдiлiгi бойынша несиеленетін ресурстарды резервтеу талабына жатпайды, ЕЖДБ-нiң желiсі бойынша несиелер елдiң EAВ-ның сыртқы қарызын жалпы бейқұрылымдау тәсiмiне кiргізiлмейдi. Несиенi бiрлестiруге жергілікті банктер мен ЭHA (экспорттық-несиелiк агенттiктер) жiберiлмейдi.
      ЕЖДБ қосарлас несиегер ретінде де қатысуы мүмкiн. Қаржыландырудың мұндай тәсiмiнде несиегер/несиегерлер тобы "KEGOC" АҚ-мен жобаны қаржыландыруға қатысатын коммерциялық банктер ЕЖДБ-нiң айрықшалық мәртебесiмен қорғалмайтындығы жөнiнде тiкелей шарт жасасады. Қаржыландыруда шетелдiк, сонымен бiрге жергілiкті банктер, сондай-ақ ХҚК (Халықаралық қаржылық корпорациясы) сияқты халықаралық қаржылық институттар қатыса алады.
      Халықаралық Жаңғырту және Даму Банкiмен Солтүстiк-Оңтүстiк электр жеткізудегі екіншi желiнiң құрылысы жөнiнде инвестиция алдындағы ТЭН бойынша да ойдағыдай келiссөздер жүргізілді. ХЖДБ жобаның әлi де болса ҚР-ның Yкiметiмен және "KEGOC" AAҚ-мен талқылауды керек екенiн және жобаны қаржыландыруға көмек көрсету үшiн дайын екендігін бiлдiрдi.
      Есептеулердi жүргiзу үшiн 1-тәсiмдегі қаржыландыру шарттары бойынша келесi ұйғарымдар қабылданды:
      ХҚК кредитi (ХЖжДБ немесе ЕЖжДБ)
      Кредит сомасы: 223 млн. АҚШ долл. (күрд.қаржы жұмс. құнының 75%-ы)
      Кредит бойынша сыйақы мөлшерлемесi: жылына 4,5%;
      Негiзгi қарызды төлеу мерзiмi: 15 жыл;
      Жеңiлдiктер кезеңi: 5 жыл;
      Кредит бойынша бiржолғы төлем: 1%;
      Кредиттiң пайдаланылмаған балансы үшiн комиссия: жылына 0,5%.
      Жергілікті ақша көздерінен несие
      Кредит сомасы: 75 млн. АҚШ долл. (күрд. қаржы жұмс. 25%-ы);
      Кредит бойынша марапаттау мөлшерлемесi: жылына 10%;
      Негізгі қарызды төлеу мерзiмi: 10 жыл;
      Жеңiлдiк кезеңi: әрбiр траншаны (барлығы 5 транша) алған кезден бастап 5 жыл;
      Жобаны сараптамалау: 0,05% (бiр жолғы төлем).

      2-тәсім (7.1.-7.4 қосымшалары)
      Бұл қаржыландыру тәсiмi "KEGOC" АҚ-на RWE Solutions AG компаниясымен ОҚМАЭС-Шу электр жеткiзу желiсiнiң 1-ші телімiндегі құрылысты қаржыландыру үшiн ұсынылған. Кредит сомасы 60 млн. евро болып анықталды, бiрақ басқа қаржыландыру тәсiмдерiмен салыстыру үшiн есептеулер әрбiр элементтің пайыздық үлесiн сақтай отырып, жалпы жобаның толық құнын жабу үшiн жасалған.
      2-қаржыландыру тәсімінiң негiзгі элементтерi:
      - Экспорттық Несиелiк Агенттiгiнiң жабуымен (Гермес, OeKB, басқ.) Еуропалық коммерциялық банкiсiнiң экспорттық несиесi (Bankgesellschaft Berlin AG сияқты);
      - Тәуекелдiлiктi сақтандыру жөнiндегi жеке агенттігінiң жабуымен Еуропалық банктің коммерциялық несиесi (мысалы, Bankgesellschaft Berlin AG);
      - Жергілiкті ақша көздерінен несие (мысалы, Қазақстанның Даму Банкінің несиесi).

      Экспорттық кредиттік агенттіктің жабуымен еуропалық коммерциялық банктiң экспорттық несиесi:
      Кредит сомасы: 68,5 млн. АҚШ долл. (күрд. қаржы жұмс. 3%-ы);
      Кредит бойынша сыйақы мөлшерлемесі: жылына 4,5%;
      Негізгi қарызды төлеу мерзімі: 10 жыл;
      Жеңiлдiк кезеңi: 5 жыл (құрылыс кезеңi);
      Басқару және ұйымдастыру сыйақылары: 0,5% (бiржолғы төлем);
      Пайдаланылмаған баланс несиесі үшiн комиссия: жылына 0,25%;
      Экспорттық Несиелiк Агенттігінiң кепiлдемесі үшiн сыйлықақы: 9%.

      Тәуекелдiлiктi сақтау жөніндегi жеке агенттiктiң жабуымен еуропалық коммерциялық банкiсiнiң коммерциялық несиесі:
      Несие сомасы: 110,1 млн. АҚШ долл. (күрд. қаржы жұмсал. 37%-ы);
      Кредит бойынша сыйақы мөлшерлемесі: жылына 7,5%;
      Негізгі қарызды төлеу мерзiмі: 2 жыл;
      Жеңілдiк кезеңi: 5 жыл (құрылыс кезеңi);
      Басқару және ұйымдастыру сыйақылары: 0,5% (бiржолғы төлем);
      Пайдаланылмаған несие балансы үшін комиссия: жылына 0,25%;
      Несиені сақтандыру үшін сыйлықақы: 7%.

      Жергілікті ақша көздерінен несие
      Кредит сомасы: 119,1 млн. АҚШ долл. (күрд. қаржы жұмс. 40%-ы);
      Несие бойынша сыйлықақы мөлшерлемесi: жылына 10%;
      Негiзгi қарызды төлеу мерзiмi: 10 жыл;
      Жеңiлдiк кезеңi: әpбip траншты алған кезден бастап 5 жыл (барлығы 5 транша);
      Жобаны сараптамалау: 0,05% (бiр жолғы төлем).

      3-тәсiм (6.1.-6.3.-қосымшалар)
      "KEGOC" АҚ еурооблигацияларын шығару бойынша тұлға-менеджердiң қызмет көрсетуi бойынша JР Моrgan инвестициялық банкiсінен және HSBC британия банкісiнен ұсыныстар алды.
      JP Моrgan ең ірi американдық банкiлердiң бiрi болып саналады. JP Моrgan дамуы рыноктердегі активтiк жайғасымдарды дәстүрлер түрде ұстанып келедi. Дамушы рыноктардың облигациялардың трейдерлер рыногінде JP Моrgan үлесi 34%-ды құрайды.
      JP Моrgan-ның алдын-ала бағалауы бойынша (2001 жылдың қазанында ұсынылған) "КЕGОС" АҚ үшiн Еурооблигация құны төмендегiдей:

------------------------------------------------------------------
   Еуробонд түрі    !         Reg. S       !   Reg. S/144 А
--------------------!----------------------!--------------------
Валюта              !          Евро        !         $
------------------------------------------------------------------
Қарыз мерзімі (жыл)       3          5          3         5
Қарыз сомасы                         150 - 200 млн.
Базистiк ОБ
табыстылығы (%)        3,656      3,982       3,161        3,868
Спрэд (bps)           448-468    487-507      500-520     530-550
Табыстылығы (%)    8,136-8,336 8,852-9,052  8,161-8,361 9,168-9,368
Индикативтiк купон
(%)                8,125-8,250   8,75-9,00   8,125-8,25  9,125-9,25
Тұлға-менеджерге
сыйақы (bps)            62,5          75         62,5          75
Шығындар               660000       660000      600000       600000
Сыйақы + жыл бойынша
орташа шығындар (bps)    41           30          40           29
All-in-cost (%)    8,546-8,746  9,152-9,352  8,561-8,761 9,578-9,778
Жалпы спрэд (bps)     489-509      517-537      540-560      559-579
-------------------------------------------------------------------

      HSВС "КЕGОС" АҚ үшiн еурооблигация құнын KazTransOil компаниясы қарызының салыстыру құнына байланыстыра отырып анықтайды:

-------------------------------------------------------------------
Қарыз мерзімі         !        3 жыл      !        5 жыл
-------------------------------------------------------------------
Индикативтік купон         8,625 - 8,75%          9,75 - 9,875%
-------------------------------------------------------------------
Бағалық база (pricing
benchmark)               UST 6,50% Май - 05    UST 4,375% Май - 07
-------------------------------------------------------------------
Спрэд (re-offer spread
vs benchmark)             + 530 - 540 bps        + 580 - 590 bps
-------------------------------------------------------------------
Спрэд (re-offer spread
vs US$ Libor)             + 482 - 492 bps        + 528 - 538 bps
-------------------------------------------------------------------
Инвестор үшін
табыстылық                 8,64 - 8,74%            9,83 - 9,93%
-------------------------------------------------------------------
Тұлға-менеджерге
сыйақы                         0,50%                    0,60%
-------------------------------------------------------------------
"KEGOC" үшін жалпы
табыстылық                   8,83-8,935%              9,99-10,09%
-------------------------------------------------------------------
Жалпы спрэд (All-in
Spread vs benchmark)      + 549 - 559 bps        + 596 - 606 bps
-------------------------------------------------------------------
Жалпы спрэд (All-in
Spread vs US$ Libor)      + 501 - 511 bps        + 544 - 554 bps
-------------------------------------------------------------------

      Еуробомдтарды тиiмдi орналастырудағы анықтаушы факторлардың бiрi Компанияның несиелiк рейтiнгі болып табылады. "KEGOC" АҚ-ның несиелiк рейтингі: Moody's - "В1" 1999 жылы ақпанда және Standard & Poor's (S&P) - "ВВ тұрақты болжам" 2001 жылдың мамырында әлемдiк негiзгі рейтингтік агенттіктермен тағайындалған. Қазiргі уақытта Компания Standard & Poor's агенттiгінiң шәкілi бойынша несиелiк рейтингтi көтеру мүмкіндiгін қарастыруда. Бұл жағдай "КЕGОС" АҚ-ның 2001 жылы қаржылық көрсеткіштерiнiң жақсаруына байланысты. Рейтинг пен құнды қағаздар арасында тәуелдiлiк болып отыр. Яғни, Standard & Poor's дәйектелiмiне сәйкес, "BB" деңгейiндегі қазiргі рейтингте, "KEGOС" АҚ 10,62%-дан 9,89%-ға дейiнгі деңгейде табыстылыққа сене алады. Рейтингтi "BB+"-ға дейiн көтерген жағдайда, Компанияның құнды қағаздары 8,21%-дан 8,12%-ға дейiнгі табыстылықпен орналасуы мүмкін.

      3-тәсiм бойынша қаржыландыру шарттарында есептеулердi жүргізу үшiн келесi ұйғарымдар қабылданған:
      Еуробондтарды шығару
      Қарыз сомасы: 200 млн. АҚШ долл. (күрд. қаржы жұмс. 67%-ы);
      Индикативтiк купон: жылына 9,25%;
      Тұлға-менеджерге сыйақы: 0,75%;
      Евробондты шығаруға байланысты шығындар: 600 мың. доллар;
      Өтеу мерзiмi: 5 жыл.

      Жергiлiктi ақша көздерiнен несиелер
      Несие сомасы: 97,68 млн. АҚШ долл. (күрд. қаржы жұмс. 33%-ы);
      Кредит бойынша сыйақы мөлшерлемесi: жылына 10%;
      Негiзгi қарызды төлеу мерзiмi: 10 жыл;
      Жеңiлдiк кезеңi: әрбiр траншаны алған кезден бастап 5 жыл (барлығы 2 транша);
      Жобаның сараптамасы: 0,05% (бip жолғы төлем).
      Есептеулер талданып отырған кезең - 2002-2022 ж.ж. бойынша ақшалай ағымдардың келесi үлестірiмін айқындады (9-қосымша):
      2002 пен 2007 ж.ж. аралығындағы кезеңде қаржыландырудың барлық үш тәсiмi бойынша ақшалай қаражаттарды төлеу салыстырмалы түрде бiркелкi өтедi.
      2008 ж. Ақшалай қаражаттар жұмсалымының кенет секірмелiлiгі болады:
      - 3-қаржыландыру тәсiмi бойынша, 100 млн. АҚШ долл. екi транша Еуробонды бойынша қарыздың негiзгi сомасын өтеу мерзiмiнiң келуiне байланысты;
      - 2-қаржыландыру тәсiмi бойынша: 2008 жылы осы тәсiмнiң барлық 3 кредитi бойынша негiзгi қарызды төлеу басталады; еуропалық банктiң коммерциялық несиесiн жарты жылдық 4 тең траншалармен желiлер құрылысының аяқталуы бойынша қайтару көзделген, сондықтан осы несие бойынша төлем кредитi 2008 жылы шамамен 63,3 млн. АҚШ долл., 2009 жылы - 59,2 млн. АҚШ долл. құрайды.
      2010 ж. еуропалық банктiң несиесiн өтегеннен кейiн (күрд. қаржы жұмс.37%) 2-тәсiм бойынша қаржыландыру төлемдерi айтарлықтай төмендейдi. 2010-2022 ж.ж. 3-тәсiм бойынша төлемдер тек қана жергілікті ақша көздерiнiң несиелерiн өтеуге қызмет көрсетуге ғана байланысты. Осыған сәйкес, 2010 мен 2021 жж. 2 және 3 тәсiм бойынша қарызды өтеу мен сыйақы төлеу шығыны 1-тәсiм бойынша қаржыландыру шығынынан төмен.

      Қарыздың негізгі сомасын төлеудi есепке алмай, қарызды алу мен өтеуге қызмет көрсетуге байланысты, жоба бойынша ақшалай қаражат жұмсалымының жалпы сомасы (10-қосымша) 2003 мен 2022 жж. аралығындағы кезеңде:
      1) 1-қаржыландыру тәсiмi бойынша - 193,76 млн.АҚШ долл.;
      2) 2-қаржыландыру тәсiмi бойынша - 204,84 млн. АҚШ долл.;
      3) 3-қаржыландыру тәсiмi бойынша - 214,96 млн. АҚШ долл.
      Қарыздық қаражаттағы 1 доллардың құны:
      1) 1-қаржыландыру тәсiмi бойынша - 0,65 АҚШ долл.; 
      2) 2-қаржыландыру тәсiмi бойынша - 0,69 АҚШ долл.;
      3) 3-қаржыландыру тәсiмi бойынша - 0,72 АҚШ долл.

      All-in-cost (қарызды, комиссияны, сыйақыны, басқадай бiржолғы төлемдердi алуға байланысты шығындар есепке алынған сыйақы мөлшерлемесi) келесi деңгейде болды:
      1) 1-қаржыландыру тәсiмi бойынша - 6,97%;
      2) 2-қаржыландыру тәсімi бойынша - 11,26%;
      3) 3-қаржыландыру тәсiмi бойынша - 11,97%.

      Қорытынды

      1-қаржыландыру тәсiмi бойынша ХҚҰ несие қаражатынан (жоба құнының 75%) және жергiлiктi ақша көздерi несиесiнен (25%) жобаны қаржыландыру кредит бойынша төменгi сыйақы мөлшерлемесi түрiнде қарызы өтеуге қызмет көрсетуге байланысты шығындар көлемi бойынша да, несиенi алу құнының аз және өтеу мерзiмiнiң ұзақтығы жөнiнен айтарлықтай тиiмді болып табылады.

3.3. Жобаны iске асырудың "КЕGОС" АҚ-дағы
қаржылық-экономикалық көрсеткiштерге тигiзер
әсерiнiң бағасы

      Талдаудың бұл бөлiгiнде жобаны іске асырудың Компаниядағы қаржы-экономикалық көрсеткiштерiне әсерi қаралады. Көрсеткiштердi есептеу 2 сценариймен дайындалған:
      1-сценарий - Солтүстiк-Оңтүстiк жобасы есепке алынбайды
      2-сценарий - Солтүстiк-Оңтүстік жобасы есепке алына отырып, электр энергиясын жеткiзудiң орташа тарифтерiн өзгертпестен жобаланып отырған ӘЖ-нiң орындалуының екi нұсқасы үшiн.
      Макроэкономикалық көрсеткiштер
      1. 2002 мен 2022 жылдар кезеңiнде Оңтүстiк аймақтарды қоса алып қарағанда, ЖМАЭС жұмысын есепке ала отырып Қазақстан Республикасындағы электр энергиясын тұтыну мен өндiрудi болжау электр энергиясының жұмсалуы мен өндiрiстердi орналастырудың үлес мөлшерiн, облыстардың экономикалық дамуының индикативтiк жоспарларын есепке ала отырып, Қазақстан Республикасындағы 2001-2005 ж.ж. әлеуметтік-экономикалық даму Тұжырымдамасына, ҚР ЭжСМ-нiң экономикалық зерттеу институтының деректерiне негiзделе отырып әзiрленген.
      2. 2002 мен 2005 жылдар кезеңiндегі АҚШ долларының теңгемен айырбастау бағамы, тұтынушылық баға индексi ҚР Экономика және сауда министрлігінде индикативтiк жоспарлауға қолданылатын деректерге сәйкес қабылданған. (11-қосымша).
      3. 2006 мен 2022 жылдар кезеңiндегi көрсеткiштердiң өсу қарқыны келесi деңгейде қабылданған:
      - долларды айырбастау бағамы - жылына 3%
      - тұтыну бағасының индексi - жылына 4%
      Компанияның қызмет көрсету тарифтерi
      2002 мен 2005 жылдар кезеңiндегi Компания қызметiнiң тарифтерi "KEGOG" АҚ-ның 2002 ж. бюджетiнде және "КЕGОС" АҚ-ның 2003-2005 жылдардағы даму жоспарында көзделген деңгейлерге қабылданды (Ұлттық электр тораптарын жаңарту жобасын жүзеге асыруды есепке ала отырып):

теңге/кВт.сағат

------------------------------------------------------------------
      Жылдар         !   2002   !   2003    !   2004   !   2005
------------------------------------------------------------------
Электр энергиясын
жеткiзудiң орташа
тарифi                   0,46        0,535       0,61     0,64

Диспетчерлендiру
бойынша қызметтердiң
тарифтерi               0,029        0,029      0,029     0,029
------------------------------------------------------------------

      2006 мен 2022 жылдар аралығындағы кезеңiндегі электр энергиясын тасымалдау тарифтерi Компанияның 2005 жылға дейiнгі даму жоспарында көзделген деңгейде қабылданған- 0,64 теңге/кВт.сағат. Техникалық диспетчерлеу қызметтерi бойынша тариф барлық талданып отырған кезеңге 0,029 теңге/кВт.сағат болып анықталған.

      Есептемелерде есепке алынбағандар:
      - ҚҚС төлеу бойынша уақыттық айырмашылықтар;
      - қарыздарды төлеу үшiн ақшалай қаражаттардың резервтерiн құрау (талданып отырған кезеңде олардың айналымға түсуiне байланысты);
      - сенiмдiлiктi қамтамасыз ету бойынша қызмет көрсетуден түсетiн табыстар;
      - Компанияның желiлерi бойынша шектес мемлекеттерден электр энергиясы өткiнiнен түсетiн әлеуеттi табыстар;
      - 2006 жылдан дивидендтер/үлеспайдалар/ төлеу.

      1-сценарий
      2002-2005 жж. Қаржылай нәтиже мен ақшалай қаражаттардың қозғалысының есептемеci Солтүстiк-Оңтүстiк жобасынсыз "KEGOC" АҚ-ның 2002 ж. Бюджетiне және "КЕGОС" АҚ-ның 2002-2005 жж. Даму жоспарының жобасына негiзделiп жасалған (13 қосымша).

      Инвестициялар
      Ұлттық электр желiлерiн жаңарту жобасынан тыс инвестициялау 2005 жылдан кейiн жылына 2,16 млрд. теңге деңгейiнде қабылданған.

      Негiзгi емес қызметтен табыс/залал
      Негiзгi емес қызметтен табыстың/залалдың келешегiн болжаудың қиын екендiгіне байланысты негізгі емес қызметтегi табыста/залалда ХЖДБ мен ЕЖДБ тартылған кредиттерi бойынша бағамдық айырмашылық бағамы ғана есепке алынады.

      Шығындаp
      2002 мен 2005 жж. Солтүстiк-Оңтүстiктiң жобасынсыз негiзгi қызмет бойынша шығындары "КЕGОС" АҚ-ның 2002 ж. бюджетiне және "KEGOC" АҚ-ның 2003-2005 жж. даму жоспарының жобасына сәйкес қабылданған. 2006-2022 жж. болжау келесi ұйғарымдарға негізделген:
      - өтелiмдiк аударым ҰЭT Жаңарту жобасы бойынша жаңа объектілер мен жобадан тыс құнды біркелкi есептен шығару әдiсi бойынша есептелген;
      - пайдалану шығындары, еңбекақы төлеу, әкімшiлiк шығындар, электр энергиясының технологиялық шығындары, инфляцияны есепке ала отырып есептеген басқадай шығындар (жылына 4%);
      - күрделi жөндеу шығындары жылына 2% өсiммен ескере отырып саналған;
      - мүлiкке салық активтердiң қалдық құнының - 1%-ы, көлiк құралдарының салығы мен инфляцияға түзетулер енгiзумен есептелген басқадай салықтар.

      "KEGOC" АҚ-ның Солтүстiк-Оңтүстiк жобасынсыз негізгi қызметi бойынша шығындар 12-қосымшада келтiрiлген.

      2-сценарий
      "Жобамен" сценарийi бойынша есептеулер 13.а. қосымшаларында келтiрiлген, ӘЖ-нiң 3 сымдық атқарылуы үшiн 13.б. қосымшада, ӘЖ-нiң 4 сымдық атқарылуы үшiн 13.б. қосымшада.

      Инвестициялар
      Солтүстік-Оңтүстік 500 кВ өткiнiндегі электр жеткiзудiң екіншi желiсi құрылысының жалпы құны күтілмеген шығындар қоса есептелген шығындар, жобаны сараптау шығындары, кедендiк баждар және т.с.с., 273 млн. доллар құрайды (298 млн. доллар) құрайды. Құрылысты 3 кезеңмен жүзеге асыру көзделiп отыр (2.a. және 2.б. қосымшалар):
      1. 2003 ж. - 2004 ж. 1-шi жартыжылдығы - ОҚМАЭС-ШУ телімiнiң құрылысы - 78,1 млн. доллар (85,5 млн. доллар). 500кВ ОҚМАЭС ЭЖ-нің ұзындығы - 270 км. Қосалқы станциялар: 500 кВ ОҚМАЭС ҚС және 220 кВ Шу ҚС.
      2. 2004 ж. 2-шi жартыжылдығы мен - 2006 ж. 1-шi жартыжылдығы - Екiбастұз-Ағадыр телiмiнiң құрылысы. Құны - 128,4 млн. доллар (138,8 млн. доллар). 500 кВ Ағадыр-ОҚМАЭС ұзындығы 508 км. Қосалқы станциялар: 1160 кВ Екiбастұз ҚС және 500 кВ Ағадыр ҚC.
      3. 2006 ж-2007 ж. 2-шi жартыжылдығы - Ағадыр-ОҚМАЭС телiмiнiң құрылысы. Құны - 66,7 млн. доллар (73,4 млн. доллар). Ағадыр ОҚМАЭС ЭЖ-нiң ұзындығы - 385 км.
      2005 жылы ОҚМАЭС-Шудың бiріншi телiмiн енгізу қолданыстағы негiзгi өткiн - Ағадыр-ОҚМАЭС қимасы бойынша қуат ағымын 100 МВт-қа (0,5 млрд.квт.сағат) ұлғайтуға мүмкiндiк бередi. Электр энергиясын жеткiзудегі қосымша табыс тарифтiң жоспарланған деңгейiнде - жылына 320 млн. теңге.
      Екібастұз-Ағадыр телiмiн енгiзу 2006 жылдың екінші жартыжылдығында жоспарланған.
      Ағадыр-ОҚМАЭС - соңғы телiмдi пайдалануға ендiру 2008 жылдың басына жоспарланып отыр. Барлық желiнiң ең жоғарғы өткiзу мүмкiндігі - 3,7125 млрд. кВт.сағат (4,125 млрд. кВт.сағат), осыған сәйкес тапсырылған тарифтiк деңгейде электр энергиясын жеткiзуден ең жоғарғы табыс 2,4 млрд. теңге (2,6 млрд. теңге).

      Жобаны қаржыландыру
      Таңдап алынған оңтайлы тәсiм жоба бойынша күрделі қаржы жұмсалымын қаржыландырудың 75%-ы ХҚҰ (ХЖДБ немесе ЕЖДБ) несие қаражаттары есебiнен және 25%-ы жергілікті ақша көздерi несиелерiнен (мысалы, Қазақстанның Даму Банкі). Қаржыландыру шарттарын сипаттау 3.2.-бөлiмде "Қаржыландыру тәсiмiн талдауда" келтiрiлген. Несиелер бойынша қаражаттарды игерудi келесi кесте бойынша жүзеге асыру жоспарланып отыр:

      Жоспарланып отырған электржеткiзу желiсiнiң 3 сымдық атқарылуында:

                                                       млн. доллар
-------------------------------------------------------------------
               !  2003  !  2004  !  2005  !  2006  ! 2007 ! Барлығы
-------------------------------------------------------------------
ХҚҰ несиесі      39,04     43,60   48,15    40,76    33,37  204,91
Жергілікті ақша
көздерінен
несиелер         13,01     14,53   16,05    13,59    11,12   68,30
-------------------------------------------------------------------
Барлығы          52,05     58,13   64,20    54,35    44,49  273,21
-------------------------------------------------------------------

      Жоспарланып отырған электржеткiзу желiсiнiң 4 сымдық атқарылуында:

                                                        млн. доллар
------------------------------------------------------------------- 
              !  2003  !  2004  !  2005  !  2006  ! 2007 ! Барлығы
-------------------------------------------------------------------
ХҚҰ несиесі      42,74     47,39    52,05   44,38    36,71  223,27
Жергілікті ақша
көздерінен
несиелер         14,25     15,80    17,35   14,79    12,24   74,43
-------------------------------------------------------------------
Барлығы          56,99     63,19    69,40   59,17    48,95  297,68
------------------------------------------------------------------- 

      Шығындар

      Жобаланып отырған желi бойынша электр энергиясын жеткiзудiң өзiндiк құнын есептеу үшiн желiнiң өтелiмi мен қызмет көрсетуге кететiн шығындарды анықтау қажет. Күрделi жөндеуге, ЭЖЖ мен ҚС-дың өтелiмi мен техникалық қызмет көрсетуге кететiн жылсайынғы ақша аударылымы 3.a. және 3.б. қосымшаларында келтiрiлген.
      Қазіргі кездегі өтелiмдiк аударылымдарға Қазақстан Республикасының табиғи монополияларды реттеу, бәсекелестiктi қорғау және шағын кәсiпкерлiктi қолдау агенттігінің 28.06.2000 ж. N 332 бұйрығына сәйкес, құнды бiркелкi есептен шығару әдiсi бойынша ұзақмерзiмдi пайдалану объектiлері үшiн анықтауға жататын жаңартпа құрамдас бөлiгi кiруi керек. Қабылданған есептеулерде ЭЖЖ пайдалану мерзiмі - 50 жыл, қосалқы станцияларды пайдалану мерзiмi 25 жыл. Бұл жаңартпалық аударымдардың мәнi ЭЖЖ үшiн 2%-ға, қосалқы станциялар үшiн - 4 %-ға сәйкес.
      Күрделi жөндеу мен желiлерге қызмет көрсету аударымдары, ағымдағы жөндеу шығындарын еңбекақы қорын және жалпыжүйелiк шығындарды қоса есептегенде қолданыстағы желiлер бойынша нақты шығындар негiзiнде есептелген. Сонымен бiрге, қалыптасқан тәжiрибе тұрғысынан объектiлердi қолданыла енгiзген алғашқы 5 жыл iшiнде күрделi жөндеу жүргізiлмейдi деп жоспарлануда. Одан басқа, шығындар бөлігінде желiлер мен қосалқы станциялардың қалдық құнының 1% мүлiкке салық төлеу ескерілмеген. Басқадай шығындарға біржолғы төлемдер мен тартылған несиелер бойынша комиссиялар жатқызылған.

      Сценарийлердi "жобамен" және "жобасыз" салыстыру
      Екі сценарийді салыстыру Компанияның негізгі қаржы-экономикалық көрсеткiштерiн салғастыру арқылы ("жобамен" және "жобасыз"), сонымен бiрге, 2022 жылға дейінгі ақшалай ағымның келтірілген таза құны бойынша (NРV) - ХҚҰ несиелерінің негізгі қарыз сомасын өтеудiң көзделіп отырған кезеңiмен жасалды. Есептеу кезеңi 20 жылға тең болып (2003-2022 жж.) анықталған.

      Қаржылық нәтиже
      14.а. мен 14.б. қосымшаларындағы кестелердiң және 15-қосымшадағы диаграммалардың көрсетуі бойынша талданып отырған кезең бойы Компанияның қаржылық нәтижесi Солтүстiк-Оңтүстiк жобасын қоса есептегенде оң түрде және "жобасыз" сценарийiндегі қаржылық нәтижеден аздап қана айрықшаланды.
      2003 ж.-дан 2012 ж.-ға дейінгі кезеңдегi (2013 ж. ӘЖ-нің 4 сымдық атқарылу нұсқасында) жобасыз қаржылық нәтижесi жобасы бар қаржылық нәтижеден жоғары. Бұл "жобалы" сценарийдiң операциялық шығындарының ұлғаюымен, негізінен біржолғы төлемдер мен тартылған несие бойынша комиссиялар қоса есептелген, сонымен бiрге терiс бағамдық айырмашылық есебiнен негізгі емес қызметтен зиян шегумен байланысты. 2005 жылдан 2007 жж., ОҚМАЭС-Шу және Екiбастұз-Ағадыр екі телімін пайдалануға енгiзу кезiнде операциялық шығындары жаңа желi бойынша жеткiзу желілерінің табыстарынан асып кетедi.
      2012 ж. бастап (2013 ж.) Компанияның қаржы нәтижесі Солтүстiк-Оңтүстiк жобасын қоса есептегенде, Солтүстік-Оңтүстiк өткінінің екінші желiсi бойынша электр энергиясын жеткiзу есебінен түскен қосымша табыстан жоғары болып, несиелердi өтеу шамасы бойынша терiс бағамдық айрықшалық қысқарып және олар бойынша сыйақы төлемi төмендейді.

      Ақшалай ағымдар
      Ақшалай ағымдар ақшалай қаражаттардың құйылымы (ақша көздерi) мен ақшалай қаражаттардың жылыстауы арасында айырмашылық ретiнде есептелген. Ақшалай қаражаттардың көздерi болып Компанияның салық салудан кейiнгi таза табысы (қаржылық нәтиже), өтелiм, терiс бағамдық айырмашылық, шоғырланған ақшалай ағымдарды eceптеу үшiн өткен жылдағы ақшалай қаражаттың қалдығы. Ақшалай қаражаттардың жылыстауына кiретiндер: жаңарту жобасы бойынша қосарлай қаржыландыру, жобалау бойынша қаржыландыру шығындары, жобадан тыс инвестиция мен дивидендтер/үлеспайдалар/ төлемi (2005 ж. дейiн).
      16.а және 16.б. қосымшаларындағы кестелерде көрсетілгендей Солтүстiк-Оңтүстiк жобасын қоса есептегендегі шоғырланған ақша қаражаттары талданып отырған кезең бойы оң түрде, яғни Компания ақшалай қаражат тапшылығын сезiнбейдi. Жобалы және жобасыз сценарийде шоғырланған ақшалай ағымдағы айырмашылығы 65,97 млрд. теңге (72,61 млрд. теңге) құрады.
      Қаралып отырған кезеңде жобаны іске асырған жағдайда Компанияның экономикасы қаншалықты төмендейтiнiн нақтырақ бағалау үшiн ақшалай ағымдардың дисконттау әдiсi қолданылды. Бұл әдiс төленетiн немесе келешекте алынатын ақшалай қаражаттардың бүгінгi құнын анықтауға мүмкiндiк бередi. Болашақ ақшалай түсімдерді/төлемдердi дисконттау (қазiргi кезге келтiру) келесi формула бойынша есептеледi:

                   DCF = CFn/(1+i) n-1

мұнда:

       DCF  - дисконтталған ақшалай ағым
       CF  - болашақтағы ақшалай ағым
       i  - дисконттау коэффициентi
       n  - жыл

Келтiрiлген таза құн ақшалай ағымдарды қосу арқылы анықталады:

                   NPV = E DCF

       Табиғи монополиялар аумағында жобаларды қаржылай бағалау үшiн негізiнен қарыздық қаражаттардың құны ғана есептелген дисконттаудың ең төменгі мөлшерлемесі қолданылады. Компанияның келтiрiлген ақшалай құйылымдар құнын есептеу үшiн 5%, 7% және 9% дисконттау мөлшерлемесi қолданылды. 2002 ж. дейiнгi келтірiлген таза ақшалай ағымдар құны (16.а., 16.б., 17.1., 17.2., 17.3. қосымшалары):

      Жобаланған электржеткiзу желiлерiн 3 сымдық атқаруда:

дисконттау мөлшерлемесi:     NPV "жобасыз"       NPV "жобамен"
      5%                  62,712 млрд. теңге  23,351 млрд. теңге
      7%                  50,721 млрд. теңге  18,045 млрд. теңге
      9%                  41,655 млрд. теңге  14,239 млрд. теңге

      Жобаланған электржеткiзу желiлерiн 4 сымдық атқаруда:

Дисконттау мөлшерлемесi:     NPV "жобасыз"       NPV "жобамен"
      5%                  62,712 млрд. теңге  19,315 млрд. теңге
      7%                  50,721 млрд. теңге  14,674 млрд. теңге
      9%                  41,655 млрд. теңге  11,395 млрд. теңге

      Осылайша, "жобасыз" және "жобамен" сценарийлерiндегі ӘЖ 3 сымдық атқарылу нұсқасындағы ақшалай ағымдардың дисконттау айырмашылығы (ӘЖ 4 сымдық атқарылу нұсқасында) айырмашылық 5% дисконттау мөлшерлемесінде 39,36 млрд. теңге (43,4 млрд. теңге), 7% дисконттау мөлшерлемесiнде - 32,68 млрд. теңге (36,05 млрд. теңге) және 9% дисконттау мөлшерлемесiнде - 27,42 млрд. теңге (30,26 млрд. теңге).

      Қаржылық коэффициенттер
      18.a. және 18.б. қосымшаларда 2002-2022 жж. Қарыздарға қызмет көрсету коэффициенттерiн есептеу ҰЭT-ын жаңарту жобасы аясындағы қолданыстағы несиелер бойынша, ХЖДБ мен ЕЖДБ несиегерлiк келiсiм-шарттарымен анықталған әдiске сәйкес келтiрiлген.
      ХЖжДБ-мен несиелiк келiсiм-шарттарына сәйкес қарызға қызмет көрсету коэффициентi төмендегi формула бойынша есептеледi:

               Салық салуға дейiнгі пайда + Өтелiмдiк аударымдар +
Қарызға қызмет                  Қаржылық шығындар
көрсету       = --------------------------------------------------
коэффициентi            Қарызға қызмет көрсету сомасы

      Қаржылық шығындарға негiзгi соманы төлеумен қоса несиеге қызмет көрсетуге байланысты барлық шығындар кiредi. Қарызға қызмет көрсету сомасы - несиенiң қолдану мерзiмі бойы несиеге қызмет көрсету бойынша ең жоғарғы жылдық шығын. "Жобасыз" сценарийде қарызға қызмет көрсету бойынша ең жоғарғы төлемдер 4,0 млрд. теңге көлемiнде 2015 ж. күтiлуде, сол сияқты "жобалы" сценарийде 2015 ж. - 8,2 млрд. теңге (8,5 млрд. теңге) көлемiнде.
      Коэффициент мәнi қосымша қаражаттарды қарызға алған кезде 1,5-тен кем болмауы керек. Қосымшадағы кестеде көрсетiлгендей "жобалы" сценарийде несиенi алғаннан кейiнгі алғашқы 3 жылда коэффициент мәнi белгіленген талаптардан төмен:

                             2003         2004        2005
ӘЖ-сiн 3 сымдық атқаруда     0,73         1,00        1,37
ӘЖ-сiн 4 сымдық атқаруда     0,70         0,96        1,32

      Бірақ бұл Компанияда несиелер бойынша мiндеттердi орындау үшiн жоқ дегендi бiлдiрмейдi, себебi бұл жылдары қарызға қызмет көрсету бойынша нақты жоспарланған шығындар - 1,4 млрд. теңгеден 4,2 млрд. теңгеге дейiн (1,5 млрд. теңгеден 4,3 млрд. теңгеге) несиенiң қолдану мерзiмi бойынша қарызға қызмет көрсетудiң ең жоғарғы сомасынан айтарлықтай төмен, есептеуде алынған - 8,2 млрд. теңге (8,5 млрд. теңге).
      Барлық кейінгі жылдарда, оның iшiнде ҰЭТ жаңарту аясы бойынша, сондай-ақ Солтүстiк-Оңтүстiк жобасы бойынша ең жоғарғы төлем талаптары орындалады.
      ЕЖДБ несиелiк келiсiм-шарттары бойынша қарызға қызмет көрсету коэффициенті келесi формула бойынша есептеледi

                      Салық салғанға дейінгi пайда + Өтелiмдік
                    аударулар + Қаржылық шығындар + Айналымдағы
                                капиталдың өзгеруi
Қарызға қызмет =  ------------------------------------------------
көрсету коэффициентi     Жылдық пайыз бен комиссиялық шығындар

      Есептеулерде айналымдағы капиталдың өзгеруi ақшалай қаражаттың өзгеруiне тең болатыны жөнінде еркiндiк қабылданған.
      Коэффициент мәнi 1,3-тең кем болмауы керек. Талаптар несиенi қолдану мерзiмi бойы орындалады. Коэффициенттiң ең төменгі мәні ӘЖ-нiң 3 сымдық атқарылуында - 3,65 (2003 ж.), ең жоғарғы мәнi - 100,69 (2021- ж.), ӘЖ-нiң 4 сымдық атқарылуында - 3,45 (2003- ж.) және осыған сәйкес 93,49 (2021- ж.)
      Сөйтiп, ХЖДБ мен ЕЖДБ несиегерлiк келiсiм-шарттары бойынша қарызға қызмет көрсетудің коэффициенттi мәнi Солтүстiк-Оңтүстiк жобасы жүзеге асыру сценарийi негiзiнен белгiлі талаптарды қанағаттандырады.

3.4. SWOT-талдама

      SWOT ("strengths" - күштi жақтары, "weaknesses" - әлсiз жақтар, "opportunities" - мүмкiндiктерi & "trends" - қауiп) - талдау - маркетингтегi көп тараған талдау әдiсiнiң бiрi, ол жүйедегi және келешекте болуы мүмкiн жәйттер мен әсерлердi ескере отырып, жобаның мықты және әлсiз жақтарын анықтауға және құрылымдауға мүмкiндiк бередi. Әдетте, мықты және әлсiз жақтар - бұл жобаның компаниямен бақылануы мүмкiн және оларға компания белгiленген шамада әсер ете алатын сипаттамасы. Мүмкіндiктерi мен қауiп - бұл жобаның компанияның бақылауынан тыс және болашақта нәтижеге әсер етуi мүмкiн сипаттамасы.
      "KEGOC" АҚ табиғи монополияның субъектiсі болып табылатындықтан, Компанияның инвестициялық қызметі де бiрiншi кезекте ұлттық электр желiлерiнiң атқарылымын тиiмдi реттеу мен жетiлдiрудi, электрмен жабдықтау сенiмдiлiгi мен сапасын арттыруды, содан кейiн ғана пайда табуды көздейдi, SWOT-талдау жүргiзу тек қана Компания тұрғысынан емес, ұлттық экономика тұрғысынан да орындырақ болып көрiнедi.

      Солтүстік-Оңтүстiк жобасының күштi жақтары:
      1. Республиканың энергетикалық тәуелсiздiген бекіту - оңтүстiкте энергетикалық тәуелсiздiкті көлемi мен құрылымы бойынша төмендету, электр энергетикалық қауiпсiздiктi арттыру;
      2. Оңтүстiк Қазақстанда электр энергиясы мен қуатының тапшылығын Солтүстiк Қазақстанның iрi электр станцияларынан арзан электр энергиясын жеткізу есебiнен жабу, бұл осы аймақтарда электр энергиясының орташа босату тарифтерiн тұрақтандыруға және iшiнара төмендетуге мүмкiндiк бередi;
      3. Оңтүстiк тұтынушыларын жүйедегi кез-келген телiм мен жобаланып жатқан желiнiң Орталық Азия БЭЖ мен Қазақстан БЭЖ-ден болуы мүмкiн бөлiнуiмен апаттық өшiрiлуi кезiнде электрмен жабдықтаудың сенiмдiлiгi мен кiдiрiссiздiгін арттыру;
      4. Қазақстан БЭЖ бен Орталық Азия БЭЖ-нiң қосарлас жұмысын қамтамасыз ету үшiн Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiнiң өткiзу қабiлетi мен сенiмдiлiгiн ұлғайту;
      5. Солтүстiктегi электр энергетикалық саланың иелiктегi әлеуетiн толығырақ пайдалану: энергетикалық отынның негізгі қорлары мен iрi электрлiк станциялар Қазақстанның солтүстiгі - Павлодар облысында шоғырланған;
      6. Мұнайға бағаның өсуiне байланысты тәуекелдердiң төмендеуi.

      Жанама әсерлер:
      7. Солтүстік Қазақстанның электр энергиясын пайдалану белгiлi бiр дәрежеде аймақтың экономикасының өсуiне және оңтүстiк пен солтүстiк аймақтардың даму деңгейiндегi сәйкессiздiктi жұмсартуға себеп болады.
      8. Аралас салаларды жүктеу: Екiбастұз көмiрiн пайдалануды ұлғайту көмiр өнеркәсiбiн дамыту жәйттерiнiң бipi болып қызмет етуi мүмкiн, бұл соңғы уақытта Ресей Федерациясында Орал мен Батыс Ciбip электр станцияларына қазақстандық көмiр жеткiзiлiмiн төмендету мәселелерi белсендi түрде көтерiлiп жүргендiгі тұрғысынан алғанда өте маңызды.

      Солтүстiк-Оңтүстік жобасының әлсiз жақтары:
      1. Жоба айтарлықтай күрделі жұмсалымды талап ететiн болғандықтан, Компанияның басқа жобаларға ақша қаражаты аз қалады, яғни жобаны iске асыру кезеңiнде тартылатын қарыздар бойынша мiндеттемелердi өтеуде қаражаттан тарығушылық орын алуы мүмкiн.
      2. Өтелiмдiлiктiң ұзақ мерзiмi.

      Мүмкіндіктер:
      1. Оңтүстiк Қазақстандағы электр станцияларының құрылысы/Жамбыл МАЭС-н қалпына келтiру, бiрақ экономикалық талдау нәтижелерi Солтүстiк-Оңтүстiк өткiнiндегі екiншi желiнiң құрылысы экономикалық жағынан анағұрлым ақталатынын көрсеттi.
      2. Орталық Азиядан электр энергиясының импорты, бiрақ бұл Оңтүстік Қазақстанды Орталық Азиядан электр энергиясының жеткiзiлiмiне тәуелдi етiп қояды және Қазақстанның ұлттық энергетикалық қауiпсiздiгін тәуекелге ұшыратады.

      Қауiптер:
      1. Егер іс жүзiнде электр энергиясын тұтыну мен "KEGOС" АҚ желiлерi бойынша электр энергиясын жеткізу болжанған көлемнен төмен болса, яғни Компания бұл жағдайда тартылған несиелер бойынша мiндеттемелердi жабу үшiн жеткiлiктi пайда ала алмаса, тарифтi көтеру қажет болады. Бiрақ та электр энергиясын жеткiзуге арналған тарифтi көтеруден гөрi электр энергиясының тапшылығы анағұрлым әлеуетті салмақты мәселе болғандықтан, жобаны iске асырмаудан болатын тәуекел әжептәуiр биiк болмақ.

      1.а.-қосымша

Оңтүстік Қазақстанда 2002-2022 ж. электр энергиясын
тұтыну мен өндірудің болжамдық көлемдері

млрд. кВт.сағ.

-------------------------------------------------------------------            ! 2002! 2003! 2004! 2005! 2006! 2007! 2008! 2009! 2010
-------------------------------------------------------------------
Тұтыну      10,50 11,00 11,60 12,25 12,50 12,70 13,10 13,19 13,60

Жабу

Жамбыл МАЭС-
сыз өз       5,60  5,60  5,70  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05
э-ст-да
өндіру

Орталық
Азиядан       1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0
импорт

қолданыстағы
желі бойынша
өткін       3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,025 3,070 3,275

екінші желі
бойынша өткін                 0,500 0,500 0,500 3,025 3,070 3,275

Жамбыл МАЭС-
дағы өндірім 0,90  1,40  1,90  1,70  1,95  2,15
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
            ! 2011! 2012! 2013! 2014! 2015! 2016! 2017! 2018! 2019
-------------------------------------------------------------------
Тұтыну       13,95 14,45 15,00 15,60 16,10 16,50 16,90 17,30 17,70

Жабу

Жамбыл МАЭС-
сыз өз        6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05
э-ст-да
өндіру

Орталық
Азиядан импорт 1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0

қолданыстағы
желі бойынша 3,450 3,700 3,713 3,713 3,713 3,713 3,713 3,713 3,713
өткін

екінші желі
бойынша      3,450 3,700 3,713 3,713 3,713 3,713 3,713 3,713 3,713
өткін

Жамбыл МАЭС-
дағы өндірім             0,52  1,13  1,63  2,03  2,43  2,83  3,23
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------
            ! 2020! 2021! 2022!
-------------------------------
Тұтыну       18,00 18,40 18,70

Жабу

Жамбыл МАЭС-
сыз өз        6,05  6,05  6,05
э-ст-да
өндіру
 
Орталық
Азиядан импорт 1,0   1,0   1,0

қолданыстағы
желі бойынша  3,713 3,713 3,713
өткін

екінші желі
бойынша өткін 3,713 3,713 3,713

Жамбыл МАЭС-
дағы өндірім   3,53  3,93  4,23
-------------------------------------------------------------------
      3 сымды орындалуымен

                                                   1.б.-қосымша

           Оңтүстік Қазақстанда 2002-2022 ж. электр
     энергиясын тұтыну мен өндірудің болжамдық көлемдері

                                                     млрд. кВт.сағ.
-------------------------------------------------------------------
            ! 2002! 2003! 2004! 2005! 2006! 2007! 2008! 2009! 2010
-------------------------------------------------------------------
Тұтыну       10,50 11,00 11,60 12,25 12,50 12,70 13,10 13,19 13,60

Жабу

Жамбыл МАЭС-
сыз өз        5,60  5,60  5,70  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05
э-ст-да
өндіру

Орталық
Азиядан        1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0
импорт

қолданыстағы
желі бойынша
өткін        3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,025 3,070 3,275

екінші желі
бойынша өткін                  0,500 0,500 0,500 3,025 3,070 3,275

Жамбыл МАЭС-
дағы өндірім  0,90  1,40  1,90  1,70  1,95  2,15
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
            ! 2011! 2012! 2013! 2014! 2015! 2016! 2017! 2018! 2019
-------------------------------------------------------------------
Тұтыну       13,95 14,45 15,00 15,60 16,10 16,50 16,90 17,30 17,70

Жабу

Жамбыл МАЭС-
сыз өз        6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05
э-ст-да
өндіру

Орталық
Азиядан        1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0
импорт

қолданыстағы
желі бойынша 3,450 3,700 3,975 4,125 4,125 4,125 4,125 4,125 4,125
өткін

екінші желі
бойынша өткін 3,450 3,700 3,975 4,125 4,125 4,125 4,125 4,125 4,125

Жамбыл МАЭС-
дағы өндірім                     0,30  0,80  1,20  1,60  2,00  2,40
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------
            ! 2020! 2021! 2022!
-------------------------------
Тұтыну       18,00 18,40 18,70

Жабу

Жамбыл МАЭС-
сыз өз        6,05  6,05  6,05
э-ст-да
өндіру

Орталық
Азиядан        1,0   1,0   1,0
импорт

қолданыстағы
желі бойынша  4,125 4,125 4,125
өткін

екінші желі
бойынша өткін 4,125 4,125 4,125
 
Жамбыл МАЭС-
дағы өндірім   2,70  3,10  3,40
-------------------------------------------------------------------
      4 сымды орындалуымен

                                                   2.а.-қосымша

      Оңтүстік өткініндегі екінші электржеткізу желісі
             құрылысының жобасы бойынша күрделі
                  қаржы жұмсалымдарын игеру

                                                             млн.$
-------------------------------------------------------------------
          !     2003    !    2004     !    2005     !    2006
           --------------------------------------------------------
          ! 1-   ! 2-   ! 1-   ! 2-   ! 1-   ! 2-   ! 1-   ! 2- 
          ! ж/ж  ! ж/ж  ! ж/ж  ! ж/ж  ! ж/ж  ! ж/ж  ! ж/ж  ! ж/ж
-------------------------------------------------------------------
ОҚМАЭС-Шу   26,03  26,03  26,03
ӘЖ          17,54  17,54  17,54
ҚС           8,49   8,49   8,49
Екібастұз-
Ағадыр                           32,10  32,10  32,10  32,10
ӘЖ                               26,06  26,06  26,06  26,06
ҚС                                6,04   6,04   6,04   6,04
Ағадыр-
ОҚМАЭС                                                      22,24
ӘЖ                                                          22,24
Барлығы:    26,03  26,03  26,03  32,10  32,10  32,10  32,10 22,24
ӘЖ          17,54  17,54  17,54  26,06  26,06  26,06  26,06 22,24
ҚС           8,49   8,49   8,49   6,04   6,04   6,04   6,04
Барлығы:       52,06         58,13         64,20          54,34
ӘЖ             35,08         43,60         52,12          48,30
ҚС             16,98         14,53         12,08           6,04
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

----------------------------------
          !     2007    ! Барлығы !
           --------------         !
          ! 1-   ! 2-   !         !
          ! ж/ж  ! ж/ж  !         !
-----------------------------------
ОҚМАЭС-Шу                  78,09
ӘЖ                         52,62
ҚС                         25,47
Екібастұз-                 128,39
Ағадыр
ӘЖ                        104,24
ҚС                         24,15
Ағадыр-    22,24   22,24   66,73
ОҚМАЭС     22,24   22,24   66,73
Барлығы:   22,24   22,24  273,21
ӘЖ         22,24   22,24  223,59
ҚС                         49,62
Барлығы:       44,49      273,21
ӘЖ             44,49      223,59
ҚС                         49,62
----------------------------------
      3 сымды орындалуымен

                                                   2.б.-қосымша

      Оңтүстік өткініндегі екінші электржеткізу желісі
             құрылысының жобасы бойынша күрделі
                  қаржы жұмсалымдарын игеру

                                                             млн.$
-------------------------------------------------------------------
          !     2003    !    2004     !    2005     !    2006
           --------------------------------------------------------
          ! 1-   ! 2-   ! 1-   ! 2-   ! 1-   ! 2-   ! 1-   ! 2- 
          ! ж/ж  ! ж/ж  ! ж/ж  ! ж/ж  ! ж/ж  ! ж/ж  ! ж/ж  ! ж/ж
-------------------------------------------------------------------
ОҚМАЭС-Шу   28,49  28,49  28,49
ӘЖ          20,00  20,00  20,00
ҚС           8,49   8,49   8,49
Екібастұз-
Ағадыр                           34,70  34,70  34,70  34,70
ӘЖ                               28,67  28,67  28,67  28,67
ҚС                                6,04   6,04   6,04   6,04
Ағадыр-
ОҚМАЭС                                                      24,47
ӘЖ                                                          24,47
Барлығы:    28,49  28,49  28,49  34,70  34,70  34,70  34,70 24,47
ӘЖ          20,00  20,00  20,00  28,67  28,67  28,67  28,67 24,47
ҚС           8,49   8,49   8,49   6,04   6,04   6,04   6,04
Барлығы:       56,97         63,19         69,41          59,17
ӘЖ             39,99         48,66         57,33          53,14
ҚС             16,98         14,53         12,08           6,04
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

----------------------------------
          !     2007    ! Барлығы !
           --------------         !
          ! 1-   ! 2-   !         !
          ! ж/ж  ! ж/ж  !         !
-----------------------------------
ОҚМАЭС-Шу                  85,46
ӘЖ                         59,99
ҚС                         25,47
Екібастұз-                138,81
Ағадыр
ӘЖ                        114,66
ҚС                         24,15
Ағадыр-    24,47   24,47   73,41
ОҚМАЭС
ӘЖ         24,47   24,47   73,41
Барлығы:   24,47   24,47  297,68
ӘЖ         24,47   24,47  248,06
ҚС                         49,62
Барлығы:       48,94      297,68
ӘЖ             48,94      248,06
ҚС                         49,62
----------------------------------
      4 сымды орындалуымен

                                                  3.а.-қосымша

          жоспарлы күтілген жыл сайынғы аударымдар

                                                       мың.$
-------------------------------------------------------------------
  ! Желі элементінің!                 Шығындар
N !      атауы      !---------------------------------------------
  !                 !  Күрделі  !Техникалық  ! Өтелім    ! Барлығы
  !                 !  жөндеу   !қызметтеу   !           !
-------------------------------------------------------------------
      Үшсымдық атқарымды дәстүрлі тіректердегі 500 кВ-тық ӘЖ
-------------------------------------------------------------------
1  Екібастұз-Ағадыр
   500 кВ-тық ӘЖ       195,97       120,316      2084,8    2401,086
2  Ағадыр-ОҚМАЭС
   500 кВ-тық ӘЖ       125,45        91,184      1334,6    1551,234
3  ОҚМАЭС-Шу
   500 кВ-тық ӘЖ        98,93        63,947      1052,4    1215,277
-------------------------------------------------------------------
                                   ПС
-------------------------------------------------------------------
1  Екібастұз 
   1150 кВ-тық ӘЖ       77,61         81,6        348,28    507,49
2  500 кВ-тық Ағадыр
   ҚС                  145,17        102,4        617,76    865,33
3  500 кВ-тық ОҚМАЭС-
   ның ҚС              137,09         91,9        380,24    609,23
4  220 кВ-тық Шу ҚС    167,98         63,7        637,92    869,6
-------------------------------------------------------------------

                                                        млн. теңге
-------------------------------------------------------------------
  ! Желі элементінің!                 Шығындар
N !      атауы      !---------------------------------------------
  !                 !  Күрделі  !Техникалық  ! Өтелім    ! Барлығы
  !                 !  жөндеу   !қызметтеу   !           !
-------------------------------------------------------------------
      Үшсымдық атқарымды дәстүрлі тіректердегі 500 кВ-тық ӘЖ
-------------------------------------------------------------------
1  Екібастұз-Ағадыр
   500 кВ-тық ӘЖ       30,336       18,625      322,727    371,688
2  Ағадыр-ОҚМАЭС
   500 кВ-тық ӘЖ       19,420       14,115      206,596    240,131
3  ОҚМАЭС-Шу
   500 кВ-тық ӘЖ       15,314        9,899      162,912    188,125
-------------------------------------------------------------------
                                  ПС
-------------------------------------------------------------------
1  Екібастұз 
   1150 кВ-тық ӘЖ      12,014       12,632       53,914     78,559
2  500 кВ-тық Ағадыр
   ҚС                  22,472       15,852       95,629    133,953
3  500 кВ-тық ОҚМАЭС-
   ның ҚС              21,222       14,226       58,861     94,309
4  220 кВ-тық Шу ҚС    26,003        9,861       98,750    134,614
-------------------------------------------------------------------
      3 сымды орындалуымен

                                                    3.б.-қосымша

          жоспарлы күтілген жыл сайынғы аударымдар

                                                             мың $
-------------------------------------------------------------------
  ! Желі элементінің!                 Шығындар
N !      атауы      !---------------------------------------------
  !                 !  Күрделі  !Техникалық  ! Өтелім    ! Барлығы
  !                 !  жөндеу   !қызметтеу   !           !
-------------------------------------------------------------------
      Төртсымдық атқарымды дәстүрлі тіректердегі 500 кВ-тық ӘЖ
-------------------------------------------------------------------
1  Екібастұз-Ағадыр
   500 кВ-тық ӘЖ       215,567      132,347      2293,2    2641,114
2  Ағадыр-ОҚМАЭС
   500 кВ-тық ӘЖ       137,955      100,303      1468,2    1706,458
3  ОҚМАЭС-Шу
   500 кВ-тық ӘЖ       108,823       70,342      1199,8    1378,965
-------------------------------------------------------------------
                                   ПС
-------------------------------------------------------------------
1  Екібастұз 
   1150 кВ-тық ӘЖ       77,61         81,6        348,28    507,49
2  500 кВ-тық Ағадыр
   ҚС                  145,17        102,4        617,76    865,33
3  500 кВ-тық ОҚМАЭС-
   ның ҚС              137,09         91,9        380,24    609,23
4  220 кВ-тық Шу ҚС    167,98         63,7        637,92    869,6
-------------------------------------------------------------------

                                                        млн. теңге
-------------------------------------------------------------------
  ! Желі элементінің!                 Шығындар
N !      атауы      !---------------------------------------------
  !                 !  Күрделі  !Техникалық  ! Өтелім    ! Барлығы
  !                 !  жөндеу   !қызметтеу   !           !
-------------------------------------------------------------------
      Төртсымдық атқарымды дәстүрлі тіректердегі 500 кВ-тық ӘЖ
-------------------------------------------------------------------
1  Екібастұз-Ағадыр
   500 кВ-тық ӘЖ       33,370       20,487      354,987    408,844
2  Ағадыр-ОҚМАЭС
   500 кВ-тық ӘЖ       21,355       15,527      227,277    264,160
3  ОҚМАЭС-Шу
   500 кВ-тық ӘЖ       16,846       10,889      185,729    213,464
-------------------------------------------------------------------
                                  ПС
-------------------------------------------------------------------
1  Екібастұз 
   1150 кВ-тық ӘЖ      12,014       12,632       53,914     78,559
2  500 кВ-тық Ағадыр
   ҚС                  22,472       15,852       95,629    133,953
3  500 кВ-тық ОҚМАЭС-
   ның ҚС              21,222       14,226       58,861     94,309
4  220 кВ-тық Шу ҚС    26,003        9,861       98,750    134,614
-------------------------------------------------------------------

      4 сымды орындалуымен

                                                   4.а.-қосымша

           Солтүстік-Оңтүстік өткініндегі 500 кВ-тың
       екінші ЭЖЖ құрылысы жобасының пайдалылығын есептеу

                          Өлшем бірлігі
Жобаның жалпы құны        млн.$   273,21
Дисконттау мөлшерлемесі            2,04%
Талданатын мезгіл          жыл       53
Базалық жыл                        2002

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!    1   !   2    !   3    !    4   !    5
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2002  !  2003  !  2004  !  2005  !  2006
-------------------------------------------------------------------
  Кірістер
э/э-н жеткізу с/кВтсағ. 0,3013   0,3505   0,3970   0,4193    0,4193
тарифі
Екінші өткін     млрд.                             0,500     0,500
бойынша кіріс    кВтсағ.
-------------------------------------------------------------------
Екінші           млн.$                             2,096     2,096
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
  шығындар
Өтелім          млн.$                            2,071    3,596
Күрделі жөндеу  млн.$
Пайдалану       млн.$                            0,220    0,372
Мүлік салығы    млн.$                            0,760    2,008
шығыстардың     млн.$                            3,050    5,976
барлығы
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$                           -0,954   -3,880
Пайда салығы    млн.$
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық нәтиже млн.$                            -0,954   -3,880
Өтелім          млн.$                             2,071    3,596
-------------------------------------------------------------------
Барлығы         млн.$                             1,117   -0,284
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$          52,059   58,127   64,196   54,341
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$          -52,059  -58,127  -63,079  -54,625
Cumulative      млн.$          -52,059  -110,187 -173,266 -227,890
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$          -51,019  -55,826  -59,371  -50,386
Cumulative DCF  млн.$          -51,019  -106,845 -166,216 -216,601
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!    6   !   7    !   8    !    9   !    10
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2007  !  2008  !  2009  !  2010  !  2011
-------------------------------------------------------------------
Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВт  0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі          сағ.
Екінші өткін
бойынша кіріс   млрд. 0,500    3,025    3,070    3,275    3,450
                кВтсағ
-------------------------------------------------------------------
Екінші          млн.$ 2,096    12,683   12,871   13,731   14,464
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$ 5,121    6,456    6,456    6,456    6,456
Күрделі         млн.$                            0,404    0,823
жөндеу
Пайдалану       млн.$ 0,524    0,615    0,615    0,615    0,615
Мүлік           млн.$ 2,008    2,560    2,495    2,431    2,366
салығы
-------------------------------------------------------------------
Шығыстардың     млн.$ 7,653    9,631    9,566    9,906    10,260
барлығы
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$ -5,557   3,052    3,305    3,825    4,205
Пайда салығы    млн.$          0,916    0,992    1,148    1,261
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық        млн.$ -5,557   2,136    2,314    2,678    2,943
нәтиже
Өтелім          млн.$ 5,121    6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
Барлығы         млн.$ -0,436   8,592    8,770    9,134    9,399
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$ 44,487
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ -44,922  8,592    8,770    9,134    9,399
Cumulative      млн.$ -272,81 -264,22  -255,45  -246,32  -236,92
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ -40,81   7,61     7,61     7,77     7,84
Cumulative DCF  млн.$ -257,21 -249,60 -241,98  -234,21  -226,38
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!   11   !   12   !   13   !   14   !   15
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2012  !  2013  !  2014  !  2015  !  2016
-------------------------------------------------------------------
Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі          сағ.
Екінші өткін
бойынша кіріс   млрд. 3,700    3,713    3,713    3,713    3,713
                кВтсағ.
-------------------------------------------------------------------
Екінші         млн.$ 15,513   15,565   15,565   15,565   15,565
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
Күрделі         млн.$ 0,823    0,948    0,948    0,948    0,948
жөндеу
Пайдалану       млн.$ 0,615    0,615    0,615    0,615    0,615
Мүлік салығы    млн.$ 2,301    2,237,   2,172    2,108    2,043
-------------------------------------------------------------------
шығыстардың     млн.$ 10,195   10,256   10,192   10,127   10,062
барлығы
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$ 5,317    5,309    5,373    5,438    5,503
Пайда салығы    млн.$ 1,595    1,593    1,612    1,631    1,651
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық нәтиже млн.$ 3,722    3,716    3,761    3,807    3,852
Өтелім          млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
Барлығы         млн.$ 10,178   10,172   10,217   10,263   10,308
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 10,178   10,172   10,217   10,263   10,308
Cumulative      млн.$ -226,74 -216,57  -206,35  -196,09  -185,78
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 8,32     8,15      8,02     7,89     7,77
Cumulative DCF  млн.$ -218,05 -209,91  -201,89  -194,00  -186,23
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

---------------------------------------------------------
              !мезгіл!   16   !   17   !   18   !   19   !
----------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2017  !  2018  !  2019  !  2020  !
----------------------------------------------------------
Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВт  0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі          сағ.
Екінші өткін
бойынша кіріс   млрд. 3,713    3,713    3,713    3,713
                кВтсағ.
----------------------------------------------------------
Екінші          млн.$ 15,565   15,565   15,565   15,565
----------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456
Күрделі жөндеу  млн.$ 0,948    0,948    0,948    0,948
Пайдалану       млн.$ 0,615    0,615    0,615    0,615
Мүлік салығы    млн.$ 1,979    1,914    1,850    1,785
----------------------------------------------------------
шығыстардың     млн.$ 9,998    9,933    9,869    9,804
барлығы
----------------------------------------------------------
Пайда           млн.$ 5,567    5,632    5,696    5,761
Пайда салығы    млн.$ 1,670    1,690    1,709    1,728
----------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық нәтиже млн.$ 3,897    3,942    3,987    4,033
Өтелім          млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456
----------------------------------------------------------
Барлығы         млн.$ 10,353   10,398   10,443   10,489
----------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$
----------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 10,353   10,398   10,443   10,489
Cumulative      млн.$ -175,43 -165,03  -154,58  -144,10
cashflow
----------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 7,65     7,53     7,41     7,29
Cumulative DCF  млн.$ -178,58 -171,06  -163,65 -156,36
----------------------------------------------------------
NCF жиынтығы                       млн.$  180,805
NPV at considered discount rate    млн.$  0,226
Static paybock period, years       жыл      36
_________________________________________________

      3 сымды орындалуымен

                                                   4.а.-қосымша

    Солтүстік-Оңтүстік өткініндегі 500 кВ-тық екінші ЭЖЖ
         құрылысы жобасының пайдалылығын есептеу

                          Өлшем бірлігі
Жобаның жалпы құны        млн.$   273,21
Дисконттау мөлшерлемесі            2,04%
Талданатын мезгіл         жыл        53
Базалық жыл                         2002

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!    1   !   20   !   21   !   22   !   23
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2002  !  2021  !  2022  !  2023  !  2024
-------------------------------------------------------------------
Кірістер
э/э-н жеткізу с/кВт   0,3013  0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі          сағ.
Екінші өткін
бойынша кіріс   млрд.          3,713    3,713    3,713    3,713
                кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші          млн.$          15,565   15,565   15,565   15,565
-------------------------------------------------------------------
Операциялық шығындар
Өтелім          млн.$          6,456    6,456    6,456    6,456
Күрделі         млн.$          0,948    0,948    0,948    0,948
жөндеу
Пайдалану       млн.$          0,615    0,615    0,615    0,615
Мүлік салығы    млн.$          1,720    1,656    1,591    1,527
-------------------------------------------------------------------
шығыстардың     млн.$          9,740    9,675    9,611    9,546
барлығы
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$          5,825    5,890    5,955    6,019
Пайда салығы    млн.$          1,748    1,767    1,786    1,806
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық нәтиже млн.$          4,078    4,123    4,168    4,213
Өтелім          млн.$          6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
Барлығы         млн.$          10,534   10,579   10,624   10,669
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$          10,534   10,579   10,624   10,669
Cumulative      млн.$          -133,56  -122,98 -112,36  -101,69
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$          7,18     7,06     6,95      6,84
Cumulative DCF  млн.$          -149,18 -142,12 -135,16  -128,32
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!   24   !   25   !   26   !   27   !   28
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2025  !  2026  !  2027  !  2028  !  2029
-------------------------------------------------------------------
Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін
бойынша кіріс    млрд. 3,713    3,713    3,713    3,713    3,713
                 кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші           млн.$ 15,565   15,565   15,565   15,565   15,565
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
Күрделі жөндеу  млн.$ 0,948    0,948    0,948    0,948    0,948
Пайдалану       млн.$ 0,615    0,615    0,615    0,615    0,615
Мүлік салығы    млн.$ 1,462    1,398    1,333    1,523    1,459
-------------------------------------------------------------------
шығындардың     млн.$ 9,481    9,417    9,352    9,542    9,478
барлығы
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$ 6,084    6,148    6,213    6,023    6,087
Пайда салығы    млн.$ 1,825    1,844    1,864    1,807    1,826
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық нәтиже млн.$ 4,259    4,304    4,349    4,216    4,261
Өтелім          млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
Барлығы         млн.$ 10,715   10,760   10,805   10,672   10,717
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$                            25,469
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 10,715   10,760   10,805   -14,797  10,717
Cumulative      млн.$ -90,98  -80,22   -69,41   -84,21   -73,49
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 6,73     6,63     6,52     -8,75    6,21
Cumulative DCF  млн.$ -121,59 -114,96 -108,44  -117,19 -110,98
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!   29   !   30   !   31   !   32   !   33
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2030  !  2031  !  2032  !  2033  !  2034
-------------------------------------------------------------------
  Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін     млрд. 3,713    3,713    3,713    3,713    3,713
бойынша кіріс    кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші          млн.$ 15,565   15,565   15,565   15,565   15,565
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
Күрделі         млн.$ 0,948    0,948    0,948    0,948    0,948
жөндеу
Пайдалану       млн.$ 0,615    0,615    0,615    0,615    0,615
Мүлік салығы    млн.$ 1,636    1,571    1,506    1,442    1,377
-------------------------------------------------------------------
шығындардың     млн.$ 9,656    9,590    9,526    9,461    9,397
барлығы
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$ 5,910    5,975    6,039    6,104    6,168
Пайда салығы    млн.$ 1,773    1,792    1,812    1,831    1,851
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық        млн.$ 4,137    4,182    4,228    4,273    4,318
нәтиже
Өтелім          млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
Барлығы         млн.$ 10,593   10,638   10,684   10,729   10,774
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$ 24,151
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ -13,558  10,638   10,684   10,729   10,774
Cumulative      млн.$ -87,05  -76,41   -65,73   -55,00   -44,22
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ -7,70     5,92     5,83     5,74    5,65
Cumulative DCF  млн.$ -118,68  -112,76 -106,93  -101,19 -95,55
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------
              !мезгіл!   34   !   35   !   36   !
-------------------------------------------------
              ! жыл  !  2035  !  2036  !  2037  !
-------------------------------------------------
  Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін    млрд. 3,713    3,713    3,713
бойынша кіріс   кВтч
-------------------------------------------------
Екінші          млн.$ 15,565   15,565   15,565
-------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$ 6,456    6,456    6,456
Күрделі         млн.$ 0,948    0,948    0,948
жөндеу
Пайдалану       млн.$ 0,615    0,615    0,615
Мүлік салығы    млн.$ 1,313    1,248    1,184
-------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы         млн.$ 9,332    9,267    9,203
-------------------------------------------------
Пайда           млн.$ 6,233    6,298    6,362
Пайда салығы    млн.$ 1,870    1,889    1,909
-------------------------------------------------
Inflow
қаржылық        млн.$ 4,363    4,408    4,454
нәтиже
Өтелім          млн.$ 6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------
барлығы         млн.$ 10,819   10,864   10,910
-------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$
-------------------------------------------------
NCF             млн.$ 10,819   10,884   10,910
Cumulative      млн.$ -33,41  -22,54   -11,63
cashflow
-------------------------------------------------
DCF             млн.$ 5,56     5,47     5,38
Cumulative DCF  млн.$ -89,99  -84,52  -79,14
-------------------------------------------------
NCF жиынтығы                       млн.$  180,805
NPV at considered discount rate    млн.$  0,226
Static paybock period, years       жыл      36
_________________________________________________

      3 сымды орындалуымен

                                                  4.а.-қосымша

       Солтүстік-Оңтүстік өткініндегі 500 кВ-тық екінші ЭЖЖ
         құрылысы жобасының пайдалылығын есептеу

                          Өлшем бірлігі
Жобаның жалпы құны        млн.$   273,21
Дисконттау мөлшерлемесі            2,04%
Талданатын мезгіл         жыл        53
Базалық жыл                         2002
-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!    1   !   37   !   38   !   39   !   40
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2002  !  2038  !  2039  !  2040  !  2041
-------------------------------------------------------------------
  Кірістер
э/э-н жеткізу   с/кВтч  0,3013  0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін    млрд.          3,713    3,713    3,713    3,713
бойынша кіріс   кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші          млн.$          15,565   15,565   15,565   15,565
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$          6,456    6,456    6,456    6,456
Күрделі         млн.$          0,948    0,948    0,948    0,948
жөндеу
Пайдалану       млн.$          0,615    0,615    0,615    0,615
Мүлік салығы    млн.$          1,119    1,055    0,990    0,925
-------------------------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы         млн.$          9,138    9,074    9,009    8,945
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$          6,427    6,491    6,556    6,620
Пайда салығы    млн.$          1,928    1,947    1,967    1,986
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық        млн.$          4,499    4,544    4,589    4,634
нәтиже
Өтелім          млн.$          6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
барлығы         млн.$          10,955   11,000   11,045   11,090
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$          10,955   11,000   11,045   11,090
Cumulative      млн.$          -0,68    10,32    21,37    32,46
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$          5,29     5,21     5,13    5,05
Cumulative DCF  млн.$          -73,85  -68,64  -63,51   -58,46
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!   41   !   42   !   43   !   44   !   45
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2042  !  2043  !  2044  !  2045  !  2046
-------------------------------------------------------------------
  Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін     млрд. 3,713    3,713    3,713    3,713    3,713
бойынша кіріс    кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші           млн.$ 15,565   15,565   15,565   15,565   15,565
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім           млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
Күрделі          млн.$ 0,948    0,948    0,948    0,948    0,948
жөндеу
Пайдалану        млн.$ 0,615    0,615    0,615    0,615    0,615
Мүлік салығы     млн.$ 0,861    0,796    0,732    0,667    0,603
-------------------------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы          млн.$ 8,880    8,816    8,751    8,686    8,622
-------------------------------------------------------------------
Пайда            млн.$ 6,685    6,750    6,814    6,879    6,943
Пайда салығы     млн.$ 2,005    2,025    2,044    2,064    2,083
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық         млн.$ 4,679    4,725    4,770    4,815    4,880
нәтиже
Өтелім           млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
барлығы          млн.$ 11,135   11,181   11,226   11,271   11,316
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар    млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF              млн.$ 11,135   11,181   11,226   11,271   11,316
Cumulative       млн.$ 43,59    54,77    66,00    77,27    88,59
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF              млн.$ 4,96     4,89     4,81     4,73     4,65
Cumulative DCF   млн.$ -53,50  -48,62  -43,81   -39,08   -34,42
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!   46   !   47   !   48   !   49   !   50
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2047  !  2048  !  2049  !  2050  !  2051
-------------------------------------------------------------------
  Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін     млрд. 3,713    3,713    3,713    3,713    3,713
бойынша кіріс    кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші           млн.$ 15,565   15,565   15,565   15,565   15,565
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім           млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
Күрделі          млн.$ 0,948    0,948    0,948    0,948    0,948
жөндеу
Пайдалану        млн.$ 0,615    0,615    0,615    0,615    0,615
Мүлік салығы     млн.$ 0,538    0,473    0,409    0,344    0,280
-------------------------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы          млн.$ 8,557    8,493    8,428    8,364    8,299
-------------------------------------------------------------------
Пайда            млн.$ 7,008    7,072    7,137    7,201    7,266
Пайда салығы     млн.$ 2,102    2,122    2,141    2,160    2,180
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық         млн.$ 4,905    4,951    4,996    5,041    5,086
нәтиже
Өтелім           млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
барлығы          млн.$ 11,361   11,407   11,452   11,497   11,542
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар    млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF              млн.$ 11,361   11,407   11,452   11,497   11,542
Cumulative       млн.$ 99,949   111,356  122,808  134,305  145,847
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF              млн.$ 4,579    4,506    4,433    4,361    4,291
Cumulative DCF   млн.$ -29,846  -25,341  -20,908  -16,547  -12,256
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------
              !мезгіл!   51   !   52   !   53   !
-------------------------------------------------
              ! жыл  !  2052  !  2053  !  2054  !
-------------------------------------------------
  Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін     млрд. 3,713    3,713    3,713
бойынша кіріс    кВтч
-------------------------------------------------
Екінші           млн.$ 15,565   15,565   15,565
-------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім           млн.$ 6,456    6,456    6,456
Күрделі          млн.$ 0,948    0,948    0,948
жөндеу
Пайдалану        млн.$ 0,615    0,615    0,615
Мүлік салығы     млн.$ 0,215    0,151
-------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы          млн.$ 8,234    8,170    8,019
-------------------------------------------------
Пайда            млн.$ 7,331    7,395    7,546
Пайда салығы     млн.$ 2,199    2,219    2,264
-------------------------------------------------
Inflow
қаржылық         млн.$ 5,131    5,177    5,282
нәтиже
Өтелім           млн.$ 6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------
барлығы          млн.$ 11,587   11,633   11,738
-------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар    млн.$
-------------------------------------------------
NCF              млн.$ 11,587   11,633   11,738
Cumulative       млн.$ 157,434  169,067  180,805
cashflow
-------------------------------------------------
DCF              млн.$ 4,221    4,153    4,107
Cumulative DCF   млн.$ -8,035   -3,881   0,226
-------------------------------------------------

NCF жиынтығы                       млн.$  180,805
NPV at considered discount rate    млн.$  0,226
Static paybock period, years       жыл      36
_________________________________________________

      3 сымды орындалуымен

                                                   4.б.-қосымша

       Солтүстік-Оңтүстік өткініндегі 500 кВ-тық екінші
          ЭЖЖ құрылысы жобасының пайдалылығын есептеу

                        Өлшем бірлігі
Жобаның жалпы құны        млн.$   297,68
Дисконттау мөлшерлемесі            2,10%
Талданатын мезгіл         жыл        53
Базалық жыл                         2002

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!    1   !   2    !   3    !    4   !    5
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2002  !  2003  !  2004  !  2005  !  2006
-------------------------------------------------------------------
Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,3013   0,3505   0,3970   0,4193    0,4193
тарифі
Екінші өткін    млрд.                            0,500     0,500
бойынша кіріс   кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші          млн.$                            2,096     2,096
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$                            2,218     3,848
Күрделі жөндеу  млн.$
Пайдалану       млн.$                            0,226     0,384
Мүлік салығы    млн.$                            0,832     2,182
-------------------------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы         млн.$                            3,276     6,414
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$                            -1,180    -4,317
Пайда салығы    млн.$
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық нәтиже млн.$                            -1,180    -4,317
Өтелім          млн.$                             2,218    3,848
-------------------------------------------------------------------
барлығы         млн.$                             1,038    -0,470
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$          56,973   63,189   69,406    59,173
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$          -56,973  -63,189  -68,368   -59,643
Cumulative      млн.$          -56,973  -120,162 -188,529  -248,172
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$          -55,801  -60,616  -64,235   -54,885
Cumulative DCF  млн.$          -55,801  -116,417 -180,652  -235,537
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!    6   !   7    !   8    !    9   !    10
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2007  !  2008  !  2009  !  2010  !  2011
-------------------------------------------------------------------
Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін    млрд. 0,500    3,025    3,070    3,275    3,450
бойынша кіріс   кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші          млн.$ 2,096    12,683   12,871   13,731   14,464
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$ 5,477    6,945    6,945    6,945    6,945
Күрделі жөндеу  млн.$                            0,414    0,852
Пайдалану       млн.$ 0,524    0,643    0,643    0,643    0,643
Мүлік салығы    млн.$ 2,182    2,792    2,722    2,653    2,584
-------------------------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы         млн.$ 8,202    10,380   10,310   10,656   11,024
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$ -6,105   2,303    2,561    3,076    3,441
Пайда салығы    млн.$          0,691    0,768    0,923    1,032
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық нәтиже млн.$ -6,105   1,612    1,793    2,153    2,408
Өтелім          млн.$ 5,477    6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
барлығы         млн.$ -0,628   8,557    8,738    9,099    9,354
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$ 48,940
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ -49,568  8,557    8,738    9,099    9,354
Cumulative      млн.$ -297,740 -289,183 -280,445 -271,346 -261,992
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ -44,676  7,554    7,555    7,705    7,758
Cumulative DCF  млн.$ -280,213 -272,659 -265,104 -257,399 -249,641
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!   11   !   12   !   13   !   14   !   15
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2012  !  2013  !  2014  !  2015  !  2016
-------------------------------------------------------------------
Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін    млрд. 3,070    3,975    4,125    4,125    4,125
бойынша кіріс   кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші          млн.$ 15,513   16,666   17,294   17,294   17,294
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
Күрделі жөндеу  млн.$ 0,852    0,990    0,990    0,990    0,990
Пайдалану       млн.$ 0,643    0,643    0,643    0,643    0,643
Мүлік салығы    млн.$ 2,514    2,445    2,375    2,306    2,236
-------------------------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы         млн.$ 10,954   11,023   10,953   10,884   10,814
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$ 4,558    5,643    6,341    6,411    6,480
Пайда салығы    млн.$ 1,367    1,693    1,902    1,923    1,944
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық нәтиже млн.$ 3,191    3,950    4,439    4,487    4,536
Өтелім          млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
барлығы         млн.$ 10,136   10,895   11,384   11,433   11,481
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 10,136   10,895   11,384   11,433   11,481
Cumulative      млн.$ -251,856 -240,961 -229,577 -218,144 -206,662
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 8,234    8,669    8,871    8,726    8,583
Cumulative DCF  млн.$ -41,407  -232,738 -223,867 -215,141 -206,558
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

---------------------------------------------------------
              !мезгіл!   16   !   17   !   18   !   19   !
----------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2017  !  2018  !  2019  !  2020  !
----------------------------------------------------------
  Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін     млрд. 4,125    4,125    4,125    4,125
бойынша кіріс    кВтч
----------------------------------------------------------
Екінші           млн.$ 17,294   17,294   17,294   17,294
----------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945
Күрделі жөндеу  млн.$ 0,990    0,990    0,990    0,990
Пайдалану       млн.$ 0,643    0,643    0,643    0,643
Мүлік салығы    млн.$ 2,167    2,097    2,028    1,958
----------------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы         млн.$ 10,745   10,676   10,606   10,537
----------------------------------------------------------
Пайда           млн.$ 6,549    6,619    6,688    6,758
Пайда салығы    млн.$ 1,965    1,986    2,007    2,027
----------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық нәтиже млн.$ 4,585    4,633    4,682    4,730
Өтелім          млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945
----------------------------------------------------------
барлығы         млн.$ 11,530   11,579   11,627   11,676
----------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$
----------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 11,530   11,579   11,627   11,676
Cumulative      млн.$ -195,132 -183,554 -171,927 -160,251
cashflow
----------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 8,442    8,303    8,167    8,032
Cumulative DCF  млн.$ -198,116 -189,813 -181,646 -173,614
----------------------------------------------------------
NCF жиынтығы                       млн.$  207,061
NPV at considered discount rate    млн.$  0,361
Static paybock period, years       жыл      35
_________________________________________________

      4 сымды орындалуымен

                                                   4.б.-қосымша

       Солтүстік-Оңтүстік өткініндегі 500 кВ-тық екінші
          ЭЖЖ құрылысы жобасының пайдалылығын есептеу

                        Өлшем бірлігі
Жобаның жалпы құны        млн.$   297,68
Дисконттау мөлшерлемесі            2,10%
Талданатын мезгіл         жыл        53
Базалық жыл                         2002
-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!    1   !   20   !   21   !   22   !   23
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2002  !  2021  !  2022  !  2023  !  2024
-------------------------------------------------------------------
Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч  0,3013  0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін    млрд.          4,125    4,125    4,125    4,125
бойынша кіріс   кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші          млн.$          17,294   17,294   17,294   17,294
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$          6,945    6,945    6,945    6,945
Күрделі жөндеу  млн.$          0,990    0,990    0,990    0,990
Пайдалану       млн.$          0,643    0,643    0,643    0,643
Мүлік салығы    млн.$          1,889    1,820    1,750    1,681
-------------------------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы         млн.$          10,467   10,398   10,328   10,259
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$          6,827    6,897    6,966    7,036
Пайда салығы    млн.$          2,048    2,069    2,090    2,111
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық нәтиже млн.$          4,779    4,828    4,876    4,925
Өтелім          млн.$          6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
барлығы         млн.$          11,724   11,773   11,822   11,870
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$          11,724   11,773   11,822   11,870
Cumulative      млн.$          -148,526 -136,753 -124,931 -113,061
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$          7,900    7,769    7,641    7,514
Cumulative DCF  млн.$          -165,715 -157,946 -150,305 -142,790
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!   24   !   25   !   26   !   27   !   28
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2025  !  2026  !  2027  !  2028  !  2029
-------------------------------------------------------------------
Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін    млрд. 4,125    4,125    4,125    4,125    4,125
бойынша кіріс   кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші          млн.$ 17,294   17,294   17,294   17,294   17,294
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
Күрделі жөндеу  млн.$ 0,990    0,990    0,990    0,990    0,990
Пайдалану       млн.$ 0,643    0,643    0,643    0,643    0,643
Мүлік салығы    млн.$ 1,611    1,542    1,472    1,658    1,588
-------------------------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы         млн.$ 10,189   10,120   10,050   10,236   10,166
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$ 7,105    7,175    7,244    7,059    7,128
Пайда салығы    млн.$ 2,132    2,152    2,173    2,118    2,138
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық нәтиже млн.$ 4,974    5,022    5,071    54,941   4,990
Өтелім          млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
барлығы         млн.$ 11,919   11,968   12,016   11,887   11,935
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$                            25,469
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 11,919   11,968   12,016   -13,582  11,935
Cumulative      млн.$ -101,142 -89,175  -77,158  -90,741  -78,806
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 7,390    7,268    7,147    -7,912   6,810
Cumulative DCF  млн.$ -135,400 -128,133 -120,986 -128,898 -122,088
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!   29   !   30   !   31   !   32   !   33
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2030  !  2031  !  2032  !  2033  !  2034
-------------------------------------------------------------------
  Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін    млрд. 4,125    4,125    4,125    4,125    4,125
бойынша кіріс   кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші          млн.$ 17,294   17,294   17,294   17,294   17,294
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
Күрделі жөндеу  млн.$ 0,990    0,990    0,990    0,990    0,990
Пайдалану       млн.$ 0,643    0,643    0,643    0,643    0,643
Мүлік салығы    млн.$ 1,760    1,691    1,621    1,552    1,482
-------------------------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы         млн.$ 10,338   10,269   10,199   11,130   10,061
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$ 6,956    7,026    7,095    7,165    7,234
Пайда салығы    млн.$ 2,087    2,108    2,129    2,149    2,170
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық нәтиже млн.$ 4,869    4,918    4,967    5,015    5,064
Өтелім          млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
барлығы         млн.$ 11,815   11,863   11,912   11,961   12,009
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$ 24,151
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ -12,336  11,863   11,912   11,961   12,009
Cumulative      млн.$ -91,142  -79,279  -67,367  -55,406  -43,397
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ -6,894   6,493    6,386    6,280    6,176
Cumulative DCF  млн.$ -128,982 -122,489 -116,103 -109,823 -103,648
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------
              !мезгіл!   34   !   35   !   36   !
-------------------------------------------------
              ! жыл  !  2035  !  2036  !  2037  !
-------------------------------------------------
  Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін    млрд. 4,125    4,125    4,125
бойынша кіріс   кВтч
-------------------------------------------------
Екінші          млн.$ 17,294   17,294   17,294
-------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$ 6,945    6,945    6,945
Күрделі жөндеу  млн.$ 0,990    0,990    0,990
Пайдалану       млн.$ 0,643    0,643    0,643
Мүлік салығы    млн.$ 1,413    1,343    1,274
-------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы         млн.$ 9,991    9,922    9,852
-------------------------------------------------
Пайда           млн.$ 7,303    7,373    7,442
Пайда салығы    млн.$ 2,191    2,212    2,233
-------------------------------------------------
Inflow
қаржылық нәтиже млн.$ 5,112    5,161    5,210
Өтелім          млн.$ 6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------
барлығы         млн.$ 12,058   12,106   12,155
-------------------------------------------------
Outflow
Инвестициялар   млн.$
-------------------------------------------------
NCF             млн.$ 12,058   12,106   12,155
Cumulative      млн.$ -31,339  -19,233  -7,078
cashflow
-------------------------------------------------
DCF             млн.$ 6,073    5,972    5,873
Cumulative DCF  млн.$ -97,574  -91,602  -85,729
-------------------------------------------------
NCF жиынтығы                       млн.$  207,061
NPV at considered discount rate    млн.$  0,361
Static paybock period, years       жыл      35
_________________________________________________

      4 сымды орындалуымен

                                                   4.б.-қосымша

       Солтүстік-Оңтүстік өткініндегі 500 кВ-тық екінші ЭЖЖ
         құрылысы жобасының пайдалылығын есептеу

                          Өлшем бірлігі
Жобаның жалпы құны        млн.$   297,68
Дисконттау мөлшерлемесі            2,10%
Талданатын мезгіл         жыл        53
Базалық жыл                         2002
-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!    1   !   37   !   38   !   39   !   40
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2002  !  2038  !  2039  !  2040  !  2041
-------------------------------------------------------------------
  Кірістер
э/э-н жеткізу с/кВтч  0,3013  0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін    млрд.          4,125    4,125    4,125    4,125
бойынша кіріс   кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші          млн.$          17,294   17,294   17,294   17,294
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$          6,945    6,945    6,945    6,945
Күрделі         млн.$          0,990    0,990    0,990    0,990
жөндеу
Пайдалану       млн.$          0,643    0,643    0,643    0,643
Мүлік салығы    млн.$          1,204    1,135    1,066    0,996
-------------------------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы         млн.$          9,783    9,713    9,644    9,574
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$          7,512    7,581    7,651    7,720
Пайда салығы    млн.$          2,254    2,274    2,295    2,316
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық        млн.$          5,258    5,307    5,355    5,404
нәтиже
Өтелім          млн.$          6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
барлығы         млн.$          12,204   12,252   12,301   12,349
-------------------------------------------------------------------
Outflow
инвестициялар   млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$          12,204   12,252   12,301   12,349
Cumulative      млн.$          5,126    17,378   29,679   42,029
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$          5,775    5,679    5,584    5,491
Cumulative DCF  млн.$          -79,954  -74,275  -68,691  -63,200
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!   41   !   42   !   43   !   44   !   45
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2042  !  2043  !  2044  !  2045  !  2046
-------------------------------------------------------------------
  Кірістер
э/э-н жеткізу с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін    млрд. 4,125    4,125    4,125    4,125    4,125
бойынша кіріс   кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші          млн.$ 17,294   17,294   17,294   17,294   17,294
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім          млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
Күрделі         млн.$ 0,990    0,990    0,990    0,990    0,990
жөндеу
Пайдалану       млн.$ 0,643    0,643    0,643    0,643    0,643
Мүлік салығы    млн.$ 0,927    0,857    0,788    0,718    0,649
-------------------------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы         млн.$ 9,505    9,435    9,366    9,297    9,227
-------------------------------------------------------------------
Пайда           млн.$ 7,790    7,859    7,929    7,998    8,067
Пайда салығы    млн.$ 2,337    2,358    2,379    2,399    2,420
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық        млн.$ 5,453    5,501    5,550    5,599    5,647
нәтиже
Өтелім          млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
барлығы         млн.$ 12,398   12,447   12,495   12,544   12,593
-------------------------------------------------------------------
Outflow
инвестициялар   млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 12,398   12,447   12,495   12,544   12,593
Cumulative      млн.$ 54,427   66,873   79,369   91,913   104,505
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 5,399    5,309    5,220    5,132    5,046
Cumulative DCF  млн.$ -57,801  -52,492  -47,272  -42,140  -37,093
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
              !мезгіл!   46   !   47   !   48   !   49   !   50
-------------------------------------------------------------------
              ! жыл  !  2047  !  2048  !  2049  !  2050  !  2051
-------------------------------------------------------------------
  Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін   млрд. 4,125    4,125    4,125    4,125    4,125
бойынша кіріс  кВтч
-------------------------------------------------------------------
Екінші         млн.$ 17,294   17,294   17,294   17,294   17,294
-------------------------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім         млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
Күрделі        млн.$ 0,990    0,990    0,990    0,990    0,990
жөндеу
Пайдалану      млн.$ 0,643    0,643    0,643    0,643    0,643
Мүлік салығы   млн.$ 0,579    0,510    0,441    0,371    0,302
-------------------------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы        млн.$ 9,158    9,088    9,019    8,949    8,880
-------------------------------------------------------------------
Пайда          млн.$ 8,137    8,206    8,276    8,345    8,415
Пайда салығы   млн.$ 2,441    2,462    2,483    2,504    2,524
-------------------------------------------------------------------
Inflow
қаржылық       млн.$ 5,696    5,744    5,793    5,842    5,890
нәтиже
Өтелім         млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
барлығы        млн.$ 12,641   12,690   12,738   12,787   12,836
-------------------------------------------------------------------
Outflow
инвестициялар  млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF            млн.$ 12,641   12,690   12,738   12,787   12,836
Cumulative     млн.$ 117,146  129,836  142,575  155,362  168,197
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF            млн.$ 4,962    4,878    4,796    4,716    4,636
Cumulative DCF млн.$ -32,132  -27,253  -22,457  -17,741  -13,105
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------
              !мезгіл!   51   !   52   !   53   !
-------------------------------------------------
              ! жыл  !  2052  !  2053  !  2054  !
-------------------------------------------------
  Кірістер
э/э-н жеткізу  с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193
тарифі
Екінші өткін   млрд. 4,125    4,125    4,125
бойынша кіріс  кВтч
-------------------------------------------------
Екінші         млн.$ 17,294   17,294   17,294
-------------------------------------------------
Операциялық
шығындар
Өтелім         млн.$ 6,945    6,945    6,945
Күрделі        млн.$ 0,990    0,990    0,990
жөндеу
Пайдалану      млн.$ 0,643    0,643    0,643
Мүлік салығы   млн.$ 0,232    0,163
-------------------------------------------------
шығыстардың
барлығы        млн.$ 8,810    8,741    8,578
-------------------------------------------------
Пайда          млн.$ 8,484    8,554    8,716
Пайда салығы   млн.$ 2,545    2,566    2,615
-------------------------------------------------
Inflow
қаржылық       млн.$ 5,939    5,988    6,101
нәтиже
Өтелім         млн.$ 6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------
барлығы        млн.$ 12,884   12,933   13,047
-------------------------------------------------
Outflow
инвестициялар  млн.$
-------------------------------------------------
NCF            млн.$ 12,884   12,933   13,047
Cumulative     млн.$ 181,082  194,015  207,061
cashflow
-------------------------------------------------
DCF            млн.$ 4,558    4,481    4,428
Cumulative DCF млн.$ -8,547   -4,066   0,361
-------------------------------------------------
NCF жиынтығы                       млн.$  207,061
NPV at considered discount rate    млн.$  0,361
Static paybock period, years       жыл      35
_________________________________________________

      4 сымды орындалуымен

                                                  5.а.-қосымша

 Солтүстік-Оңтүстік жобасының пайдалылық нормаларын есептеу

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Пайда       млн.$               -0,954 -3,880 -5,557 3,052  3,305
дисконт. 5% млн.$               -0,824 -3,192 -4,354 2,277  2,349
дисконт. 7% млн.$               -0,779 -2,960 -3,962 2,034  2,058
дисконт. 9% млн.$               -0,737 -2,748 -3,612 1,820  1,808
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016
-------------------------------------------------------------------
Пайда       млн.$ 3,825  4,205  5,317  5,309  5,373  5,438  5,503
дисконт. 5% млн.$ 2,589  2,710  3,264  3,104  2,992  2,884  2,779
дисконт. 7% млн.$ 2,226  2,287  2,703  2,522  2,386  2,257  2,134
дисконт. 9% млн.$ 1,920  1,936  2,246  2,057  1,910  1,774  1,647
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022 ! 2023
-------------------------------------------------------------------
Пайда       млн.$ 5,567  5,632  5,696  5,761  5,825  5,890  5,955
дисконт. 5% млн.$ 2,678  2,580  2,485  2,394  2,305  2,220  2,137
дисконт. 7% млн.$ 2,018  1,908  1,803  1,704  1,611  1,522  1,438
дисконт. 9% млн.$ 1,528  1,418  1,316  1,221  1,133  1,051  0,975
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2024 ! 2025 ! 2026 ! 2027 ! 2028 ! 2029 ! 2030
-------------------------------------------------------------------
Пайда       млн.$ 6,019  6,084  6,148  6,213  6,023  6,087  5,910
дисконт. 5% млн.$ 2,058  1,981  1,906  1,835  1,694  1,630  1,508
дисконт. 7% млн.$ 1,359  1,283  1,212  1,145  1,037  0,980  0,889
дисконт. 9% млн.$ 0,904  0,838  0,777  0,720  0,641  0,594  0,529
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2031! 2032! 2033! 2034! 2035! 2036! 2037! 2038
-------------------------------------------------------------------
Пайда       млн.$ 5,975 6,039 6,104 6,168 6,233 6,298 6,362 6,427
дисконт. 5% млн.$ 1,452 1,397 1,345 1,295 1,246 1,199 1,153 1,110
дисконт. 7% млн.$ 0,840 0,793 0,749 0,708 0,668 0,631 0,596 0,563
дисконт. 9% млн.$ 0,491 0,455 0,422 0,391 0,363 0,336 0,312 0,289
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2039! 2040! 2041! 2042! 2043! 2044! 2045! 2046
-------------------------------------------------------------------
Пайда       млн.$ 6,491 6,556 6,620 6,685 6,750 6,814 6,879  6,943
дисконт. 5% млн.$ 1,067 1,027 0,987 0,950 0,913 0,878 0,844  0,811
дисконт. 7% млн.$ 0,531 0,501 0,473 0,446 0,421 0,397 0,375  0,354
дисконт. 9% млн.$ 0,268 0,248 0,230 0,213 0,197 0,183 0,169  0,157
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2047! 2048! 2049! 2050! 2051! 2052! 2053! 2054
-------------------------------------------------------------------
Пайда       млн.$ 7,008 7,072 7,137 7,201 7,266 7,331 7,395 7,546
дисконт. 5% млн.$ 0,780 0,750 0,720 0,692 0,665 0,639 0,614 0,597
дисконт. 7% млн.$ 0,334 0,315 0,297 0,280 0,264 0,249 0,235 0,224
дисконт. 9% млн.$ 0,145 0,134 0,124 0,115 0,107 0,099 0,091 0,085
-------------------------------------------------------------------

Пайда (2003-2054 жж.)      млн.$  275,046
      дисконт. 5%          млн.$   69,122
      дисконт. 7%          млн.$   44,059
       дисконт. 9%          млн.$   29,291

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 !...!...! 2028
-------------------------------------------------------------------
инвести.
циялар      млн.$ 52,059 58,127 64,196 54,341 44,487         25,469
дисконт. 5% млн.$ 49,580 52,723 55,454 44,707 34,856          7,163
дисконт. 7% млн.$ 48,654 50,771 52,403 41,457 31,718          4,386
дисконт. 9% млн.$ 47,761 48,925 49,571 38,497 28,913          2,710
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

--------------------------------
           ! жыл ! 2029 ! 2030 !
--------------------------------
инвести.
циялар      млн.$        24,151
дисконт. 5% млн.$         6,161
дисконт. 7% млн.$         3,632
дисконт. 9% млн.$         2,163
--------------------------------

инвестициялар (2003-2054 жж.) млн.$  322,830
      дисконт. 5%             млн.$  250,645
      дисконт. 7%             млн.$  233,020
       дисконт. 9%             млн.$  218,539

      Солтүстік-Оңтүстік пайдалылық нормасы
      без дисконт.         85,2%
      дисконт. 5%          27,6%
      дисконт. 7%          18,9%
       дисконт. 9%          13,4%

      3 сымды орындалуымен

                                                  5.б.-қосымша

  Солтүстік-Оңтүстік жобасының пайдалылық нормаларын есептеу

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Пайда       млн.$               -1,180 -4,317 -6,105 2,303  2,561
дисконт. 5% млн.$               -1,019 -3,552 -4,784 1,718  1,820
дисконт. 7% млн.$               -0,963 -3,294 -4,353 1,534  1,595
дисконт. 9% млн.$               -0,911 -3,059 -3,968 1,373  1,401
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016
-------------------------------------------------------------------
Пайда       млн.$ 3,076  3,441  4,558  5,643  6,341  6,411  6,480
дисконт. 5% млн.$ 2,082  2,218  2,798  3,299  3,531  3,400  3,273
дисконт. 7% млн.$ 1,790  1,871  2,317  2,681  2,816  2,660  2,513
дисконт. 9% млн.$ 1,544  1,584  1,925  2,187  2,254  2,091  1,939
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022 ! 2023
-------------------------------------------------------------------
Пайда       млн.$ 6,549  6,619  6,688  6,758  6,827  6,897  6,966
дисконт. 5% млн.$ 3,150  3,032  2,918  2,808  2,702  2,599  2,500
дисконт. 7% млн.$ 2,374  2,242  2,117  1,999  1,888  1,782  1,682
дисконт. 9% млн.$ 1,798  1,667  1,545  1,433  1,328  1,231  1,140
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2024 ! 2025 ! 2026 ! 2027 ! 2028 ! 2029 ! 2030
-------------------------------------------------------------------
Пайда       млн.$ 7,036  7,105  7,175  7,244  7,059  7,128  6,956
дисконт. 5% млн.$ 2,405  2,313  2,225  2,139  1,985  1,909  1,774
дисконт. 7% млн.$ 1,588  1,499  1,414  1,335  1,215  1,147  1,046
дисконт. 9% млн.$ 1,057  0,979  0,907  0,840  0,751  0,696  0,623
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2031! 2032! 2033! 2034! 2035! 2036! 2037! 2038
-------------------------------------------------------------------
Пайда       млн.$ 7,026 7,095 7,165 7,234 7,303 7,373 7,442 7,512
дисконт. 5% млн.$ 1,707 1,642 1,579 1,518 1,460 1,403 1,349 1,297
дисконт. 7% млн.$ 0,988 0,932 0,880 0,830 0,783 0,739 0,697 0,658
дисконт. 9% млн.$ 0,577 0,535 0,495 0,459 0,425 0,394 0,365 0,338
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2039! 2040! 2041! 2042! 2043! 2044! 2045! 2046
-------------------------------------------------------------------
Пайда       млн.$ 7,581 7,651 7,720 7,790 7,859 7,929 7,998 8,067
дисконт. 5% млн.$ 1,247 1,198 1,151 1,106 1,063 1,022 0,981 0,943
дисконт. 7% млн.$ 0,620 0,585 0,552 0,520 0,490 0,462 0,436 0,411
дисконт. 9% млн.$ 0,313 0,289 0,268 0,248 0,230 0,212 0,197 0,182
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2047! 2048! 2049! 2050! 2051! 2052! 2053! 2054
-------------------------------------------------------------------
Пайда       млн.$ 8,137 8,206 8,276 8,345 8,415 8,484 8,554 8,716
дисконт. 5% млн.$ 0,906 0,870 0,835 0,802 0,770 0,740 0,710 0,689
дисконт. 7% млн.$ 0,387 0,365 0,344 0,324 0,306 0,288 0,271 0,258
дисконт. 9% млн.$ 0,168 0,156 0,144 0,133 0,123 0,114 0,106 0,099
-------------------------------------------------------------------

Пайда (2003-2054 жж.)      млн.$  314,094   6,040
      дисконт. 5%          млн.$   76,235   1,466
      дисконт. 7%          млн.$   47,625   0,916
       дисконт. 9%          млн.$   30,924    0,595

-------------------------------------------------------------------
           ! жыл ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 !...!...! 2028
-------------------------------------------------------------------
инвести.
циялар      млн.$ 56,973 63,189 69,406 59,173 48,940         25,469
дисконт. 5% млн.$ 54,260 57,314 59,955 48,682 38,346          7,163
дисконт. 7% млн.$ 53,245 55,192 56,656 45,143 34,894          4,386
дисконт. 9% млн.$ 52,269 53,185 53,594 41,919 31,808          2,710
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

--------------------------------
           ! жыл ! 2029 ! 2030 !
--------------------------------
инвести.
циялар      млн.$        24,151
дисконт. 5% млн.$         6,161
дисконт. 7% млн.$         3,632
дисконт. 9% млн.$         2,163
--------------------------------

инвестициялар (2003-2054 жж.) млн.$  347,300     6,679
      дисконт. 5%             млн.$  271,880     5,228
      дисконт. 7%             млн.$  253,147     4,868
       дисконт. 9%             млн.$  237,647      4,570

      Солтүстік-Оңтүстік пайдалылық нормасы
      дисконтсыз           90,4%
      дисконт. 5%          28,0%
      дисконт. 7%          18,8%
       дисконт. 9%          13,0%

      4 сымды орындалуымен

                                                  6.1.-қосымша

        ХҚҰ-ның несиесі бойынша сыйақылар мен қарыздың
                   негізгі сомаларын есептеу

      Несиенің сомасы          млн.долл.  223,26
      Сыйақы мөлшерлемесі           %       4,5%
      Өтеу мерзімі, жыл            жыл      15

                                                         млн.$
-------------------------------------------------------------------
             ! 2003! 2004! 2005! 2006! 2007 ! 2008 ! 2009 ! 2010
-------------------------------------------------------------------
Қарыз
қаражатының
түсімі        42,73 47,39 52,05 44,38  36,71
 
Несие бойынша 5,058 4,721 6,803 8,579 10,047 24,931 24,261 23,591
барлық
шығындар,
соның ішінде:
несиенің                                     14,884 14,884 14,884
негізгі
сомасын төлеу
несие үшін    1,923 4,055 6,398 8,395 10,047 10,047 9,377  8,707
пайыздар
төлеу
комиссиялар   0,903 0,666 0,405 0,184
мен міндетте.
мелерді төлеу
(0,5%)
біржолғы
комиссияларды
төлеу (1%)    2,233
-------------------------------------------------------------------
CF (ақша қа.  37,67 42,67 45,25 35,80 26,66  -24,93 -24,26 -23,59 
ражатының     5,40%
түсімі-төленуі)
All-in-cost

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
             ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016 !  2017
-------------------------------------------------------------------
Қарыз
қаражатының
түсімі
Несие бойынша 22,921 22,252 21,582 20,912 20,242 19,572 18,903
барлық
шығындар,
соның ішінде:
несиенің      14,884 14,884 14,884 14,884 14,884 14,884 14,884
несие үшін
пайыздар
төлеу          8,037  7,368  6,698  6,028  5,358  4,688  4,019
комиссиялар
мен міндетте.
мелерді төлеу
(0,5%)
біржолғы
комиссияларды
төлеу (1%)
-------------------------------------------------------------------
CF (ақша қа.   -22,92 -22,25 -21,58 -20,91 -20,24 -19,57 -18,90
ражатының
түсімі-төленуі)
All-in-cost

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------
             ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022 !
-------------------------------------------------
Қарыз
қаражатының
түсімі
Несие бойынша 18,233 17,563 16,893 16,224 15,554
барлық
шығындар,
соның ішінде:
несиенің      14,884 14,884 14,884 14,884 14,884
несие үшін
пайыздар
төлеу          3,349  2,679  2,009  1,340  0,670
комиссиялар
мен міндетте.
мелерді төлеу
(0,5%)
біржолғы
комиссияларды
төлеу (1%)
-------------------------------------------------
CF (ақша қа.   -18,23 -17,56 -16,89 -16,22 -15,55
ражатының
түсімі-төленуі)
All-in-cost
 
1-тәсім

                                                  6.2.-қосымша

        Қазақстанның Даму банкісінің несиелері бойынша
         сыйақы мен қарыздың негізгі сомаларын есептеу

      Несиенің сомасы        млн.долл.  74,42
      Сыйақы мөлшерлемесі       %       10,0%
      Өтеу мерзімі, жыл        жыл       10

                                                         млн.$
-------------------------------------------------------------------
             ! 2003! 2004! 2005! 2006! 2007 ! 2008 ! 2009 ! 2010
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаража. 14,24 15,80 17,35 14,79 12,24
тының түсімі
Несие бойынша 1,431 3,012 4,748 6,226 7,448  8,866  10,304 11,738
барлық шығын.
дар, соның
ішінде:
несиенің                                     1,424   3,004  4,739
негізгі
сомасын төлеу
несие үшін
пайыздар
төлеу         1,424 3,004 4,739 6,219 7,442  7,442   7,300  6,999
біржолғы
комиссияларды
төлеу (0,05%) 0,007 0,008 0,009 0,007 0,006
-------------------------------------------------------------------
CF (ақша      12,81 12,79 12,60 8,57  4,79   -8,87  -10,30 -11,74 
қаражатының
түсімі-
төленуі)
All-in-cost   11,87%

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
             ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016 !  2017
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаража.
тының түсімі
Несие бойынша 12,744 13,345 12,601 11,857 11,113 10,369 9,624
барлық
шығындар,
соның ішінде:
несиенің
негізгі 
сомасын төлеу  6,219  7,442  7,442  7,442  7,442  7,442 7,442
несие үшін
пайыздар төлеу
біржолғы
комиссияларды
төлеу (0,05%)  6,525  5,903  5,159  4,415  3,671  2,927 2,182
-------------------------------------------------------------------
CF (ақша      -12,74 -13,35 -12,60  -11,86 -11,11 -10,37 -9,62
қаражатының
түсімі-
төленуі)
All-in-cost

      таблицаның жалғасы

------------------------------------------
             ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 !
------------------------------------------
Қарыз қаража.
тының түсімі
Несие бойынша
барлық
шығындар,     7,456  5,274  3,095  1,346
соның ішінде:
несиенің      6,018  4,438  2,703  1,224
негізгі
сомасын төлеу
несие үшін    1,438  0,836  0,393  0,122
пайыздар
төлеу
біржолғы
комиссияларды
төлеу (0,5%)
-------------------------------------------
CF (ақша      -7,46  -5,27  -3,10  -1,35
қаражатының
түсімі-
төленуі)
All-in-cost
 
1-тәсім

                                                  6.3.-қосымша

        1-қаржыландыру тәсімі бойынша сыйақы мен
           қарыздың негізгі сомаларын есептеу

      Несие сомасы    млн.долл.  297,68

                                                        млн.$
-------------------------------------------------------------------
             ! 2003! 2004! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009 ! 2010
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаража. 56,97 63,19 69,41  59,17  48,94
тының түсімі
Несие бойынша 6,490 7,733 11,551 14,804 17,495 33,797 34,565 35,329
барлық шығын.
дар, соның
ішінде:
несиенің                                       16,308 17,888 19,623
негізгі
сомасын төлеу
несие үшін    3,347 7,060 11,137 14,613 17,489 17,489 16,676 15,706
пайыздар
төлеу
комиссиялар   0,903 0,666  0,405  0,184
мен міндетте.
мелерді төлеу 
біржолғы      2,240 0,008  0,009  0,007  0,006
комиссияларды
төлеу
-------------------------------------------------------------------
Несиені алу
мен қызметтеу
бойынша ақша
қаражатын
төлеудің
негізгі
сомасы
(несиенің
негізгі
сомасын
төлеуді қоса
отырып)       491,440
Сыйақы мен
комиссияларды
төлеу         193,760

CF (ақша      50,48 55,46  57,85 44,37  31,45  -33,80 -34,56 -35,33
қаражатының
түсімі-
төленуі)
All-in-cost   6,97%

       таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
             ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016 !  2017
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаража.
тының түсімі
Несие бойынша 35,665 35,597 34,183 32,769 31,355 29,941 28,527
барлық шығын.
дар, соның
ішінде:
несиенің      21,103 22,326 22,326 22,326 22,326 22,326 22,326
негізгі
сомасын төлеу
несие үшін    14,563 13,271 11,857 10,443  9,029  7,615  6,201
пайыздар
төлеу
комиссиялар
мен міндетте.
мелерді төлеу
біржолғы
комиссияларды
төлеу
-------------------------------------------------------------------
Несиені алу
мен қызметтеу
бойынша ақша
қаражатын
төлеудің
негізгі
сомасы
(несиенің
негізгі
сомасын
төлеуді қоса
отырып)
Сыйақы мен
комиссияларды
төлеу

CF (ақша      -35,67 -35,60 -34,18 -32,77 -31,36 -29,94 -28,53
қаражатының
түсімі-
төленуі)
All-in-cost

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------
             ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022 !
-------------------------------------------------
Қарыз қаража.
тының түсімі
Несие бойынша 25,689 22,838 19,989 17,569 15,554
барлық шығын.
дар, соның
ішінде:
несиенің      20,902 19,322 17,587 16,108 14,884
негізгі
сомасын төлеу
несие үшін    4,787  3,516  2,402  1,462  0,670
пайыздар
төлеу
комиссиялар
мен міндетте.
мелерді төлеу
біржолғы
комиссияларды
төлеу
-------------------------------------------------------------------
Несиені алу
мен қызметтеу
бойынша ақша
қаражатын
төлеудің
негізгі
сомасы
(несиенің
негізгі
сомасын
төлеуді қоса
отырып)
Сыйақы мен
комиссияларды
төлеу

CF (ақша      -25,69 -22,84 -19,99 -17,57 -15,55
қаражатының
түсімі-
төленуі)
All-in-cost
 
1-тәсім

                                                  7.1.-қосымша

       Еуропалық коммерциялық банктің экспорттық несиесі
    бойынша сыйақы мен қарыздың негізгі сомаларын есептеу

      Несиенің сомасы        млн.долл.  68,47
      Сыйақы мөлшерлемесі       %        4,5%
      Өтеу мерзімі, жыл        жыл        10

                                                         млн.$
-------------------------------------------------------------------
                  ! 2003! 2004! 2005! 2006! 2007! 2008! 2009! 2010
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаражатының  13,10 14,53 15,96 13,61 11,26
түсімі
Несие бойынша      7,232 1,346 2,024 2,603 3,081 9,928 9,620 9,311
барлық шығындар,
соның ішінде:
несиенің негізгі                                 6,847 6,847 6,847
сомасын төлеу
несие үшін         0,590 1,244 1,962 2,574 3,081 3,081 2,773 2,465
пайыздар төлеу
комиссиялар мен    0,138 0,102 0,062 0,028
міндеттемелерді
төлеу (0,25%)
біржолғы           0,342
комиссияларды
төлеу (0,5%)
Гермес кепілдемесі 6,162
үшін сыйлықақы (9%)
-------------------------------------------------------------------
CF (ақша қаражаты.  5,87  13,19 13,94 11,01 8,18  -9,93 -9,62 -9,31
ның түсімі-төленуі)
All-in-cost         7,38%

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------
                  ! 2011! 2012! 2013! 2014! 2015! 2016! 2017
-------------------------------------------------------------
Қарыз қаражатының
түсімі
Несие бойынша      9,003 8,695 8,387 8,079 7,771 7,463 7,155
барлық шығындар,
соның ішінде:
несиенің негізгі   6,847 6,847 6,847 6,847 6,847 6,847 6,847
сомасын төлеу
несие үшін         2,157 1,849 1,540 1,232 0,924 0,616 0,308
пайыздар төлеу
комиссиялар мен
міндеттемелерді
төлеу (0,25%)
біржолғы
комиссияларды
төлеу (0,5%)
Гермес кепілдемесі
үшін сыйлықақы (9%)
-------------------------------------------------------------------
CF (ақша қаражаты.  -9,00 -8,70 -8,39 -8,08 -7,77 -7,46 -7,15
ның түсімі-төленуі)
All-in-cost
 
2-тәсім

                                                 7.2.-қосымша

       Европалық банктің коммерциялық несиесі бойынша
       сыйақы мен қарыздың негізгі сомаларын есептеу

      Несие сомасы          млн.долл.   110,14
      Сыйақы мөлшерлемесі       %        7,5%
      Өтеу мерзімі, жыл        жыл        2

                                                         млн.$
-------------------------------------------------------------------
                  ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаражатының   21,08  23,38  25,68  21,89  18,11
түсімі
Несие бойынша      10,064 3,499  5,360  6,948  8,261  63,331 59,201
барлық шығындар,
соның ішінде:
несиенің негізгі                                      55,071 55,071
сомасын төлеу
несие үшін         1,581  3,334  5,260  6,903  8,261  8,261  4,130
пайыздар төлеу
комиссиялар мен    0,223  0,164  0,100  0,045
міндеттемелерді
төлеу (0,25%)
біржолғы           0,551
комиссияларды
төлеу (0,5%)
сақтандыру үшін
сыйлықақы (7%)     7,710
-------------------------------------------------------------------
CF (ақша қаражаты. 11,02  19,88  20,32  14,95  9,85   -63,33 -59,20
ның түсімі-төленуі)
All-in-cost        13,93%
 
2-тәсім

                                                   7.3.-қосымша

        ХҚҰ-ның несиесі бойынша сыйақы төлеулері
        мен қарыздың негізгі сомаларын есептеу

      Несие сомасы          млн.долл.   119,07
      Сыйақы мөлшерлемесі       %        10,0%
      Өтеу мерзімі, жыл        жыл        10

                                                       млн. $
-------------------------------------------------------------------
              ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаражат.
тарының түсімі  22,79  25,28  27,76  23,67  19,58
Несие бойынша   2,290  4,819  7,597  9,961  11,917 14,186 16,486
барлық шығындар,
соның ішінде:
несиенің негізгі                                    2,279  4,806
сомасын төлеу
несие үшін
пайыздарды
төлеу           2,279  4,806  7,583  9,950  11,907 11,907 11,679
біржолғы
комиссия
(0,05%)         0,011  0,013  0,014  0,012  0,010
-------------------------------------------------------------------
CF (ақша        20,50  20,46  20,17  13,71  7,66   -14,19 -16,49
қаражатының
түсімі-төленуі)
All-in-cost     11,87%

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
              ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаражат.
тарының түсімі
Несие бойынша  18,781 20,390 21,353 20,162 18,971 17,780 16,590
барлық шығындар,
соның ішінде:
несиенің
негізгі         7,583  9,950 11,907 11,907 11,907 11,907 11,907
сомасын төлеу
несие үшін
пайыздарды
төлеу          11,199 10,440  9,445  8,255  7,064  5,873  4,683
біржолғы
комиссия
(0,05%)
-------------------------------------------------------------------
CF (ақша       -18,78 -20,39 -21,35 -20,16 -18,997 -17,78 -16,59
қаражатының
түсімі-төленуі)
All-in-cost

      таблицаның жалғасы

--------------------------------------------------
              ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021
--------------------------------------------------
Қарыз қаражат.
тарының түсімі
Несие бойынша  15,399 11,929 8,439  4,953  2,153
барлық шығындар,
соның ішінде:
несиенің
негізгі        11,907  9,628 7,101  4,325  1,958
сомасын төлеу
несие үшін
пайыздарды
төлеу           3,492  2,301 1,338  0,628  0,196
біржолғы
комиссия
(0,05%)
--------------------------------------------------
CF (ақша       -15,40 -11,93 -8,44  -4,95  -2,15
қаражатының
түсімі-төленуі)
All-in-cost
 
2-тәсім

                                                  7.4.-қосымша

       Қаржыландыру тәсімі бойынша сыйақы мен негізгі
                   қарыз сомаларын есептеу

      Несие сомасы          млн.долл.  297,68

                                                        млн.$
-------------------------------------------------------------------
                 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаражатының  56,97  63,19  69,41  59,17  48,94
түсімі
Несие бойынша     19,587 9,664  14,981 19,512 23,259 87,445 85,306
барлық шығындар,
соның ішінде:
негізгі соманы
төлеу                                                64,196 66,724
пайыздарды төлеу   4,450 9,385  14,805 19,427 23,249 23,249 18,583
комиссиялар мен    0,361 0,266   0,162  0,073
міндеттемелерді
төлеу
біржолғы
төлемақылар        0,904 0,013   0,014  0,012  0,010
Гермес кепілдемесі
үшін сыйлықақы
(9%)              13,872
-------------------------------------------------------------------
Несиені алу мен
қызметтеу жөнін.
дегі ақша қаража.
тын төлеудің
жалпы сомасы     502,519
(несиенің
негізгі сомасын
төлеуді қоса
отырып)
Сыйақыларды,     204,839
комиссиялар мен
сыйлықақыларды
төлеу
 
CF (ақша           37,39  53,53  54,42  39,66  25,68  -87,45 -85,31
қаражатының
түсімі-төленуі)
All-in-cost       11,26%

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
                 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаражатының
түсімі
Несие бойынша     28,093 29,393 30,048 28,549 27,050 25,551 24,053
барлық шығындар,
соның ішінде:
негізгі соманы
төлеу             14,429 16,796 18,754 18,754 18,754 18,754 18,754
пайыздарды төлеу  13,663 12,597 11,294  9,795  8,296  6,798  5,299
комиссиялар мен
міндеттемелерді
төлеу
біржолғы
төлемақылар
Гермес кепілдемесі
үшін сыйлықақы
(9%)
-------------------------------------------------------------------
Несиені алу мен
қызметтеу жөнін.
дегі ақша қаража.
тын төлеудің
жалпы сомасы
(несиенің
негізгі сомасын
төлеуді қоса
отырып)
Сыйақыларды,
комиссиялар мен
сыйлықақыларды
төлеу
 
CF (ақша          -28,09 -29,39 -30,05 -28,55 -27,05 -25,55 -24,05
қаражатының
түсімі-төленуі)
All-in-cost

      таблицаның жалғасы

----------------------------------------------------
                 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021
----------------------------------------------------
Қарыз қаражатының
түсімі
Несие бойынша     22,554 11,929  8,439  4,953  2,153
барлық шығындар,
соның ішінде:
негізгі соманы
төлеу             18,754  9,628  7,101  4,325  1,958
пайыздарды төлеу   3,800  2,301  1,338  0,628  0,196
комиссиялар мен
міндеттемелерді
төлеу
біржолғы
төлемақылар
Гермес кепілдемесі
үшін сыйлықақы
(9%)
-------------------------------------------------------------------
Несиені алу мен
қызметтеу жөнін.
дегі ақша қаража.
тын төлеудің
жалпы сомасы
(несиенің
негізгі сомасын
төлеуді қоса
отырып)
Сыйақыларды,
комиссиялар мен
сыйлықақыларды
төлеу
CF (ақша        -22,55 -11,93  -8,44  -4,92  -2,15
қаражатының
түсімі-төленуі)
All-in-cost
 
2-тәсім

                                                 8.1.-қосымша

         Евробондлар бойынша сыйақы мен қаражаттың
             негізгі сомаларын төлеуді есептеу

      Қаражат сомасы      млн.долл.  200,00
      Индикативтік купон     %        9,25%
      Өтеу мерзімі, жыл     жыл         5

                                                       млн.$
-------------------------------------------------------------------
                ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008  ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаражатының 100,00 100,00
түсімі
Қарыз бойынша     10,600 18,500 18,500 18,500 18,500 118,500 109,250
барлық шығындар,
соның ішінде:
қарыздың негізгі                                     100,000 100,000
сомасын төлеу
индикативтік      9,250 18,500 18,500 18,500 18,500  18,500   9,250
купон (9,25%)
лид-менеджерге    0,750
сыйақы (0,75%)
Евробондлардың    0,600
шығуымен
байланысты үшін
-------------------------------------------------------------------
CF (ақша          89,40 81,50  -18,50 -18,50 -18,50 -118,50 -109,25
қаражатының
түсімі-төленуі)
Аll-in-cost       12,01%
 
3-тәсім

                                                   8.2.-қосымша

      Қазақстанның Даму банкісінің несиелері бойынша сыйақы
         мен қарыздың негізгі сомаларын төлеуді есептеу

      Несие сомасы            млн.долл.   97,68
      Сыйақы мөлшерлемесі        %        10,0%
      Өтеу мерзімі, жыл         жыл        10

                                                          млн.$
-------------------------------------------------------------------
                !2003 !2004!2005! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009 ! 2010
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаражатының                 48,74  48,94
түсімі
Несие бойынша                     4,898  9,792  9,768  9,768  9,768
шығындардың
барлығы,
соның ішінде:
несиенің негізгі
сомасын төлеу
несие үшін
пайыздар төлеу                    4,874  9,768  9,768  9,768  9,768
біржолғы комиссия                 0,024  0,024
(0,05%)
-------------------------------------------------------------------
CF (ақша                          43,84  39,15  -9,77  -9,77  -9,77
қаражатының
түсімі-төленуі)
Аll-in-cost      11,87%

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
                ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016 ! 2017
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаражатының
түсімі
Несие бойынша    14,642 19,049 18,072 17,095 16,118 15,141 14,165
шығындардың
барлығы,
соның ішінде:
несиенің негізгі  4,874  9,768  9,768  9,768  9,768  9,768  9,768
сомасын төлеу
несие үшін        9,768  9,281  8,304  7,327  6,350  5,373  4,397
пайыздар төлеу
біржолғы комиссия
(0,05%)
-------------------------------------------------------------------
CF (ақша         -14,64 -19,05 -18,07 -17,10 -16,12 -15,14 -14,16
қаражатының
түсімі-төленуі)
Аll-in-cost

      таблицаның жалғасы

---------------------------------------------
                ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021
---------------------------------------------
Қарыз қаражатының
түсімі
Несие бойынша    13,188 12,211 11,234  5,383
шығындардың
барлығы,
соның ішінде:
несиенің негізгі  9,768  9,768  9,768  4,894
сомасын төлеу
несие үшін        3,420  2,443  1,466  0,489
пайыздар төлеу
біржолғы комиссия
(0,05%)
---------------------------------------------
CF (ақша         -13,19 -12,21 -11,23 -5,38
қаражатының
түсімі-төленуі)
Аll-in-cost
 
3-тәсім

                                                  8.3.-қосымша

        Қаржыландыру тәсімі бойынша сыйақы мен негізгі
                  қарыз сомаларын есептеу

      Несие сомасы       млн.долл.  297,68

                                                          млн.$
-------------------------------------------------------------------
                 !  2003  ! 2004 ! 2005 ! 2006 !  2007  !   2008
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаражатының 100,00   100,00         48,74  48,94
түсімі
Несие бойынша     10,600   18,500 18,500 23,398  28,292  128,268
шығындардың
барлығы,
соның ішінде:
негізгі соманы
төлеу                                                    100,000
пайыздарды төлеу   9,250   18,500 18,500 23,374  28,268   28,268
лид-менеджердің    0,750
сыйақысы
біржолғы           0,600                  0,024   0,024
төлемақылар
-------------------------------------------------------------------
Несиені алу мен    512,643
қызметтеу жөнін.
дегі ақша қаража.
тын төлеудің
жалпы сомасы
(несиенің
негізгі сомасын
төлеуді қоса
отырып)
Сыйақыларды,       214,963
комиссиялар мен
сыйлықақыларды
төлеу
 
CF (ақша           89,40    81,50  -18,50  25,34  20,65    -128,27
қаражатының
түсімі-төленуі)
Аll-in-cost       11,97%

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
               ! 2009  ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
-------------------------------------------------------------------
Қарыз қаражаты.
ның түсімі
Несие бойынша   119,018 9,768  14,642 19,049 18,072 17,095 16,118
шығындардың
барлығы,
соның ішінде:
негізгі соманы
төлеу           100,000         4,874  9,768  9,768  9,768  9,768
пайыздарды
төлеу            19,018 9,768   9,768  9,281  8,304  7,327  6,350
лид-менеджердің
сыйақысы
біржолғы
төлемақылар
-------------------------------------------------------------------
Несиені алу мен
қызметтеу жөнін.
дегі ақша қаража.
тын төлеудің
жалпы сомасы
(несиенің
негізгі сомасын
төлеуді қоса
отырып)
Сыйақыларды,
комиссиялар мен
сыйлықақыларды
төлеу
CF (ақша         -119,02 -9,77  -14,64 -19,05 -18,07 -17,10 -16,12
қаражатының
түсімі-төленуі)
Аll-in-cost      11,97%

      таблицаның жалғасы

----------------------------------------------------------
               ! 2016  ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 !
----------------------------------------------------------
Қарыз қаражаты.
ның түсімі
Несие бойынша   15,141  14,165 13,188 12,211 11,234 5,383
шығындардың
барлығы,
соның ішінде:
негізгі соманы
төлеу            9,768   9,768  9,768  9,768  9,768 4,894
пайыздарды
төлеу            5,373   4,397  3,420  2,443  1,466 0,489
лид-менеджердің
сыйақысы
біржолғы
төлемақылар
-------------------------------------------------------------------
Несиені алу мен
қызметтеу жөнін.
дегі ақша қаража.
тын төлеудің
жалпы сомасы
(несиенің
негізгі сомасын
төлеуді қоса
отырып)
Сыйақыларды,
комиссиялар мен
сыйлықақыларды
төлеу
CF (ақша         -15,14  -14,16 -13,19 -12,21 -11,23 -5,38
қаражатының
түсімі-төленуі)
Аll-in-cost      11,97%

                                                     9-қосымша

       Қаржыландыру тәсіміне байланысты қарызды алу және
                 қызметтеу жөніндегі шығындар
                     (қағаз мәтіннен қараңыз)

                                                     10-қосымша

         Қаржыландыру тәсіміне байланысты қарызды алу мен
                 қызметтеу жөніндегі шығындар

-------------------------------------------------------------------
                                 !өлшем  !1-тәсім!2-тәсім!3-тәсім
                                 !бірлігі!       !       !
-------------------------------------------------------------------
Қарыз сомасы                       млн.$   297,68  297,68  297,68

Қарызды алу мен қызметтеу          млн.$   491,44  502,52  512,64
жөніндегі ақша қаражатын төлеудің
жалпы сомасы (қарыздың негізгі
сомасын төлеуді қоса отырып)

Қарызды алу мен қызметтеу          млн.$   193,76  204,84  214,96
жөніндегі ақша қаражатын төлеудің
жалпы сомасы (қарыздың негізгі
сомасын төлеуді ескермей)

1 $ ақша қаражатының құны           $        0,65    0,69    0,72

All-in-cost (қарызды, комиссия.     %       6,97%  11,26%  11,97%
ларды, сыйлықақыларды, басқа да
біржолғы төлемақыларды алуға
байланысты шығындарды ескере
отырып сыйақы мөлшерлемесі)
-------------------------------------------------------------------

                                                    11-қосымша

        Қазақстан Республикасындағы ұлттық валюта
      бағамы мен тұтыну бағалары индексінің болжамы

-------------------------------------------------------------------
         !өл.бір.! 2002! 2003 ! 2004 ! 2005! 2006! 2007! 2008! 2009
-------------------------------------------------------------------
Айырбас
бағамы
орташа.   теңге/$ 154,8 161,00 166,50 170,9 176,0 181,3 186,7 192,3
жылдық
бағам
Өсу          %    105%  104%   103%   103%  103%  103%  103%  103%
қарқыны
ТБИ
орташа.
жылдық       %    6,6%  5,6%   5,9%   5,3%  4,0%  4,0%  4,0%  4,0%
өсу
қарқыны
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
         !өл.бір.! 2010! 2011 ! 2012 ! 2013! 2014! 2015! 2016! 2017
-------------------------------------------------------------------
Айырбас
бағамы
орташа.   теңге/$ 196,1 204,1  210,2  216,5 223,0 229,7 236,6 243,7
жылдық
бағам
Өсу          %    103%  103%   103%   103%  103%  103%  103%  103%
қарқыны
ТБИ
орташа.
жылдық       %    4,0%  4,0%   4,0%   4,0%  4,0%  4,0%  4,0%  4,0%
өсу
қарқыны
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

---------------------------------------------------
         !өл.бір.! 2018! 2019 ! 2020 ! 2021! 2022
---------------------------------------------------
Айырбас
бағамы
орташа.   теңге/$ 251,0 258,5  266,3  274,2 282,5
жылдық
бағам
Өсу          %    103%  103%   103%   103%  103%
қарқыны
ТБИ
орташа.
жылдық       %    4,0%  4,0%   4,0%   4,0%  4,0%
өсу
қарқыны
---------------------------------------------------

                                                    12-қосымша

          Солтүстік-Оңтүстік жобасын ескермегендегі
      "KEGOC" АҚ-ның негізгі қызметі бойынша шығындар

                                                      млн.теңге
-------------------------------------------------------------------
                !  2002 !  2003 !  2004 !  2005 !  2006 !  2007
-------------------------------------------------------------------
барлық шығыстар, 12532,4 13713,9 15779,0 16802,0 17227,4  17631,5
соның ішінде:
Салықтар           769,9   923,7  1198,1  1021,6   862,3    828,0
Мүлік салығы       669,0   603,0   935,0   918,0   810,5    774,1
Көлік құралдары.     5,1    10,0    10,0    10,0    10,4     10,8
ның салығы
Басқа да салықтар,  95,2   310,7   253,1    93,6    41,4     43,0
соның ішінде
төлеу кезіндегі     61,4   275,0   215,3    53,8
табыс салығы
арн. төлем ж/е       0,1     0,1     0,1     0,1     0,1      0,1
кен игеру с-ы
жер, экология       33,7    35,6    37,7    39,7    41,3     42,9
бойынша салық
Еңбекақы          2560,6  2704,0  2863,5  3015,3  3135,9   3261,3
Еңбекақы қоры     2153,6  2274,2  2408,4  2536,0  2637,5   2743,0
Міндетті           407,0   429,8   455,1   479,3   498,4    518,4
аударымдар
Күрделі жөндеу    1337,7  1300,0  1326,0  1352,5  1379,6   1407,2
Өтелім            3612,0  4185,0  5440,2  6179,8  6407,5   6475,2
Пайдалану         1589,4  1753,1  1856,5  1954,9  2033,1   2114,5
шығындары
Әкімшілік          297,9   314,6   333,1   350,8   364,8    379,4
шығындары
эл/эн. техноло.   2139,6  2328,0  2577,8  2750,5  2860,5   2974,9
гиялық шығыны
Өзгелер            223,5   205,5   183,7   176,6   183,6    191,0
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
                !  2008 !  2009 !  2010 !  2011 !  2012 !  2013
-------------------------------------------------------------------
барлық шығыстар, 17963,0 17164,3 17809,0 18374,2 17805,5  18366,3
соның ішінде:
Салықтар           785,7   753,3   728,4   690,2   676,6    669,5
Мүлік салығы       729,7   695,1   667,8   627,2   611,1    601,3
Көлік құралдарының  11,2    11,7    12,2    12,7    13,2     13,7
салығы
Басқа да салықтар,  44,8    46,5    48,4    50,3    52,4     54,5
соның ішінде
төлеу кезіндегі
табыс салығы
арн. төлем ж/е       0,1     0,1     0,1     0,1     0,1      0,1
кен игеру с-ы
жер, экология       44,6    46,4    48,3    50,2    52,2     54,3
бойынша салық
Еңбекақы          3391,8  3527,5  3668,6  3815,3  3967,9   4126,6
Еңбекақы қоры     2852,7  2966,8  3085,5  3208,9  3337,2   3470,7
Міндетті           539,1   560,7   583,1   606,4   630,7    655,9
аударымдар
Күрделі жөндеу    1435,3  1464,0  1493,3  1523,2  1553,6   1584,7
Өтелім            6464,0  5297,8  5372,3  5401,7  4385,8   4475,1
Пайдалану         2199,0  2287,0  2378,5  2473,6  2572,6   2675,5
шығындары
Әкімшілік          394,6   410,4   426,8   443,9   461,6    480,1
шығындары
эл/эн. техноло.   3093,9  3217,7  3526,4  3802,9  3955,0   4113,2
гиялық шығыны
Өзгелер            198,6   206,6   214,8   223,4   232,4    241,6
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
                !  2014 !  2015 !  2016 !  2017 !  2018 !  2019
-------------------------------------------------------------------
барлық шығыстар, 18935,4 19551,0 20146,4 20790,1 21106,9  21775,1
соның ішінде:
Салықтар           655,2   655,5   629,2   628,1   618,8    609,3
мүлік салығы       584,4   581,8   552,5   548,4   535,9    523,0
Көлік құралдарының  14,2    14,8    15,4    16,0    16,7     17,3
салығы
Басқа да салықтар,  56,6    58,9    61,3    63,7    66,2     68,9
соның ішінде
төлеу кезіндегі
табыс салығы
арн. төлем ж/е
кен игеру с-ы        0,1     0,1     0,2     0,2     0,2      0,2
жер, экология       56,5    58,7    61,1    63,5    66,1     68,7
бойынша салық
Еңбекақы          4291,7  4463,4  4641,9  4827,6  5020,7   5221,5
Еңбекақы қоры     3609,5  3753,9  3904,1  4060,3  4222,7   4391,6
Міндетті           682,2   709,4   737,8   767,3   798,0    829,9
аударымдар
Күрделі жөндеу    1616,4  1648,7  1681,7  1715,3  1749,6   1784,6
Өтелім            4561,3  4660,1  4745,4  4832,9  4580,2   4656,6
Пайдалану         2782,5  2893,8  3009,5  3129,9  3255,1   3385,3
шығындары
Әкімшілік          499,3   519,3   540,0   561,6   584,1    607,5
шығындары
эл/эн. техноло.   4277,8  4448,9  4626,8  4811,9  5004,4   5204,5
гиялық шығыны
Өзгелер            251,3   261,4   271,8   282,7   294,0    305,8
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

----------------------------------------
                !  2020 !  2021 !  2022
----------------------------------------
барлық шығыстар, 22491,4 23225,7 23988,0
соның ішінде:
Салықтар           609,9   601,2   592,4
мүлік салығы       520,3   507,9   495,4
Көлік құралдарының  18,0    18,7    19,5
салығы
Басқа да салықтар,  71,7    74,5    77,5
соның ішінде:
төлеу кезіндегі
табыс салығы
арн. төлем ж/е       0,2     0,2     0,2
кен игеру с-ы
жер, экология       71,5    74,3    77,3
бойынша салық
Еңбекақы          5430,4  5647,6  5873,5
Еңбекақы қоры     4567,2  4749,9  4939,9
Міндетті
аударымдар         863,1   897,7   933,6
Күрделі жөндеу    1820,3  1856,7  1893,9
Өтелім            4747,5  4841,7  4938,5
Пайдалану         3520,7  3661,6  3808,0
шығындары
Әкімшілік          631,8   657,0   683,3
шығындары
эл/эн. техноло.   5412,7  5629,2  5854,4
гиялық шығыны
Өзгелер            318,0   330,7   343,9
-----------------------------------------

                                                    13-қосымша

   "KEGOC" АҚ-ның қаржылық-шаруашылық қызметінің нәтижесін
   болжау, 2002-2022 жж. Солтүстік-Оңтүстік жобасынсыз ақша
                қаражатының қозғалысын есептеу

                                                       млрд.теңге
-------------------------------------------------------------------
                 ! 2002 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008
-------------------------------------------------------------------
     Кірістер
Жеткізу кірісі     11,08  13,11  15,62  16,96  18,44  19,48  20,52
Диспетчерлеу кірісі 1,58   1,59   1,65   1,69   1,79   1,88   1,98
Негізгі емес      -0,009 -0,167 -0,650 -0,754 -0,865 -0,836 -0,803
қызметтен кіріс/
залал (бағамдық
айырма)

   Инвестициялар
Жаңарту жобасы     5,335 13,072 10,694  2,019
бойынша
инвестициялар
Жобадан тыс
инвестициялар      2,251  1,830  1,778  2,183  4,155  4,155  4,155

Операциялық       12,532 13,714 15,779 16,802 17,227 17,631 17,963
шығындар

    Пайда
Салық салғанға     0,117  0,814  0,838  1,094  2,139  2,895  3,735
дейінгі пайда
Табыс салығы              0,244  0,252  0,328  0,642  0,869  1,121
Қаржылық           0,117  0,570  0,587  0,766  1,498  2,027  2,615
нәтиже

Ақша қаражатының
құйылымы
Қаржылық           0,117  0,570  0,587  0,766  1,498  2,027  2,615
нәтиже
Өтелім             3,612  4,185  5,440  6,180  6,407  6,475  6,464
Бағамдық айырма    0,009  0,167  0,650  0,754  0,865  0,836  0,803
Барлығы            3,738  4,922  6,677  7,700  8,770  9,338  9,881

Ақша қаражатының
жылыстауы
Жаңарту жобасы     1,210  1,997  1,507  0,764
бойынша қосарлай
қаржыландыру
Жобадан тыс        2,251  1,830  1,778  2,183  2,155  2,155  2,155
инвестициялар
Жаңарту жобасы     0,239  1,004  1,898  3,155  3,180  3,306  3,386
бойынша қаржылан.
дыру шығындары
Дивиденділер/      0,012  0,057  0,059  0,077
үлеспайдалар/
Барлығы            3,711  4,888  5,242  6,179  5,335  5,461  5,541

Таза ақша ағыны    0,027  0,034  1,435  1,521  3,435  3,877  4,340
(ТАА)
Шоғырланған ТАА    2,472  2,505  3,940  5,461  8,896 12,773 17,112
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
                 ! 2009 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
-------------------------------------------------------------------
     Кірістер
Жеткізу кірісі     21,72  22,89  23,73  24,59  25,46  26,33  27,15
Диспетчерлеу кірісі 2,08   2,19   2,27   2,36   2,45   2,54   2,64
Негізгі емес      -0,764 -0,721 -0,671 -0,614 -0,551 -0,480 -0,400
қызметтен кіріс/
залал (бағамдық
айырма)

   Инвестициялар
Жаңарту жобасы
бойынша
инвестициялар
Жобадан тыс
инвестициялар      4,155  4,155  4,155  4,155  4,155  4,155  4,155

Операциялық       17,164 17,809 18,374 17,805 18,366 18,935 19,551
шығындар

    Пайда
Салық салғанға     5,872  6,548  6,962  8,530  8,990  9,453  9,841
дейінгі пайда
Табыс салығы       1,761  1,965  2,088  2,559  2,697  2,836  2,952
Қаржылық           4,110  4,584  4,873  5,971  6,293  6,617  6,888
нәтиже

Ақша қаражатының
құйылымы
Қаржылық           4,110  4,584  4,873  5,971  6,293  6,617  6,888
нәтиже
Өтелім             5,298  5,372  5,402  4,386  4,475  4,561  4,660
Бағамдық айырма    0,764  0,721  0,671  0,614  0,551  0,480  0,400
Барлығы           10,172 10,677 10,945 10,971 11,319 11,658 11,949

Ақша қаражатының
жылыстауы
Жаңарту жобасы
бойынша қосарлай
қаржыландыру
Жобадан тыс
инвестициялар      2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
Жаңарту жобасы     3,462  3,545  3,630  3,720  3,809  3,905  3,999
бойынша қаржылан.
дыру шығындары
Дивиденділер/
үлеспайдалар/
Барлығы            5,617  5,700  5,785  5,876  5,964  6,060  6,155

Таза ақша ағыны    4,555  4,977  5,160  5,095  5,355  5,598  5,794
(ТАА)
Шоғырланған ТАА   21,667 26,644 31,804 36,900 42,255 47,853 53,647
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
               ! 2016 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021  ! 2022
-------------------------------------------------------------------
     Кірістер
Жеткізу кірісі   27,98  28,76  29,58  30,36  31,54   32,20   32,84
Диспетчерлеу      2,69   2,75   2,81   2,86   2,92    2,98    3,04
кірісі
Негізгі емес    -0,311 -0,240 -0,159 -0,068
қызметтен
кіріс/залал
(бағамдық
айырма)

   Инвестициялар
Жаңарту жобасы
бойынша
инвестициялар
Жобадан тыс
инвестицияларе   4,155  4,155  4,155  4,155  4,155   4,155   4,155

Операциялық     20,146 20,790 21,107 21,775 22,491  23,226  23,988
шығындар

    Пайда
Салық салғанға  10,210 10,476 11,119 11,378 11,970  11,956  11,890
дейінгі пайда
Табыс салығы     3,063  3,143  3,336  3,413  3,591   3,587   3,567
Қаржылық нәтиже  7,147  7,333  7,783  7,964  8,379   8,369   8,323

Ақша қаражатының
құйылымы
Қаржылық нәтиже  7,147  7,333  7,783  7,964  8,379   8,369   8,323
Өтелім           4,745  4,833  4,580  4,657  4,748   4,842   4,939
Бағамдық айырма  0,311  0,240  0,159  0,068
Барлығы         12,203 12,406 12,523 12,689 13,127  13,211  13,262

Ақша қаражатының
жылыстауы
Жаңарту жобасы
бойынша қосарлай
қаржыландыру
Жобадан тыс
инвестициялар    2,155  2,155  2,155  2,155  2,155   2,155   2,155
Жаңарту жобасы   3,192  3,319  3,454  3,599
бойынша
қаржыландыру
шығындары
Дивиденділер/
үлеспайдалар/
Барлығы          5,347  5,474  5,609  5,754  2,155   2,155   2,155

Таза ақша ағыны  6,856  6,932  6,914  6,935 10,971  11,056  11,107
(ТАА)
Шоғырланған ТАА 60,503 67,435 74,349 81,285 92,256 103,312 114,419
-------------------------------------------------------------------

                                                13.а.-қосымша

   "KEGOC" АҚ-ның қаржылық-шаруашылық қызметінің нәтижесін
   болжау, 2002-2022 жж. Солтүстік-Оңтүстік жобасын ескере
             ақша қаражатының қозғалысын есептеу

                                                      млрд.теңге
-------------------------------------------------------------------
                 ! 2002 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008
-------------------------------------------------------------------
     Кірістер
С-О бойынша                              0,32   0,32   0,32   1,94
жеткізуден кіріс
С-О-н ескергендегі 11,08  13,11  15,62  17,28  18,76  19,80  22,46
жеткізуден кіріс
Диспетчерлеуден     1,58   1,59   1,65   1,69   1,86   1,95   2,05
түскен кіріс
Негізгі емес      -0,009 -0,167 -0,864 -1,118 -1,536 -1,742 -1,917
қызметтен кіріс/
залал (бағамдық
айырма)

   Инвестициялар
ҰЭЖЖ жобасы
бойынша
инвестициялар      5,335 13,072 10,694  2,019
Жобадан тыс
инвестициялар      2,251  1,830  1,778  2,183  2,155  2,155  2,155
С-О жобасы
бойынша
инвестициялар             8,382  9,678 10,971  9,565  8,066

Операциялық
шығыстар
С-О бойынша
операциялық               0,464  0,103  0,540  0,960  1,193  1,499
шығыстар
С-О ескергендегі
операциялық       12,532 14,178 15,882 17,341 18,188 18,824 19,462
шығыстар

    Пайда
Салық салғанға     0,117  0,350  0,521  0,510  0,890  1,182  3,126
дейінгі пайда
Табыс салығы              0,105  0,156  0,153  0,267  0,354  0,938
Қаржылық нәтиже    0,117  0,245  0,365  0,357  0,623  0,827  2,188

Ақша қаражатының
құйылымы
Қаржылық нәтиже    0,117  0,245  0,365  0,357  0,623  0,827  2,188
Өтелім             3,612  4,185  5,440  6,500  6,964  7,268  7,463
Бағамдық айырма    0,009  0,167  0,864  1,118  1,536  1,742  1,917
Барлығы            3,738  4,597  6,669  7,975  9,123  9,837 11,569

Ақша қаражатының
жылыстауы
ҰЭЖЖ жобасы        1,210  1,997  1,507  0,764
бойынша қосарлай
қаржыландыру
Жобалардан тыс
инвестициялар      2,251  1,830  1,778  2,183  2,155  2,155  2,155
С-О бойынша
қосарлай
қаржыландыру
ҰЭЖЖ бойынша       0,239  1,004  1,898  3,155  3,180  3,306  3,386
қаржыландыру
шығындары
С-О бойынша        0,492  1,078  1,751  2,365  2,910  5,790
қаржыландыру
шығындары
Дивиденділер       0,012  0,024  0,036  0,036
(үлеспайдалар)
Барлығы            3,711  5,348  6,298  7,889  7,700  8,371 11,332

Таза ақша ағыны    0,027 -0,751  0,372  0,087  1,423  1,466  0,237
(ТАА)
Шоғырланған ТАА    2,472  1,720  2,092  2,178  3,601  5,067  5,304
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
                 ! 2009 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
-------------------------------------------------------------------
     Кірістер
С-О бойынша         1,96   2,10   2,21   2,37   2,38   2,38   2,38
жеткізуден кіріс
С-О-н ескергендегі 23,68  24,98  25,94  26,96  27,84  28,70  29,53
жеткізуден кіріс
Диспетчерлеуден     2,15   2,27   2,51   2,60   2,70   2,80   2,91
түскен кіріс
Негізгі емес      -1,836 -1,745 -1,645 -1,534 -1,412 -1,278 -1,131
қызметтен кіріс/
залал (бағамдық
айырма)

   Инвестициялар
ҰЭЖЖ жобасы
бойынша
инвестициялар
Жобадан тыс
инвестициялар      2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
С-О жобасы
бойынша
инвестициялар

Операциялық
шығыстар
С-О бойынша
операциялық        1,489  1,548  1,610  1,601  1,613  1,604  1,595
шығыстар
С-О ескергендегі
операциялық       18,654 19,357 19,984 19,406 19,980 20,540 21,147
шығыстар

    Пайда
Салық салғанға     5,347  6,147  6,820  8,621  9,145  9,689 10,163
дейінгі пайда
Табыс салығы       1,604  1,844  2,046  2,586  2,743  2,907  3,049
Қаржылық           3,743  4,303  4,774  6,035  6,401  6,782  7,114
нәтиже
Ақша қаражатының
құйылымы
Қаржылық нәтиже    3,743  4,303  4,774  6,035  6,401  6,782  7,114
Өтелім             6,297  6,372  6,401  5,385  5,474  5,561  5,660
Бағамдық айырма    1,836  1,745  1,645  1,534  1,412  1,278  1,131
Барлығы           11,876 12,420 12,820 12,954 13,288 13,621 13,905
 
Ақша қаражатының
жылыстауы
ҰЭЖЖ жобасы
бойынша қосарлай
қаржыландыру
Жобалардан тыс
инвестициялар      2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
С-О бойынша
қосарлай
қаржыландыру
ҰЭЖЖ бойынша       3,462  3,545  3,630  3,720  3,809  3,905  3,999
қаржыландыру
шығындары
С-О бойынша        6,100  6,426  6,650  6,802  6,695  6,577  6,452
қаржыландыру
шығындары
Дивиденділер
(үлеспайдалар)
Барлығы            11,717 12,126 12,436 12,677 12,659 12,637 12,606

Таза ақша ағыны     0,159  0,294  0,385  0,277  0,629  0,984  1,298
(ТАА)
Шоғырланған ТАА     5,463  5,757  6,142  6,419  7,048  8,032  9,330
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
                 ! 2016 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022
-------------------------------------------------------------------
     Кірістер
С-О бойынша         2,38   2,38   2,38   2,38   2,38   2,38   2,38
жеткізуден кіріс
С-О-н ескергендегі 30,35  31,13  31,95  32,74  33,92  34,58  35,22
жеткізуден кіріс
Диспетчерлеуден     3,16   3,22   3,29   3,35   3,43   3,70   3,77
түскен кіріс
Негізгі емес      -0,970 -0,822 -0,659 -0,480
қызметтен кіріс/
залал (бағамдық
айырма)

   Инвестициялар
ҰЭЖЖ жобасы
бойынша
инвестициялар
Жобадан тыс
инвестициялар      2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
С-О жобасы
бойынша
инвестициялар

Операциялық
шығыстар
С-О бойынша        1,587  1,578  1,569  1,560  1,552  1,543  1,534
операциялық
шығыстар
С-О ескергендегі  21,733 22,368 22,676 23,335 24,043 24,769 25,522
операциялық
шығыстар

    Пайда
Салық салғанға    10,804 11,167 11,910 12,275 13,298 13,509 13,466
дейінгі пайда
Табыс салығы       3,241  3,350  3,573  3,683  3,989  4,053  4,040
Қаржылық нәтиже    7,563  7,817  8,337  8,593  9,309  9,456  9,426

Ақша қаражатының
құйылымы
Қаржылық нәтиже    7,563  7,817  8,337  8,593  9,309  9,456  9,426
Өтелім             5,745  5,832  5,580  5,656  5,747  5,841  5,938
Бағамдық айырма    0,970  0,822  0,659  0,480
Барлығы           14,278 14,471 14,575 14,729 15,056 15,297 15,364

Ақша қаражатының
жылыстауы
ҰЭЖЖ жобасы
бойынша қосарлай
қаржыландыру
Жобалардан тыс
инвестициялар      2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
С-О бойынша
қосарлай
қаржыландыру
ҰЭЖЖ бойынша
қаржыландыру
шығындары          3,192  3,319  3,454  3,599
С-О бойынша        6,315  6,166  5,693  5,186  4,649  4,188  3,803
қаржыландыру
шығындары
Дивиденділер
(үлеспайдалар)
Барлығы           11,662 11,640 11,301 10,940  6,805  6,343  5,958

Таза ақша ағыны    2,616  2,831  3,274  3,789  8,251  8,954  9,406
(ТАА)
Шоғырланған ТАА   11,947 14,778 18,052 21,840 30,092 39,046 48,451
-------------------------------------------------------------------

      3 сымды орындалуымен

                                                   13.б.-қосымша

    "KEGOC" АҚ-ның қаржылық-шаруашылық қызметінің нәтижесін
   болжау, 2002-2022 жж. Солтүстік-Оңтүстік жобасын ескере
             ақша қаражатының қозғалысын есептеу

                                                        млрд.теңге
-------------------------------------------------------------------
                 ! 2002 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008
-------------------------------------------------------------------
     Кірістер
С-О бойынша                              0,32   0,32   0,32   1,94
жеткізуден кіріс
С-О-н ескергендегі 11,08  13,11  15,62  17,28  18,76  19,80  22,46
жеткізуден кіріс
Диспетчерлеуден     1,58   1,59   1,65   1,69   1,86   1,95   2,05
түскен кіріс
Негізгі емес      -0,009 -0,167 -0,885 -1,151 -1,594 -1,821 -2,017
қызметтен кіріс/
залал (бағамдық
айырма)

   Инвестициялар
ҰЭЖЖ жобасы        5,335 13,072 10,694  2,019
бойынша
инвестициялар
Жобадан тыс
инвестициялар      2,251  1,830  1,778  2,183  2,155  2,155  2,155
С-О жобасы бойынша
инвестициялар             9,173 10,521 11,861 10,416  8,873

Операциялық
шығыстар
С-О бойынша
операциялық               0,506  0,112  0,581  1,031  1,278  1,616
шығыстар
С-О ескергендегі
операциялық       12,532 14,220 15,891 17,383 18,259 18,909 19,579
шығыстар

    Пайда
Салық салғанға     0,117  0,308  0,491  0,436  0,761  1,017  2,910
дейінгі пайда
Табыс салығы              0,092  0,147  0,131  0,228  0,305  0,873
Қаржылық нәтиже    0,117  0,216  0,344  0,306  0,533  0,712  2,037

Ақша қаражатының
құйылымы
Қаржылық нәтиже    0,117  0,216  0,344  0,306  0,533  0,712  2,037
Өтелім             3,612  4,185  5,440  6,523  7,003  7,323  7,539
Бағамдық айырма    0,009  0,167  0,885  1,151  1,594  1,821  2,017
Барлығы            3,738  4,568  6,669  7,979  9,130  9,856 11,593

Ақша қаражатының
жылыстауы
ҰЭЖЖ жобасы        1,210  1,997  1,507  0,764
бойынша қосарлай
қаржыландыру
Жобалардан тыс
инвестициялар      2,251  1,830  1,778  2,183  2,155  2,155  2,155
С-О бойынша
қосарлай
қаржыландыру
ҰЭЖЖ бойынша       0,239  1,004  1,898  3,155  3,180  3,306  3,386
қаржыландыру
шығындары
С-О бойынша               0,539  1,175  1,903  2,572  3,171  6,310
қаржыландыру
шығындары
Дивиденділер       0,012  0,022  0,034  0,031
(үлеспайдалар)
Барлығы            3,711  5,392  6,393  8,036  7,907  8,632 11,851

Таза ақша ағыны    0,027 -0,824  0,276 -0,057  1,222  1,225 -0,258
(ТАА)
Шоғырланған ТАА    2,472  1,648  1,924  1,867  3,089  4,314  4,055
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
                 ! 2009 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
-------------------------------------------------------------------
     Кірістер
С-О бойынша         1,96   2,10   2,21   2,37   2,54   2,64   2,64
жеткізуден кіріс
С-О-н ескергендегі 23,68  24,98  25,94  26,96  28,00  28,97  29,79
жеткізуден кіріс
Диспетчерлеуден     2,15   2,27   2,51   2,60   2,70   2,80   2,91
түскен кіріс
Негізгі емес      -1,932 -1,837 -1,732 -1,617 -1,489 -1,350 -1,197
қызметтен кіріс/
залал (бағамдық
айырма)

   Инвестициялар
ҰЭЖЖ жобасы
бойынша
инвестициялар
Жобадан тыс
инвестициялар      2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
С-О жобасы
бойынша
инвестициялар

Операциялық
шығыстар
С-О бойынша
операциялық
шығыстар           1,605  1,665  1,729  1,719  1,733  1,724  1,714
С-О ескергендегі
операциялық
шығыстар          18,769 19,474 20,103 19,525 20,100 20,659 21,265

    Пайда
Салық салғанға     5,136  5,939  6,614  8,420  9,116  9,762 10,243
дейінгі пайда
Табыс салығы       1,541  1,782  1,984  2,526  2,735  2,929  3,073
Қаржылық нәтиже    3,595  4,157  4,630  5,894  6,381  6,834  7,170

Ақша қаражатының
құйылымы
Қаржылық нәтиже    3,595  4,157  4,630  5,894  6,381  6,834  7,170
Өтелім             6,373  6,447  6,477  5,461  5,550  5,636  5,735
Бағамдық айырма    1,932  1,837  1,732  1,617  1,489  1,350  1,197
Барлығы           11,900 12,442 12,839 12,972 13,421 13,820 14,102

Ақша қаражатының
жылыстауы
ҰЭЖЖ жобасы
бойынша қосарлай
қаржыландыру
Жобалардан тыс
инвестициялар      2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
С-О бойынша
қосарлай
қаржыландыру
ҰЭЖЖ бойынша
қаржыландыру
шығындары          3,462  3,545  3,630  3,720  3,809  3,905  3,999
С-О бойынша        6,647  6,999  7,244  7,411  7,295  7,167  7,030
қаржыландыру
шығындары
Дивиденділер
(үлеспайдалар)
Барлығы           12,264 12,699 13,029 13,287 13,259 13,227 13,184

Таза ақша ағыны   -0,365 -0,257 -0,190 -0,315  0,162  0,593  0,918
(ТАА)
Шоғырланған ТАА    3,691  3,434  3,244  2,928  3,090  3,684  4,601
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
                 ! 2016 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022
-------------------------------------------------------------------
     Кірістер
С-О бойынша        2,64   2,64   2,64   2,64   2,64   2,64   2,64
жеткізуден кіріс
С-О ескергендегі  30,62  31,40  32,22  33,00  34,18  34,84  35,48
жеткізуден кіріс
Диспетчерлеуден    3,16   3,22   3,29   3,35   3,43   3,70   3,77
түскен кіріс
Негізгі емес     -1,029 -0,874 -0,703 -0,517
қызметтен кіріс/
залал (бағамдық
айырма)

   Инвестициялар
ҰЭЖЖ жобасы
бойынша
инвестициялар
Жобадан тыс
инвестициялар     2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
С-О жобасы
бойынша
инвестициялар

Операциялық
шығыстар
С-О бойынша
операциялық       1,704  1,695  1,685  1,676  1,666  1,657  1,648
шығыстар
С-О ескергендегі
операциялық      21,851 22,485 22,792 23,451 24,158 24,883 25,636
шығыстар

    Пайда
Салық салғанға   10,892 11,262 12,013 12,387 13,447 13,658 13,616
дейінгі пайда
Табыс салығы      3,267  3,379  3,604  3,716  4,034  4,098  4,085
Қаржылық нәтиже   7,624  7,883  8,409  8,671  9,413  9,561  9,531

Ақша қаражатының
құйылымы
Қаржылық нәтиже   7,624  7,883  8,409  8,671  9,413  9,561  9,531
Өтелім            5,821  5,908  5,655  5,732  5,823  5,917  6,014
Бағамдық айырма   1,029  0,874  0,703  0,517
Барлығы          14,474 14,665 14,768 14,919 15,236 15,478 15,545

Ақша қаражатының
жылыстауы
ҰЭЖЖ жобасы
бойынша қосарлай
қаржыландыру
Жобалардан тыс
инвестициялар     2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
С-О бойынша
қосарлай
қаржыландыру
ҰЭЖЖ бойынша
қаржыландыру      3,192  3,319  3,454  3,599
шығындары
С-О бойынша
қаржыландыру      6,880  6,718  6,201  5,650  5,069  4,566  4,144
шығындары
Дивиденділер
(үлеспайдалар)
Барлығы          12,228 12,192 11,810 11,404  7,224  6,721  6,299

Таза ақша ағыны   2,246  2,473  2,958  3,515  8,012  8,756  9,246
(ТАА)
Шоғырланған ТАА   6,847  9,320 12,278 15,793 23,805 32,561 41,808
-------------------------------------------------------------------

      4 сымды орындалуымен

                                                 14.а.-қосымша

         "KEGOC" АҚ-ның негізгі қаржылық-экономикалық
                        көрсеткіштері

-------------------------------------------------------------------
Көрсеткіш ! өлшем ! 2002 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008
          !бірлігі!      !      !      !      !      !      !
-------------------------------------------------------------------
Тарифтер
эл/энергия.
сын жеткізу
тарифтері
С-О-ның     теңге/  0,460  0,535  0,610  0,640  0,640  0,640  0,640
жобасынсыз  кВтч
С-О         теңге/  0,460  0,535  0,610  0,640  0,640  0,640  0,640
жобасын     кВтч
ескере
отырып
Диспетчер.  теңге/  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029
леу тарифі  кВтч

Негізгі
қызметтен
кіріс
С-О-ның     млрд.  12,659 14,695 17,267 18,650 20,232 21,363 22,501
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.  12,659 14,695 17,267 18,970 20,614 21,748 24,505
ескере      теңге
отырып

Операциялық
шығындар
С-О-ның     млрд.  12,532 13,714 15,779 16,802 17,227 17,631 17,963
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.  12,532 14,178 15,882 17,341 18,188 18,824 19,462
ескере      теңге
отырып

Қаржылық
нәтиже
С-О-ның     млрд.   0,117  0,570  0,587  0,766  1,498  2,027  2,615
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.   0,117  0,245  0,365  0,357  0,623  0,827  2,188
ескере      теңге
отырып
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
Көрсеткіш !өлшем  ! 2009 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
          !бірлігі!      !      !      !      !      !      !
-------------------------------------------------------------------
Тарифтер
эл/энергия.
сын жеткізу
тарифтері
С-О-ның     теңге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
жобасынсыз  кВтч
С-О жобасын теңге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
ескере      кВтч
отырып
Диспетчер.  теңге/  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029
леу тарифі  кВтч
Негізгі
қызметтен
кіріс
С-О-ның     млрд.  23,800 25,078 26,006 26,950 27,908 28,868 29,792
жобасынсыз  теңге
С-О         млрд.  25,837 27,250 28,450 29,562 30,537 31,507 32,440
жобасын     теңге
ескере
отырып
Операциялық
шығындар
С-О-ның     млрд.  17,164 17,809 18,374 17,805 18,366 18,935 19,551
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.  18,654 19,357 19,984 19,406 19,980 20,540 21,147
ескере      теңге
отырып

қаржылық
нәтиже
С-О-ның     млрд.   4,110  4,584  4,873  5,971  6,293  6,617  6,888
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.   3,743  4,303  4,774  6,035  6,401  6,782  7,114
ескере      теңге
отырып
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
Көрсеткіш !өлшем  ! 2016 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022
          !бірлігі!      !      !      !      !      !      !
-------------------------------------------------------------------
Тарифтер
эл/энергия.
сын жеткізу
тарифтері
С-О-ның     теңге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
жобасынсыз  кВтч
С-О жобасын теңге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
ескере      кВтч
отырып
Диспетчер.  теңге/  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029
леу тарифі  кВтч
Негізгі
қызметтен
кіріс
С-О-ның     млрд.  30,667 31,506 32,385 33,221 34,461 35,182 35,878
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.  33,507 34,356 35,245 36,090 37,341 38,277 38,988
ескере      теңге
отырып
Операциялық
шығындар
С-О-ның     млрд.  20,146 20,790 21,107 21,775 22,491 23,226 23,988
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.  21,733 22,368 22,676 23,335 24,043 24,769 25,522
ескере      теңге
отырып

қаржылық
нәтиже
С-О-ның     млрд.   7,147  7,333  7,783  7,964  8,379  8,369  8,323
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.   7,563  7,817  8,337  8,593  9,309  9,456  9,426
ескере      теңге
отырып
-------------------------------------------------------------------

      3 сымды орындалуымен

                                                 14.б.-қосымша

         "KEGOC" АҚ-ның негізгі қаржылық-экономикалық
                        көрсеткіштері

-------------------------------------------------------------------
Көрсеткіш !өлшем  ! 2002 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008
          !бірлігі!      !      !      !      !      !      !
-------------------------------------------------------------------
Тарифтер
эл/энергия.
сын жеткізу
тарифтері
С-О-ның     теңге/  0,460  0,535  0,610  0,640  0,640  0,640  0,640
жобасынсыз  кВтч
С-О жобасын теңге/  0,460  0,535  0,610  0,640  0,640  0,640  0,640
ескере      кВтч
отырып
диспетчер.  теңге/  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029
леу тарифі  кВтч
Негізгі
қызметтен
кіріс
С-О-ның     млрд.  12,659 14,659 17,267 18,650 20,232 21,363 22,501
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.  12,659 14,659 17,267 18,970 20,614 21,748 24,505
ескере      теңге
отырып
Операциялық
шығындар
С-О-ның     млрд.  12,532 13,714 15,779 16,802 17,227 17,631 17,963
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.  12,532 14,220 15,891 17,383 18,259 18,909 19,579
ескере      теңге
отырып

Қаржылық
нәтиже
С-О-ның     млрд.   0,117  0,570  0,587  0,766  1,498  2,027  2,615
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.   0,117  0,216  0,344  0,306  0,533  0,712  2,037
ескере      теңге
отырып
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
Көрсеткіш ! өлшем ! 2009 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
          !бірлігі!      !      !      !      !      !      !
-------------------------------------------------------------------
Тарифтер
эл/энергия.
сын жеткізу
тарифтері
С-О-ның     теңге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
жобасынсыз  кВтч
С-О жобасын теңге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
ескере      кВтч
отырып
Диспетчер.  теңге/  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029
леу тарифі  кВтч
Негізгі
қызметтен
кіріс
С-О-ның     млрд.  23,800 25,078 26,006 26,950 27,908 28,868 29,792
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.  25,837 27,250 28,450 29,562 30,705 31,771 32,704
ескере      теңге
отырып
Операциялық
шығындар
С-О-ның     млрд.  17,164 17,809 18,374 17,805 18,366 18,935 19,551
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.  18,769 19,474 20,103 19,525 20,100 20,659 21,265
ескере      теңге
отырып

қаржылық
нәтиже
С-О-ның     млрд.   4,110  4,584  4,873  5,971  6,293  6,617  6,888
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.   3,595  4,157  4,630  5,894  6,381  6,834  7,170
ескере      теңге
отырып
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
Көрсеткіш !өлшем  ! 2016 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022
          !бірлігі!      !      !      !      !      !      !
-------------------------------------------------------------------
Тарифтер
эл/энергия.
сын жеткізу
тарифтері
С-О-ның     теңге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
жобасынсыз  кВтч
С-О жобасын теңге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
ескере      кВтч
отырып
Диспетчер.  теңге/  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029
леу тарифі  кВтч
Негізгі
қызметтен
кіріс
С-О-ның     млрд.  30,667 31,506 32,385 33,221 34,461 35,182 35,878
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.  33,771 34,620 35,509 36,354 37,605 38,541 39,252
ескере      теңге
отырып
Операциялық
шығындар
С-О-ның     млрд.  20,146 20,790 21,107 21,775 22,491 23,226 23,988
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.  21,851 22,485 22,792 23,451 24,158 24,883 25,636
ескере      теңге
отырып

Қаржылық
нәтиже
С-О-ның     млрд.   7,147  7,333  7,783  7,964  8,379  8,369  8,323
жобасынсыз  теңге
С-О жобасын млрд.   7,624  7,883  8,409  8,671  9,413  9,561  9,531
ескере      теңге
отырып
-------------------------------------------------------------------

      4 сымды орындалуымен

                                                    15-қосымша

                      Қаржылық нәтиже
                    (қағаз мәтіннен қараңыз)

                                                   16.а.-қосымша

          "KEGOC" АҚ-дағы ақша ағындарының таза
                     келтірілген құны

                                                млрд.теңге
-------------------------------------------------------------------
  Ақша ағыны     ! 2002 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008
-------------------------------------------------------------------
Таза ақша ағыны
(ТАА)
С-О жобасынсыз    0,027  0,034  1,435  1,521  3,435  3,877   4,340
С-О жобасын       0,027 -0,751  0,372  0,087  1,423  1,466   0,237
ескере отырып

шоғырланған ТАА*
С-О жобасынсыз    2,472  2,505  3,940  5,461  8,896 12,773  17,112
С-О жобасын       2,472  1,720  2,092  2,178  3,601  5,067   5,304
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(І=5% кезінде)
С-О жобасынсыз    0,027  0,032  1,301  1,314  2,826  3,038   3,238
С-О жобасын       0,027 -0,715  0,337  0,075  1,170  1,149   0,177
ескере отырып

NPV* (І=5% кезінде)
С-О жобасынсыз    2,472  2,504  3,805  5,119  7,945 10,982  14,221
С-О жобасын       2,472  1,756  2,093  2,168  3,338  4,487   4,664
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(І=7% кезінде)
С-О жобасынсыз    0,027  0,032  1,253  1,241  2,620  2,764   2,892
С-О жобасын       0,027 -0,702  0,325  0,071  1,085  1,045   0,158
ескере отырып

NPV* (І=7%
кезінде)
С-О жобасынсыз    2,472  2,503  3,756  4,998  7,618 10,382  13,274
С-О жобасын       2,472  1,770  2,094  2,165  3,250  4,295   4,453
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(І=9% кезінде)
С-О жобасынсыз    0,027  0,031  1,208  1,174  2,433  2,520   2,588
С-О жобасын       0,027 -0,689  0,313  0,067  1,008  0,953   0,141
ескере отырып

NPV* (І=9%
кезінде)
С-О жобасынсыз    2,472  2,503  3,710  4,884  7,318  9,837  12,425
С-О жобасын       2,472  1,782  2,095  2,162  3,170  4,123   4,264
ескере отырып
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
 Ақша ағыны     ! 2009 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
-------------------------------------------------------------------
Таза ақша ағыны
(ТАА)
С-О жобасынсыз    4,555  4,977  5,160  5,095  5,355  5,598  5,794
С-О жобасын       0,159  0,294  0,385  0,277  0,629  0,984  1,298
ескере отырып

шоғырланған ТАА*
С-О жобасынсыз    21,667 26,644 31,804 36,900 42,255 47,853 53,647
С-О жобасын       5,463  5,757  6,142  6,419  7,048  8,032  9,330
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(І=5% кезінде)
С-О жобасынсыз    3,237  3,368  3,326  3,128  3,131  3,117  3,073
С-О жобасын       0,113  0,199  0,248  0,170  0,368  0,548  0,689
ескере отырып

NPV* (І=5%
кезінде)
С-О жобасынсыз    17,458 20,826 24,153 27,281 30,412 33,529 36,602
С-О жобасын       4,777  4,976  5,224  5,394  5,762  6,310  6,998
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(І=7% кезінде)
С-О жобасынсыз    2,837  2,896  2,807  2,590  2,544  2,486  2,404
С-О жобасын       0,099  0,171  0,209  0,141  0,299  0,437  0,539
ескере отырып

NPV* (І=7%
кезінде)
С-О жобасынсыз    16,111 19,007 21,814 24,404 26,948 29,434 31,838
С-О жобасын       4,552  4,723  4,933  5,073  5,372  5,809  6,348
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(І=9% кезінде)
С-О жобасынсыз    2,492  2,498  2,376  2,152  2,075  1,990  1,890
С-О жобасын       0,087  0,148  0,177  0,117  0,244  0,350  0,424
ескере отырып

NPV* (Ә=9%
кезінде)
С-О жобасынсыз    14,917 17,414 19,790 21,943 24,018 26,008 27,898
С-О жобасын       4,351  4,498  4,676  4,792  5,036  5,386  5,810
ескере отырып
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
  Ақша ағыны     ! 2016 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021  ! 2022
-------------------------------------------------------------------
Таза ақша ағыны
(ТАА)
С-О жобасынсыз    6,856  6,932  6,914  6,935 10,971  11,056  11,107
С-О жобасын       2,616  2,831  3,274  3,789  8,251   8,954   9,406
ескере отырып

шоғырланған ТАА*
С-О жобасынсыз    60,503 67,435 74,349 81,285 92,256 103,312 114,419
С-О жобасын       11,947 14,776 18,052 21,840 30,092  39,046  48,451
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(І=5% кезінде)
С-О жобасынсыз    3,463  3,335  3,167  3,026  4,559   4,375   4,186
С-О жобасын       1,321  1,362  1,500  1,653  3,429   3,543   3,545
ескере отырып

NPV* (І=5% кезінде)
С-О жобасынсыз    40,065 43,399 46,566 49,592 54,151  58,526  62,712
С-О жобасын       8,320  9,681 11,181 12,834 16,263  19,806  23,351
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(І=7% кезінде)
С-О жобасынсыз    2,659  2,513  2,342  2,196  3,246   3,057   2,870
С-О жобасын       1,015  1,026  1,109  1,199  2,441   2,476   2,431
ескере отырып

NPV* (І=7%
кезінде)
С-О жобасынсыз    34,497 37,010 39,352 41,547 44,793  47,850  50,721
С-О жобасын       7,363  8,389  9,498 10,697 13,138  15,614  18,045
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(І=9% кезінде)
С-О жобасынсыз    2,052  1,903  1,741  1,603  2,326   2,150   1,982
С-О жобасын       0,783  0,777  0,825  0,875  1,749   1,741   1,678
ескере отырып

NPV* (І=9%
кезінде)
С-О жобасынсыз    29,950 31,853 33,595 35,197 37,523  39,673  41,655
С-О жобасын       6,593  7,370  8,195  9,070 10,918  12,561  14,239
ескере отырып
-------------------------------------------------------------------

      *2002 жылға ақша қаражатының қалдығын (2,445 млрд.теңге) ескере отырып.

      3 сымды орындалуымен

                                                   16.б.-қосымша

             "KEGOC" АҚ-дағы ақша ағындарының таза
                     келтірілген құны

                                                  млрд.теңге
-------------------------------------------------------------------
    Ақша ағыны   ! 2002 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008
-------------------------------------------------------------------
Таза ақша ағыны
(ТАА)
С-О жобасынсыз    0,027  0,034  1,435  1,521  3,435  3,877   4,340
С-О жобасын       0,027 -0,824  0,276 -0,057  1,222  1,225  -0,258
ескере отырып

шоғырланған ТАА*
С-О жобасынсыз    2,472  2,505  3,940  5,461  8,896 12,773  17,112
С-О жобасын       2,472  1,648  1,924  1,867  3,089  4,314   4,055
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(i=5% кезінде)
С-О жобасынсыз    0,027  0,032  1,301  1,314  2,826  3,038   3,238
С-О жобасын       0,027 -0,785  0,250 -0,049  1,006  0,960  -0,193
ескере отырып

NPV*
(i=5% кезінде)
С-О жобасынсыз    2,472  2,504  3,805  5,119  7,945 10,982  14,221
С-О жобасын       2,472  1,687  1,937  1,888  2,894  3,853   3,661
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(i=7% кезінде)
С-О жобасынсыз    0,027  0,032  1,253  1,241  2,620  2,764   2,892
С-О жобасын       0,027 -0,770  0,241 -0,046  0,933  0,873  -0,172
ескере отырып

NPV*
(i=7% кезінде)
С-О жобасынсыз    2,472  2,503  3,756  4,998  7,618 10,382  13,274
С-О жобасын       2,472  1,702  1,943  1,896  2,829  3,702   3,530
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(i=9% кезінде)
С-О жобасынсыз    0,027  0,031  1,208  1,174  2,433  2,520   2,588
С-О жобасын       0,027 -0,756  0,232 -0,044  0,866  0,796  -0,154
ескере отырып

NPV*
(i=9% кезінде)
С-О жобасынсыз    2,472  2,503  3,710  4,884  7,318  9,837  12,425
С-О жобасын       2,472  1,716  1,948  1,904  2,770  3,566   3,412
ескере отырып
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
   Ақша ағыны    ! 2009 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
-------------------------------------------------------------------
Таза ақша ағыны
(ТАА)
С-О жобасынсыз     4,555  4,977  5,160  5,095  5,355  5,598  5,794
С-О жобасын       -0,365 -0,257 -0,190 -0,315  0,162  0,593  0,918
ескере отырып

шоғырланған ТАА*
С-О жобасынсыз    21,667 26,644 31,804 36,900 42,255 47,853 53,647
С-О жобасын       3,691  3,434  3,244  2,928  3,090  3,684  4,601
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(i=5% кезінде)
С-О жобасынсыз    3,237  3,368  3,326  3,128  3,131  3,117  3,073
С-О жобасын      -0,259 -0,174 -0,122 -0,194  0,095  0,330  0,487
ескере отырып

NPV*
(i=5% кезінде)
С-О жобасынсыз    17,458 20,826 24,153 27,281 30,412 33,529 36,602
С-О жобасын        3,401  3,227  3,105  2,911  3,006  3,336  3,823
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(i=7% кезінде)
С-О жобасынсыз     2,837  2,896  2,807  2,590  2,544  2,486  2,404
С-О жобасын       -0,227 -0,150 -0,103 -0,160  0,077  0,263  0,381
ескере отырып

NPV*
(i=7% кезінде)
С-О жобасынсыз     16,111 19,007 21,814 24,404 26,948 29,434 31,838
С-О жобасын         3,303  3,153  3,050  2,889  2,966  3,230  3,611
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(i=9% кезінде)
С-О жобасынсыз     2,492  2,498  2,376  2,152  2,075  1,990  1,890
С-О жобасын       -0,199 -0,129 -0,087 -0,133  0,063  0,211  0,299
ескере отырып

NPV*
(i=9% кезінде)
С-О жобасынсыз     14,917 17,414 19,790 21,943 24,018 26,008 27,898
С-О жобасын         3,213  3,083  2,996  2,863  2,926  3,136  3,436
ескере отырып
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
   Ақша ағыны   ! 2016 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021  ! 2022
-------------------------------------------------------------------
Таза ақша ағыны
(ТАА)
С-О жобасынсыз    6,856  6,932  6,914  6,935 10,971  11,056  11,107
С-О жобасын       2,246  2,473  2,958  3,515  8,012   8,756   9,246
ескере отырып

шоғырланған ТАА*
С-О жобасынсыз    60,503 67,435 74,349 81,285 92,256 103,312 114,419
С-О жобасын       6,847  9,320 12,278 15,793 23,805  32,561  41,808
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(i=5% кезінде)
С-О жобасынсыз    3,463  3,335  3,167  3,026  4,559   4,375   4,186
С-О жобасын       1,134  1,189  1,355  1,534  3,329   3,465   3,485
ескере отырып

NPV*
(i=5% кезінде)
С-О жобасынсыз    40,065 43,399 46,566 49,592 54,151  58,526  62,712
С-О жобасын        4,957  6,147  7,502  9,036 12,365  15,830  19,315
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(i=7% кезінде)
С-О жобасынсыз    2,659  2,513  2,342  2,196  3,246   3,057   2,870
С-О жобасын       0,871  0,896  1,002  1,113  2,370   2,421   2,389
ескере отырып

NPV*
(i=7% кезінде)
С-О жобасынсыз   34,497 37,010 39,352 41,547 44,793  47,850  50,721
С-О жобасын       4,482  5,378  6,380  7,493  9,863  12,284  14,674
ескере отырып

Дисконттық ТАА
(i=9% кезінде)
С-О жобасынсыз    2,052  1,903  1,741  1,603  2,326   2,150   1,982
С-О жобасын       0,672  0,679  0,745  0,812  1,698   1,703   1,650
ескере отырып

NPV*
(i=9% кезінде)
С-О жобасынсыз   29,950 31,853 33,595 35,197 37,523  39,673  41,655
С-О жобасын       4,108  4,787  5,532  6,344  8,042   9,745  11,395
ескере отырып
-------------------------------------------------------------------

      *2002 жылға ақша қаражатының қалдығын (2,445 млрд.теңге) ескере отырып.

      4 сымды орындалуымен

                                                 17.1.-қосымша

        Дисконттау құны 5% кезіндегі ақша ағындарының
                 таза келтірілген құны (NPV)
                     (қағаз мәтіннен қараңыз)

                                                 17.2.-қосымша

        Дисконттау құны 7% кезіндегі ақша ағындарының
                 таза келтірілген құны (NPV)
                     (қағаз мәтіннен қараңыз)

                                                 17.3.-қосымша

        Дисконттау құны 9% кезіндегі ақша ағындарының
                 таза келтірілген құны (NPV)
                     (қағаз мәтіннен қараңыз)

                                                 18.а.-қосымша

          2003-2022 жж. борыштық коэффициентін есептеу

                                                    млрд.теңге
-------------------------------------------------------------------
                !  2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Салық салуға
дейінгі пайда
С-О жобасынсыз     0,814  0,838  1,094  2,139  2,895  3,735  5,872
С-О жобасын        0,350  0,521  0,510  0,890  1,182  3,126  5,347
ескере отырып

Қаржылық шығындар
С-О жобасынсыз     0,681  1,494  3,106  3,180  3,306  3,386  3,462
С-О жобасын        1,428  2,214  4,175  4,568  4,978  7,658  7,744
ескере отырып

Өтелімдік
аударымдар
С-О жобасынсыз     4,185  5,440  6,180  6,407  6,475  6,464  5,298
С-О жобасын        4,185  5,440  6,500  6,964  7,268  7,463  6,297
ескере отырып

Айналымдық
капиталдың өзгеруі
С-О жобасынсыз     0,034  1,435  1,521  3,435  3,877  4,340  4,555
С-О жобасын       -0,751  0,372  0,087  1,423  1,466  0,237  0,159
ескере отырып

Борышты қызметтеу
сомасы
С-О жобасынсыз     0,681  1,493  3,107  3,179  3,305  3,385  3,461
С-О жобасын        1,427  2,214  4,176  4,567  4,977  7,657  7,743
ескере отырып

Бір жыл ішінде
пайыздар мен
комиссиялықтар
бойынша
С-О жобасынсыз     0,681  1,181  1,393  1,353  1,355  1,304  1,236
С-О жобасын        1,428  1,902  2,462  2,741  3,027  3,025  2,891
ескере отырып

ХЖДБ-нің борышын
қызметтеу
коэффициенті
(1,5-тен кем емес)
С-О жобасынсыз      1,42   1,94   2,60   2,93   3,17   3,40   3,66
С-О жобасын         0,73   1,00   1,37   1,52   1,64   2,24   2,37
ескере отырып

ЕЖДБ-нің борышын
қызметтеу
коэффициенті
(1,3-тен кем емес)
С-О жобасынсыз      8,39   7,79   8,54  11,21  12,21  13,75  15,52
С-О жобасын         3,65   4,49   4,58   5,05   4,92   6,11   6,76
ескере отырып
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
                !  2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016
-------------------------------------------------------------------
Салық салуға
дейінгі пайда
С-О жобасынсыз     6,548  6,962  8,530  8,990  9,453  9,841 10,210
С-О жобасын        6,147  6,820  8,621  9,145  9,689 10,163 10,804
ескере отырып
 
Қаржылық шығындар
С-О жобасынсыз     3,545  3,630  3,720  3,809  3,905  3,999  3,192
С-О жобасын        7,834  7,903  7,972  8,036  8,102  8,165  7,320
ескере отырып
 
Өтелімдік
аударымдар
С-О жобасынсыз     5,372  5,402  4,386  4,475  4,561  4,660  4,745
С-О жобасын        6,372  6,401  5,385  5,474  5,561  5,660  5,745
ескере отырып
 
Айналымдық
капиталдың өзгеруі
С-О жобасынсыз     4,977  5,160  5,095  5,355  5,598  5,794  6,856
С-О жобасын        0,294  0,385  0,277  0,629  0,984  1,298  2,616
ескере отырып

Борышты қызметтеу
сомасы
С-О жобасынсыз     3,545  3,629  3,720  3,807  3,903  3,999  3,191
С-О жобасын        7,834  7,902  7,972  8,034  8,101  8,164  7,319
ескере отырып

Бір жыл ішінде
пайыздар мен
комиссиялықтар
бойынша
С-О жобасынсыз     1,164  1,082  0,992  0,885  0,768  0,638  0,505
С-О жобасын        2,747  2,580  2,400  2,197  1,978  1,741  1,493
ескере отырып
 
ХЖДБ-нің борышын
қызметтеу
коэффициенті
(1,5-тен кем емес)
С-О жобасынсыз      3,87   4,00   4,16   4,32   4,48   4,63   4,54
С-О жобасын         2,49   2,59   2,69   2,77   2,86   2,94   2,92
ескере отырып
 
ЕЖДБ-нің борышын
қызметтеу
коэффициенті
(1,3-тен кем емес)
С-О жобасынсыз      17,56  19,55  21,91  25,58  30,61  38,08  49,55
С-О жобасын         7,52   8,34   9,27  10,60  12,30  14,53  17,73
ескере отырып
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

------------------------------------------------------------
                !  2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022
------------------------------------------------------------
Салық салуға
дейінгі пайда
С-О жобасынсыз     10,476 11,119 11,378 11,970 11,956 11,890
С-О жобасын        11,167 11,910 12,275 13,298 13,509 13,466
ескере отырып
 
Қаржылық шығындар
С-О жобасынсыз     3,319  3,454  3,599
С-О жобасын        7,405  7,493  7,587  3,932  3,870  3,803
ескере отырып
 
Өтелімдік
аударымдар
С-О жобасынсыз     4,833  4,580  4,657  4,748  4,842  4,939
С-О жобасын        5,832  5,580  5,656  5,747  5,841  5,938
ескере отырып
 
Айналымдық
капиталдың өзгеруі
С-О жобасынсыз     6,932  6,914  6,935 10,971 11,056 11,107
С-О жобасын        2,831  3,274  3,789  8,251  8,954  9,406
ескере отырып
 
Борышты қызметтеу
сомасы
С-О жобасынсыз     3,318  3,453  3,597
С-О жобасын        7,404  7,493  7,585  3,932  3,870  3,803
ескере отырып
 
Бір жыл ішінде
пайыздар мен
комиссиялықтар
бойынша
С-О жобасынсыз     0,393  0,264  0,119
С-О жобасын        1,261  1,006  0,728  0,468  0,320  0,164
ескере отырып
 
ХЖДБ-нің борышын
қызметтеу
коэффициенті
(1,5-тен кем емес)
С-О жобасынсыз      4,66   4,79   4,91   4,18   4,20   4,21
С-О жобасын         2,99   3,06   3,13   2,81   2,84   2,84
ескере отырып
 
ЕЖДБ-нің борышын
қызметтеу
коэффициенті
(1,3-тен кем емес)
С-О жобасынсыз      65,12  98,82
С-О жобасын         21,60  28,10  40,27  66,77 100,69
ескере отырып
-------------------------------------------------------------------

      3 сымды орындалуымен

                                                 18.б.-қосымша

          2003-2022 жж. борыштық коэффициентін есептеу

                                                      млрд.теңге
-------------------------------------------------------------------
                !  2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Салық салуға
дейінгі пайда
С-О жобасынсыз     0,814  0,838  1,094  2,139  2,895  3,735  5,872
С-О жобасын        0,308  0,491  0,436  0,761  1,017  2,910  5,136
ескере отырып
 
Қаржылық шығындар
С-О жобасынсыз     0,681  1,494  3,106  3,180  3,306  3,386  3,462
С-О жобасын        1,496  2,280  4,269  4,690  5,127  8,041  8,128
ескере отырып
 
Өтелімдік
аударымдар
С-О жобасынсыз     4,185  5,440  6,180  6,407  6,475  6,464  5,298
С-О жобасын        4,185  5,440  6,523  7,003  7,323  7,539  6,373
ескере отырып
 
Айналымдық
капиталдың өзгеруі
С-О жобасынсыз     0,034  1,435  1,521  3,435  3,877  4,340  4,555
С-О жобасын       -0,824  0,276 -0,057  1,222  1,225 -0,258 -0,365
ескере отырып
 
Борышты қызметтеу
сомасы
С-О жобасынсыз     0,681  1,493  3,107  3,179  3,305  3,385  3,461
С-О жобасын        1,495  2,279  4,270  4,689  5,126  8,040  8,126
ескере отырып
 
Бір жыл ішінде
пайыздар мен
комиссиялықтар
бойынша
С-О жобасынсыз     0,681  1,181  1,393  1,353  1,355  1,304  1,236
С-О жобасын        1,496  1,967  2,555  2,863  3,177  3,179  3,040
ескере отырып
 
ХЖДБ-нің борышын
қызметтеу
коэффициенті
(1,5-тен кем емес)
С-О жобасынсыз     1,42   1,94   2,60   2,93   3,17   3,40   3,66
С-О жобасын        0,70   0,96   1,32   1,46   1,58   2,17   2,30
ескере отырып
 
ЕЖДБ-нің борышын
қызметтеу
коэффициенті
(1,3-тен кем емес)
С-О жобасынсыз     8,39   7,79   8,54  11,21  12,21  13,75  15,52
С-О жобасын        3,45   4,31   4,37   4,78   4,62   5,73   6,34
ескере отырып
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

-------------------------------------------------------------------
                !  2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016
-------------------------------------------------------------------
Салық салуға
дейінгі пайда
С-О жобасынсыз     6,548  6,962  8,530  8,990  9,453  9,841 10,210
С-О жобасын        5,939  6,614  8,420  9,116  9,762 10,243 10,892
ескере отырып
 
Қаржылық шығындар
С-О жобасынсыз     3,545  3,630  3,720  3,809  3,905  3,999  3,192
С-О жобасын        8,218  8,285  8,353  8,414  8,478  8,538  7,690
ескере отырып
 
Өтелімдік
аударымдар
С-О жобасынсыз     5,372  5,402  4,386  4,475  4,561  4,660  4,745
С-О жобасын        6,447  6,477  5,461  5,550  5,636  5,735  5,821
ескере отырып
 
Айналымдық
капиталдың өзгеруі
С-О жобасынсыз     4,977  5,160  5,095  5,355  5,598  5,794  6,856
С-О жобасын       -0,257 -0,190 -0,315  0,162  0,593  0,918  2,246
ескере отырып
 
Борышты қызметтеу
сомасы
С-О жобасынсыз     3,545  3,629  3,720  3,807  3,903  3,999  3,191
С-О жобасын        8,218  8,284  8,353  8,413  8,476  8,537  7,689
ескере отырып
 
Бір жыл ішінде
пайыздар мен
комиссиялықтар
бойынша
С-О жобасынсыз     1,164  1,082  0,992  0,885  0,768  0,638  0,505
С-О жобасын        2,889  2,714  2,526  2,314  2,087  1,839  1,582
ескере отырып
 
ХЖДБ-нің борышын
қызметтеу
коэффициенті
(1,5-тен кем емес)
С-О жобасынсыз      3,87   4,00   4,16   4,32   4,48   4,63   4,54
С-О жобасын         2,41   2,50   2,60   2,70   2,80   2,87   2,86
ескере отырып
 
ЕЖДБ-нің борышын
қызметтеу
коэффициенті
(1,3-тен кем емес)
С-О жобасынсыз     17,56  19,55  21,91  25,58  30,61  38,08  49,55
С-О жобасын         7,04   7,81   8,68  10,04  11,73  13,83  16,84
ескере отырып
-------------------------------------------------------------------

      таблицаның жалғасы

------------------------------------------------------------
                !  2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022
------------------------------------------------------------
Салық салуға
дейінгі пайда
С-О жобасынсыз    10,476 11,119 11,378 11,970 11,956 11,890
С-О жобасын       11,262 12,013 12,387 13,447 13,658 13,616
ескере отырып
 
Қаржылық шығындар
С-О жобасынсыз     3,319  3,454  3,599
С-О жобасын        7,771  7,855  7,944  4,284  4,217  4,144
ескере отырып
 
Өтелімдік
аударымдар
С-О жобасынсыз     4,833  4,580  4,657  4,748  4,842  4,939
С-О жобасын        5,908  5,656  5,732  5,823  5,917  6,014
ескере отырып
 
Айналымдық
капиталдың өзгеруі
С-О жобасынсыз     6,932  6,914  6,935 10,971 11,056 11,107
С-О жобасын        2,473  2,958  3,515  8,012  8,756  9,246
ескере отырып
 
Борышты қызметтеу
сомасы
С-О жобасынсыз     3,318  3,453  3,597
С-О жобасын        7,770  7,854  7,942  4,284  4,217  4,144
ескере отырып
 
Бір жыл ішінде
пайыздар мен
комиссиялықтар
бойынша
С-О жобасынсыз     0,393  0,264  0,119
С-О жобасын        1,339  1,072  0,782  0,510  0,348  0,178
ескере отырып
 
ХЖДБ-нің борышын
қызметтеу
коэффициенті
(1,5-тен кем емес)
С-О жобасынсыз      4,66   4,79   4,91   4,18   4,20   4,21
С-О жобасын         2,92   2,99   3,05   2,76   2,79   2,78
ескере отырып
 
ЕЖДБ-нің борышын
қызметтеу
коэффициенті
(1,3-тен кем емес)
С-О жобасынсыз      65,12  98,82
С-О жобасын         20,47  26,56  37,81  61,95  93,49
ескере отырып
-------------------------------------------------------------------

      4 сымды орындалуымен

О некоторых вопросах акционерного общества "Казахстанская компания по управлению электрическими сетями"

Постановление Правительства Республики Казахстан от 3 февраля 2003 года N 125

      Сноска. В заголовок внесены изменения, в тексте аббревиатура "ОАО" заменена аббревиатурой "АО" - постановлением Правительства РК от 19 сентября 2005 г. N 926 .

      В соответствии с постановлением Правительства Республики Казахстан от 13 ноября 2000 года N 1700 "Об утверждении Плана мероприятий до 2005 года по обеспечению электроэнергетической независимости Республики Казахстан" и Программой Правительства Республики Казахстан на 2002-2004 годы, утвержденной Указом Президента Республики Казахстан от 28 марта 2002 года N 827, Правительство Республики Казахстан постановляет:
      1. Одобрить представленный Министерством энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан технико-экономический анализ строительства второй линии электропередачи 500 кВ транзита Север-Юг.
      2. Министерству энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан совместно с Комитетом государственного имущества и приватизации Министерства финансов Республики Казахстан:
      1) в установленном законодательством порядке разрешить акционерному обществу "Казахстанская компания по управлению электрическими сетями" "KEGOC" (далее - АО "KEGOC") осуществить заимствование кредитных средств на разработку технико-экономического обоснования, проектно-сметной документации и строительство вышеназванной линии электропередачи с фазой из трех проводов общей проектной стоимостью 326000000 (триста двадцать шесть миллионов) долларов США;
      2) обеспечить контроль возвратности кредитов за счет собственных средств АО "KEGOC" в установленные сроки. <*>
      Сноска. В пункт 2 внесены изменения - постановлением Правительства РК от 19 сентября 2005 г. N 926 .
      3. Агентству Республики Казахстан по регулированию естественных монополий и защите конкуренции совместно с Министерством энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан рассмотреть вопрос изменения уровня тарифов на услуги АО "KEGOC" с целью выполнения им обязательств по займам на реализацию проекта строительства второй линии электропередачи 500 кВ транзита Север-Юг при условии, что после каждого этапа строительства АО "KEGOC" предоставит данные о фактическом увеличении объемов передачи электрической энергии по транзиту Север-Юг для принятия решения по условиям и срокам продолжения строительства.
      4. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на Заместителя Премьер-Министра Республики Казахстан Масимова К. К.
      5. Настоящее постановление вступает в силу со дня подписания.

      Премьер-Министр
      Республики Казахстан

KEGOC - Казахстанская компания по управлению электрическими сетями

Строительство второй линии
электропередачи 500 кВ
транзита Север-Юг Казахстан Технико-экономический анализ <*>
 

        Сноска. В тексте аббревиатура "ОАО" заменена аббревиатурой "АО" - постановлением Правительства РК от 19 сентября 2005 г. N 926 .

Введение

      Электроэнергетика - одна из наиболее крупных и капиталоемких отраслей промышленности Республики Казахстан. Вместе с тем, электроэнергетика является одной из основных систем обеспечения жизнедеятельности реального сектора экономики и населения республики, что определяет такие важные приоритеты как электроэнергетическая независимость республики, экономическая эффективность работы отрасли, надежность и бесперебойность электроснабжения потребителей.
      Гарантированное бесперебойное обеспечение потребителей доступными ТЭР, в том числе и электроэнергией, приемлемого качества в нормальных условиях и при чрезвычайных обстоятельствах предполагает энергетическую безопасность страны. Важнейшим компонентом энергобезопасности для Республики Казахстан является энергетическая независимость - способность при потере или снижении внешних поставок обойтись собственными энергоресурсами.
      В последнее время в развитии электроэнергетики Казахстана появился ряд неблагоприятных тенденций, которые необходимо устранять в ближайшие годы: старение основных промышленно-производственных фондов, вызвавшее увеличение количества оборудования, выработавшего расчетный и предельный ресурс, что приводит к заметному повышению затрат на ремонт оборудования; снижение темпов роста установленной мощности электростанций, демонтажа устаревшего оборудования и электросетевого строительства, которые в совокупности привели к снижению качества и надежности электроснабжения.
      Вопрос электроэнергетической независимости и безопасности Казахстана в целом следует рассматривать в увязке трех его основных зон: Северной, Южной и Западной, как в части обеспеченности их генерирующими мощностями, так и наличия надежных, достаточных по пропускной способности электрических сетей.
      Северный Казахстан - промышленно развитый и обеспеченный первичными энергетическими ресурсами регион, имеет достаточное количество электростанций и развитую электрическую сеть, и имеет возможность передавать избытки электроэнергии в Южный Казахстан, по существующему одноцепному транзиту 500 кВ Север-Юг, и в Россию по сети 1150-500 кВ.
      Интенсивное развитие нефтегазодобывающей отрасли в Западном Казахстане привело к росту потребления электроэнергии в регионе, но при недостаточности собственных генерирующих мощностей и слабых электрических связях с другими регионами Казахстана данный регион в настоящее время является дефицитным и вынужден покупать электроэнергию в прилегающих к Казахстану областях России. Вместе с тем, Западный Казахстан обладает значительным потенциалом для быстрого развития собственных генерирующих мощностей, что позволит в ближайшем будущем обеспечить не только электроэнергетическую независимость данного региона, но и создаст серьезный экспортный потенциал электроэнергии.
      Электроэнергетика Южного Казахстана развивалась на собственных гидроресурсах, привозном из Северного Казахстана угле и природном газе, поставляемом из Узбекистана. Все четыре области Южного Казахстана по ВЛ 220-500 кВ объединены с областями Северного Казахстана электрической сетью в Единую электроэнергетическую систему страны. Зависимость от привозных ТЭР и недостаток собственных генерирующих мощностей делали регион Южного Казахстана энергодефицитным. Недостаток электроэнергии в основном восполнялся за счет передачи дешевой электроэнергии от крупных ГРЭС Северного Казахстана, работающих на углях Экибастузского бассейна, по транзиту 500 кВ Север-Юг.
      Однако, в связи с устойчивой тенденцией роста объема электропотребления в южных регионах Казахстана пропускная способность одноцепного транзита 500 кВ Север-Юг полностью исчерпана (600 МВт) и обозначился дефицит электроэнергии в объеме 1100-1300 млн. кВт.ч, в том числе в наиболее напряженный осенне-зимний период - 750-950 млн. кВт.ч. Ситуация осложнилась в результате полного останова (апрель 2000 г. - декабрь 2001 г.) самого крупного энергоисточника на юге - Жамбылской ГРЭС. Причиной вывода электростанции из работы явилась неконкурентоспособность вырабатываемой на ней электроэнергии из-за высокой стоимости топлива, используемого для работы электростанции: природного газа, поставляемого из Узбекистана (45 долл./1000 м 3 ) и отечественного мазута (47 долл./т).
      В этой связи Правительством РК было принято Постановление за N 1649 от 15 декабря 2001 г. "О неотложных мерах по обеспечению стабильного электроснабжения потребителей Южного Казахстана" и выделены дотации государства в размере 200 млн. тенге для запуска и работы Жамбылской ГРЭС в осенне-зимний период 2001-2002 гг.
      В указанный период Жамбылская ГРЭС успешно работала 2-3 блоками и выработала 525 млн. кВт.ч электроэнергии, что благоприятно сказалось на электроснабжении потребителей: рост потребления электроэнергии в Южном Казахстане увеличился за 6 месяцев текущего 2002 года на 7% по сравнению с прошлым годом, а в Жамбылской области - на 15%.
      Однако рост электропотребления и электрических нагрузок в регионе может потребовать включения в работу в осенне-зимний период с каждым годом все большего количества энергоблоков на ЖГРЭС. Но следует отметить, что к 2007-2010 годам в работе могут остаться всего лишь 3 энергоблока, так как блоки 1-3 к этому времени выработают свой парковый ресурс. В связи с этим вопросы обеспечения южного региона Казахстана не могут быть решены только за счет работы Жамбылской ГРЭС.
      Увеличение выработки электроэнергии в осенне-зимний период на ЖГРЭС будет приводить к росту дотаций на топливо. При этом безвозвратные затраты республиканского бюджета только в период до 2005 г. включительно составят более 10 млн. долл. США. В последующее пятилетие указанная сумма возрастет, как минимум, в 1,5 раза.
      Таким образом, можно отметить, что выделение дотационных средств только на приобретение топлива, не решает проблемы электрообеспечения южного региона страны в достаточном количестве дешевой электроэнергией, но приводит к безвозвратным затратам республиканского бюджета.
      Вопрос обеспечения южных регионов дешевой электроэнергией вырабатываемой крупными пылеугольными электростанциями Северного Казахстана можно решить за счет строительства второй цепи 500 кВ транзита Север-Юг. При этом пропускная способность транзита Север-Юг Казахстана возрастет до 1500 МВт.

1. Анализ баланса электроэнергии и мощности Южного
Казахстана и его прогноз до 2015 года

      1.1. Анализ баланса электроэнергии и мощности

      Потребление электроэнергии за десять лет с 1990 г. по 1999 г. в Южном Казахстане снизилось на 67%, производство электроэнергии упало на 57%, при этом дефицит электроэнергии, или зависимость от поставок электроэнергии из других районов в регион, снизился с 10,16 млрд. кВт.ч до 1,79 млрд. кВт.ч. Основная причина такого резкого падения уровня электропотребления связана с практически полным прекращением деятельности предприятий химической промышленности. Начиная с 2000 года, страна преодолела экономический кризис и наметилась тенденция к росту промышленного производства, что не замедлило сказаться на росте потребления электроэнергии, как в целом по республике, так и в регионах. Рост потребления электроэнергии в Южном Казахстане в 2000 г. составил 7,8%, в 2001 г. - 6,7%, ожидаемый рост в 2002 г. - 5,6%. Однако при росте электропотребления производство электроэнергии на электростанциях региона продолжает снижаться. Динамика изменения баланса электроэнергии Южного Казахстана отражена в диаграмме 1.1.1.

      Диаграмма 1.1.1. Динамика изменения баланса электроэнергии Южного Казахстана
(См. бумажный вариант)

      Генерирующие мощности Южного Казахстана представлены гидроэлектростанциями (525 МВт) и тепловыми электростанциями, работающими на угле (852 МВт) и газомазутном топливе (1614 МВт). Самым крупным энергоисточником региона является Жамбылская ГРЭС (1230 МВт).
      Снижение выработки электроэнергии на электростанциях региона связано с нерентабельностью работы газо-мазутных ТЭС из-за роста стоимости природного газа, поставляемого из Узбекистана, и стоимости отечественного мазута, которые привели на энергетическом рынке к неконкурентоспособности производимой на них электроэнергии. При росте потребления и снижении выработки электроэнергии за два прошедших года дефицит Южного Казахстана возрос с 1,79 млрд. кВт.ч до 3,67 млрд. кВт.ч (2000 г.) - 4,53 млрд. кВт.ч (2001 г). Сложившаяся ситуация привела к предельной загрузке существующего транзита 500 кВ Север-Юг, по которому, при пропускной способности 600 МВт, за 2001 год было передано 3,43 млрд. кВт.ч. Недостаток электроэнергии, поставляемой по приемлемым для потребителя ценам, приводит к сдерживанию роста электропотребления в южном регионе республики.
      Включение в работу энергоблоков Жамбылской ГРЭС в будущем будет зависеть от цены электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности Казахстана (которая с течением времени будет, естественно, повышаться), рыночной стоимости газо-мазутного топлива, возможности предоставления дотаций со стороны государства на приобретение топлива и от других факторов.
      Отчетный баланс мощности Южного Казахстана за прошедший с 1990 г. период складывался аналогично балансу электроэнергии с уменьшающимся, а затем возрастающим дефицитом. При снижении максимальной нагрузки в час прохождения зимнего максимума ЕЭС Казахстана с 4195 МВт (1990 г.) до 2056 МВт (2001 г.) дефицит мощности снизился с 1816 МВт (1990 г.) до 512 МВт (1999 г.) и возрос в 2001 г. до 963 МВт. Переток мощности из Центральной Азии снизился с 1735 МВт до 270 МВт, а переток мощности по транзиту Север-Юг увеличился с 81 МВт до 693 МВт за 1990 г. и 2001 г. (диаграмма 1.1.2.)

Диаграмма 1.1.2. Динамика изменения баланса
электрической мощности Южного Казахстана
(См. бумажный вариант)

      1.2. Прогноз потребления электроэнергии

      Прогноз потребления электроэнергии Южного Казахстана (таблица 1.2.1.) разрабатывался на основании индикативных планов развития экономики областей, данных Института экономических исследований Министерства экономики и торговли РК, Концепции социально-экономического развития РК на 2001-2005 гг. и норм удельного расхода электроэнергии на рассматриваемом отрезке времени (год, пятилетие и т.п.) на выпуск того или иного вида продукции промышленного, сельскохозяйственного производства, потребления электроэнергии в сфере услуг (торговля, коммунальное хозяйство и др.) и населением.

Таблица 1.2.1. 

       Структура электропотребления Южного Казахстана

                                                        млн. кВт.ч
-------------------------------------------------------------------
  Отрасли экономики   !2000 г. (отчет)! 2005 г. ! 2010 г. ! 2015 г.
-------------------------------------------------------------------
1. Промышленность          2685          4836      5722      7591
2. Сельское хозяйство       139           200       272       422
3. Строительство          124,5           146       158       171
4. Транспорт и связь        588           607       629       652
5. Сфера услуг             1432          1550      1688      1841
6. Население             2004,5          2131      2264      2500
7. Собственные нужды
энергетики                  658           840       898       898
8. Потери эл. энергии в
сетях                      1860          1939      1959      2020
-------------------------------------------------------------------
Итого потребность
в эл. энергии              9491         12249     13590     16095
-------------------------------------------------------------------

      За счет развития горнодобывающей отрасли промышленности, разработки Амангельдинского газового и Кумкольского нефтегазового месторождений, возобновления деятельности химических предприятий, увеличения переработки нефти на Шымкентском нефтеперерабатывающем заводе, увеличения выпуска машиностроительной продукции, доля промышленности в общем потреблении электроэнергии увеличится с 28% в 2000 г. до 47% в 2015 г., доля электропотребления сельскохозяйственного производства увеличится с 1,5% до 2,6%. Изменение структуры потребления электроэнергии (в процентах) можно проследить по диаграммам 1.2.1. и 1.2.2.

Диаграмма 1.2.1. Структура электропотребления
Южного Казахстана в 2000 г.
(См. бумажный вариант) Диаграмма 1.2.2. Структура электропотребления
Южного Казахстана в 2015 г.
(См. бумажный вариант)

      Анализ прогноза потребления электроэнергии в Южном Казахстане показывает, что в структуре по областям преобладает доля Алматинской области с дальнейшим ее снижением - от 50% в 2000 г. до 38% в 2015 году и одновременным увеличением доли Жамбылской области - с 20% в 2000 г. до 31% в 2015 году. Доли же Кызылординской и Южно-Казахстанской областей в течение всего прогнозного периода остаются постоянными - в пределах 8 и 22% соответственно. Наибольший рост потребления электроэнергии приходится на Жамбылскую область - за 2000-2015 годы он составит 166% против 29% роста электропотребления в Алматинской области, 100% в Кызылординской области и 66% в Южно-Казахстанской области (таблица 1.2.2.).

Таблица 1.2.2. 

           Прогноз электропотребления до 2015 г.
              по областям Южного Казахстана

                                                       млрд. кВт.ч 

-------------------------------------------------------------------
                           !2000 г. (отчет)!2005 г.!2010 г.!2015 г.
-------------------------------------------------------------------
Алматинская область               4,79        5,19   5,51    6,17
Жамбылская область                1,87        3,54   3,95    4,97
Кызылординская область            0,78        0,93   1,26    1,56
Южно-Казахстанская область        2,05        2,59   2,87    3,4
-------------------------------------------------------------------
Всего по Южному Казахстану        9,49       12,25  13,59   16,1
-------------------------------------------------------------------

      1.3. Прогноз баланса

      Баланс электроэнергии основывается на прогнозе будущего потребления электроэнергии и возможном производстве электроэнергии электростанциями региона. Основу баланса мощности составляет расчет максимальной нагрузки региона, необходимого резерва мощности и рабочей мощности электростанций или мощности генерации, участвующей в покрытии максимальной нагрузки.
      Прогноз производства электроэнергии в перспективный период до 2015 г. основывался на наличии генерирующих источников в регионе и их загрузке. При установленной мощности генерирующих источников Южного Казахстана 1761 МВт (без учета мощности ЖГРЭС), располагаемая мощность составляет 1199 МВт, в том числе ГЭС - 335 МВт, ТЭЦ - 864 МВт. В 2001 г. на ГЭС было выработано 1,98 млрд. кВт.ч электроэнергии, на ТЭЦ - 3,58 млрд. кВт.ч., в том числе ТЭЦ на угле - 2,92 млрд. кВт.ч, ТЭЦ на газомазутном топливе - 0,66 млрд. кВт.ч. Число часов загрузки угольных ТЭЦ составило 4500 часов, ТЭЦ на газо-мазутном топливе - 3000 часов. Причиной столь низкой загрузки газо-мазутных электростанций являются высокая стоимость импортного природного газа и отечественного мазута.
      Отсутствие реальных инвесторов ставят под сомнение возможность строительства в ближайшей перспективе новых крупных электростанций, в частности Кербулакской и Майнакской ГЭС в Южном Казахстане, необходимых для снижения дефицита пиковых мощностей в регионе. Реальным пусковым объектом является ГТЭС (50 МВт) на разрабатываемом нефтегазовом месторождении Кумколь к 2005 году.
      В основу расчетов прогнозных балансов электроэнергии и электрической мощности в период до 2015 г. был положен взвешенный подход обновления генерирующих мощностей региона за счет инвестиций, осуществляемых владельцами электростанций. Располагаемая мощность электростанций региона на уровне 2015 г. оценивается в 1811 МВт.
      Особо отметим, что перспективные балансы были спрогнозированы как с учетом возможности участия Жамбылской ГРЭС в покрытии годового максимума нагрузки и производства электроэнергии на ней в осенне-зимний период, так и без нее.
      Прогноз производства электроэнергии на электростанциях рассматриваемого региона приведен в таблице 3, с учетом и без учета работы ЖГРЭС в осенне-зимний период:

Таблица 1.3.1. 

           Прогноз производства электроэнергии
           на электростанциях Южного Казахстана

                                                       млрд. кВт.ч
-------------------------------------------------------------------
                           !2001 г. (отчет)!2005 г.!2010 г.!2015 г.
-------------------------------------------------------------------
Южный Казахстан
Алматинская область              4,51         4,5     4,5     4,5
Жамбылская область               0,1          0,2     0,2     0,2
Кызылординская область           0,11         0,45    0,45    0,45
Южно-Казахстанская область       0,84         0,9     0,9     0,9
-------------------------------------------------------------------
Всего по Южному Казахстану
(с учетом ЖГРЭС)                 5,6          7,75    8,35    8,35
-------------------------------------------------------------------
Всего по Южному Казахстану
(без учета ЖГРЭС)                5,6          6,05    6,05    6,05
-------------------------------------------------------------------

      Баланс составлен исходя из производства электроэнергии в Южном Казахстане с учетом и без учета работы ЖГРЭС, а также с учетом постоянного, вплоть до 2015 года, импорта электроэнергии из Кыргызстана в объеме 1 млрд. кВт.ч в год во время вегетационного периода. В балансе мощности предусмотрен необходимый резерв мощности в размере до 15% от максимальной нагрузки. Рост потребления электроэнергии предусмотрен от 9,49 млрд. кВт.ч в 2000 году до 16,1 млрд. кВт.ч в 2015 году, т.е. в среднем 4,6% в год, в том числе - 5,7% в год за 2000-2005 гг., 2,1% в год за 2006-2010 гг. и 3,8% в год за 2010-2015 гг.
      Составленный с учетом вышеизложенного прогнозный баланс мощности и электроэнергии в Южном Казахстане показывает, что в период за 2005-2015 годы дефицит электроэнергии увеличится: от 3,45 млрд. кВт.ч в 2005 году до 6,75 млрд. кВт.ч в 2015 году при работе ЖГРЭС и от 5,15 млрд. кВт.ч до 9,05 млрд. кВт.ч, соответственно в 2005 и 2015 годах, без работы ЖГРЭС; мощности - соответственно от 800 до 1370 МВт при работе ЖГРЭС и от 1160 до 1900 МВт без работы ЖГРЭС.
      Наличие столь значительных дефицитов электрической энергии и мощности требует уже к 2005 г. принятия кардинальных мер по обеспечению надежного энергоснабжения южных регионов и ликвидации возникающей потенциальной угрозы энергетической безопасности Республики. Решение данной задачи следует осуществить на базе:
      - строительства второй цепи 500 кВ транзита Север-Юг;
      - реконструкции энергоблоков Жамбылской ГРЭС.
      Оценка экономической эффективности запуска в работу энергоблоков ЖРЭС выявила следующее:
      - при сжигании на ЖГРЭС узбекского газа (55 $/1000 м 3 на горелке котла электростанции к 2005 году) себестоимость вырабатываемой электроэнергии составит 2,6 цент/кВт.ч (4,0 тенге/кВт.ч);
      - при сжигании на ЖГРЭС мазута, поставляемого с АО ШНОС (по цене 8650 тенге/тонна), себестоимость электроэнергии составит 2,25 цент/кВт.ч (3,5 тенге/кВт.ч);
      - стоимость электроэнергии, поставляемой в Южный Казахстан от Экибастузских ГРЭС по электропередачи 500 кВ Север-Юг, составляет порядка 1,3 цент/кВт.ч.
      Следовательно, для производства конкурентоспособной электроэнергии на ЖГРЭС потребуются ежегодные государственные дотации в десятки миллионов долларов для обеспечения конкурентоспособных поставок электроэнергии, вырабатываемой данной электростанцией.
      В связи с этим, в ближайшем будущем вопрос обеспечения Южного Казахстана электроэнергией по приемлемым для потребителя ценам будет стоять весьма остро. Данная проблема может быть решена путем дополнительной подачи электроэнергии от крупных пылеугольных электростанций северного Казахстана по транзиту Север-Юг. Это обуславливает необходимость строительства второй ВЛ 500 кВ транзита Север-Юг.
      Говоря о необходимости строительства второй линии 500 кВ транзита Север-Юг, необходимо проанализировать возможность дополнительной выработки электроэнергии на электростанциях Северного Казахстана в рассматриваемый перспективный период для обеспечения полной загрузки этой линии.
      В регионе Северного Казахстана сконцентрировано более 70% суммарной установленной мощности электростанций Казахстана - установленная мощность электростанций Северного Казахстана составляет 13106 МВт, располагаемая мощность - 9768 МВт (данные ЦДУ ЕЭС Казахстана по состоянию на 01.01.2001 г.).
      Однако, высокая степень физического износа основного технологического оборудования обуславливает возможность выбытия в течение 2001-2015 г. значительных величин генерирующих мощностей, полностью выработавших свой ресурс. Указанное требует принятия первоочередных мер по реконструкции энергоблоков наиболее крупной электростанции - ЭГРЭС-1 и вводу третьего блока на ЭГРЭС-2. В противном случае, рост электрических нагрузок приведет к возникновению дефицита электроэнергии в данном регионе уже к 2010 г. Это отчетливо видно на диаграмме 1.3.1., где представлен пессимистический сценарий ситуации выбытия генерирующих мощностей в ОЭС Северного Казахстана (без принятия мер к замещению выбывающих мощностей путем их модернизации и реконструкции).

Прогноз снижения генерирующих мощностей
Северного Казахстана при непринятии мер
по реконструкции крупных ГРЭС и выбытии
их генерирующих мощностей вследствии
полной выработки рабочего ресурса, МВт
(пессимистический вариант) Диаграмма 1.3.1.
(См. бумажный вариант)

      Для сохранения мощного генерирующего потенциала ОЭС Северного Казахстана необходима реабилитация в первую очередь одной из крупнейших электростанций - Экибастузской ГРЭС-1, при этом располагаемая мощность электростанции должна увеличиться с 1630 МВт до 2290 МВт в 2005 году и до 3100 МВт в 2010 году. Полная потребность в инвестициях на реабилитацию энергоблоков составит в период 2001-2005 гг. - 120 млн. долл. США (удельные затраты 180 долл. США за 1 кВт мощности), в период 2006-2010 гг. - 160 млн. долл. США (удельные затраты 200 долл. США за 1 кВт мощности). Предполагается ввод в работу третьего блока 500 МВт на Экибастузской ГРЭС-2 после 2005 года (инвестиции 190 млн. долл. США).
      В рассматриваемый перспективный период предстоит также расширение Акмолинской ТЭЦ-2 (115 МВт) для нужд электро- и теплоснабжения г. Астаны, необходимый объем инвестиций - 21-23 млн. долл. США.
      С учетом изложенных основных позиций по восстановлению энергоблоков ЭГРЭС-1 и ЭГРЭС-2 (с вводом в действие 3-го энергоблока) был составлен взвешенный вариант прогноза баланса мощностей потребления и генерации электроэнергии в ОЭС Северного Казахстана на период до 2015 г. (диаграмма 1.3.2.).

Прогноз изменения мощности электростанций
Северного Казахстана с восстановлением и вводом
новых мощностей и с учетом выдачи мощности на Юг, МВт Диаграмма 1.3.2.
(См. бумажный вариант)

      Диаграмма отражает динамику изменения прогнозного баланса мощностей потребления и генерации Северного Казахстана до 2015 года, при условии реабилитации генерирующих мощностей Экибастузских ГРЭС-1,2. При выполнении этого условия ОЭС Северного Казахстана остается энергоизбыточной, несмотря на достаточно интенсивный рост электрических нагрузок до 2015 г. В этих условиях сооружение второй цепи ВЛ-500 кВ транзита Север-Юг позволит передавать в южные регионы Казахстана до 1300-1400 МВт электрической мощности.
      Таким образом, прогноз развития экономики Южного региона РК на период до 2015 г., в том числе уровня электропотребления, показал, что покрытие роста электропотребления Южного региона, на указанную перспективу требует восстановления ЖГРЭС на базе реконструкции ее энергоблоков и строительство второй линии электропередачи транзита Север-Юг.

2. Обзор прединвестиционного ТЭО проекта Север-Юг,
подготовленного компанией RWE Solutions

      В данном разделе представлен обзор прединвестиционного ТЭО проекта Север-Юг, разработанного компанией RWE Solutions (Германия) совместно с Lahmeyer International (Германия) и Севзапэнергосетьпроект (Россия).

      2.1. Характеристика действующего одноцепного транзита
           500-220 кВ Север-Юг Казахстана

      Существующий транзит Север-Юг Казахстана включает в себя электрические сети напряжение 220-500 кВ, которые проходят по территории пяти областей: Карагандинской (регион Северного Казахстана) и Алматинской, Жамбылской, Кзылординской, Южно-Казахстанской (регион Южного Казахстана).
      Электроснабжение потребителей в зоне действия транзита 220-500 кВ осуществляется путем получения электроэнергии, производимой на собственных региональных электростанциях и передачи электроэнергии от крупных электростанций национального значения: Экибастузских ГРЭС-1,2 и Аксуйской ГРЭС.
      Основное назначение транзита 500 кВ Север-Юг - покрытие дефицита электроэнергии потребителей Южного Казахстана. Протяженность передачи составляет 1500 км. Для существующих линий электропередачи 220-500 кВ Экибастуз - Нура - Агадырь - ЮКГРЭС - Алматы - Бишкек - Жамбыл, по которым осуществляется передача электроэнергии в южные области республики, установлена, с учетом неустойчивой работы энергосистем государств Центральной Азии, пропускная способность 600 МВт и транзит работает с максимальной загрузкой.
      По соотношению пропускной способности и вращающихся "масс" соединяемых энергообъединений существующий транзит Север-Юг является "слабой связью", вследствие чего, имеет следующие недостатки:
      - недостаточная пропускная способность транзита (600 МВт) для режима параллельной работы ЕЭС Казахстана с ЕЭС России и ОЭС Центральной Азии по причине возможных нарушений статической устойчивости из-за аварийных небалансов и неудовлетворительного соблюдения контрактных сальдо-перетоков мощности и электроэнергии энергосистемами ОЭС Центральной Азии;
      - низкая надежность транзита Север-Юг по причине его одноцепного исполнения, в связи, с чем при аварийном отключении любой из ВЛ-500 кВ или при выводе в ремонт (за исключением Л-514 А) происходит прекращение параллельной работы северной и южной частей ЕЭС Казахстана и соответственно поставок электроэнергии в южный регион;
      - сеть 500 кВ достаточно скомпенсирована по реактивной мощности. Однако в примыкающей сети 220 кВ имеет место значительный не скомпенсированный избыток реактивной мощности, что при малых величинах транзитного перетока приводит к высоким уровням напряжения 220 и 500 кВ на подстанциях транзита и сложности ввода в ремонт одного из реакторов 500 кВ на ПС Агадырь, ЮКГРЭС, Алматы с сохранением в работе транзита;
      - недостаточная пропускная способность транзита Север-Юг приводит к необходимости покупки резервов мощности и электроэнергии в энергосистемах ОЭС Центральной Азии из-за отсутствия достаточного резерва генерирующей мощности в Южном Казахстане (ситуация усугубляется остановом Жамбылской ГРЭС ввиду не конкурентоспособности вырабатываемой ею электроэнергии из-за сохранения высоких цен на газо-мазутное топливо);
      - проведение плановых ремонтов сети 500 кВ приводит к необходимости прекращения параллельной работы по транзиту Север-Юг и покупки электроэнергии и мощности потребителями Южного Казахстана в ОЭС Центральной Азии;
      - частая работа противоаварийной автоматики транзита Север-Юг на отключение потребителей (действием САОН) и отключение реакторов 500 кВ, частая оперативная коммутация реакторов 500 кВ для регулирования напряжения.
      Вопрос обеспечения южных регионов республики необходимыми объемами дешевой электроэнергии и достижения энергетической безопасности южных регионов, может быть решен за счет усиления электропередачи 500-220 кВ Север-Юг Казахстана путем сооружения второй цепи 500 кВ.

      2.2. Технические решения усиления транзита Север-Юг
           и их стоимостные показатели

      При разработке прединвестиционного ТЭО рассматривались два варианта усиления транзита Север-Юг Казахстана:
      - Строительство транзита 500 кВ Экибастуз - Агадырь - ЮКГРЭС - Жамбыл (вариант без захода на ПС Шу).
      - Строительство транзита 500 кВ Экибастуз - Агадырь - ЮКГРЭС - Жамбыл. При этом ВЛ-514А (Алматы - Бишкек) разрезается и подключается к ОРУ-500 кВ подстанции (ПС) Шу (вариант с заходом на ПС Шу).
      Кроме того рассматривались два варианта исполнения проектируемых ВЛ:
      - трех проводное исполнение;
      - четырех проводное исполнение.
      Длина проектируемых ВЛ 500 кВ определена следующей:
      - Экибастуз - Агадырь - 508 км;
      - Агадырь - ЮКГРЭС - 385 км;
      - ЮКГРЭС - Жамбыл - 512 км;
      - ЮКГРЭС - Шу - 270 км;
      - Шу - Жамбыл - 280 км.
      Выполненные расчеты по транзиту Север-Юг Казахстана при параллельной работе ЕЭС Казахстана с ЕЭС России и ОЭС Центральной Азии позволили определить величину допустимых перетоков:
      Существующий транзит Север-Юг
      - допустимый переток 750 МВт.
      При строительстве второй линии 500 кВ транзита Север-Юг
      а) в трех проводном исполнении
      - допустимый переток 1250 МВт;
      б) в четырех проводном исполнении
      - допустимый переток 1400 МВт.
      Для дальних линий электропередачи, к которым можно отнести транзит 220-500 кВ Север-Юг Казахстана, характерны проблемы снижения предельной мощности с возрастанием длины (длина транзита более 1000 км), а также трудности с коммутацией реакторов, необходимость глубокого ограничения перенапряжений.
      Управляемые реакторы (УР) изменяют потребляемую реактивную мощность от 0 до 100% номинальной мощности, а также, при необходимости, могут осуществлять многократную параметрическую форсировку (Q р =8-10S ном ) потребляемой мощности, благодаря чему управляемые реакторы обеспечивают глубокий уровень ограничения коммутационных перенапряжений (диаграмма 2.2.1.).

Регулирование напряжения при изменении перетока
мощности вплоть до предельно с помощью ШР Диаграмма 2.2.1.
(См. бумажный вариант)

      Использование управляемых реакторов позволяет существенно улучшить качество регулирования напряжения (напряжения в токах подключения УР остаются на уровне заданных), особенно в точках ПС Агадырь и ПС ЮКГРЭС и при этом полностью отсутствует проблема коммутации нерегулируемых шунтирующих реакторов (ШР). Благодаря УР стало возможным отключение большей части ШР, что привело к повышению предела передаваемой мощности по транзиту Север-Юг, в результате допустимые перетоки мощности при использовании на транзите УР составляют:
      а) в трех проводном исполнении фаз
      - допустимый переток - 1350 МВт, против 1250 МВт при установке неуправляемых реакторов;
      б) в четырех проводном исполнении фаз
      - допустимый переток - 1500 МВт, против 1400 МВт при установке неуправляемых реакторов.

Регулирование напряжения по Агадырь при изменении
перетока мощности вплоть до предельного с помощью УШР
(1 УР по Агадырь, 1 УР по ЮКГРЭС)       Диаграмма 2.2.2.
(См. бумажный вариант)

      Капитальные затраты на сооружение ВЛ-500 кВ определены в двух вариантах. По первому варианту определена стоимость строительства трех одноцепных ВЛ-500 кВ Экибастуз - Агадырь (508 км), Агадырь - ЮКГРЭС (385 км) и ЮКГРЭС - Шу (270 км). Общая протяженность трех ВЛ-500 кВ составляет 1163 км. По второму варианту стоимость строительства ВЛ-500 кВ определена без захода ВЛ на ПС Шу. От ЮКГРЭС линия следует до ПС Жамбыл и протяженность данного участка 512 км. Первые два участка остаются без изменения, общая протяженность ВЛ-500 кВ составляет 1405 км. Для сооружения ВЛ-500 кВ традиционной конструкции в трех и четырех проводном исполнении используются унифицированные и типовые стальные и железобетонные опоры с расстоянием между проводами соседних фаз 12,0 м. Расстояние между проводами фазы в пролете поддерживается: а) для трех проводного исполнения - 400 мм; б) для четырех проводного исполнения - 600 мм. Количество опор на линиях электропередачи определено с учетом климатических зон региона прохождения трасс ВЛ-500 кВ, габарита фазного провода до земли (8 м) и других условий. Количество опор по линиям представлено в таблице 2.2.1.

Таблица 2.2.1. 

   Количество опор по линиям второй цепи транзита Север-Юг

-------------------------------------------------------------------
N  !       ВЛ-500 кВ        !  3-х проводное !   4-х проводное
п/п!                        ! исполнение, шт !   исполнение, шт
-------------------------------------------------------------------
1   Экибастуз-Агадырь              1463               1569
2   Агадырь-ЮКГРЭС                 1106               1185
3   ЮКГРЭС-Жамбыл                  1316               1553
4   ЮКГРЭС-Шу                       736                821
-------------------------------------------------------------------

      Стоимость сооружения ВЛ-500 кВ в трех и четырех проводном исполнении по двум вариантам приведена в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2.  

-------------------------------------------------------------------
                              !  3-х проводн.,  !   4-х проводн.,
     Наименование объекта     !млн. долларов США!млн. долларов США
-------------------------------------------------------------------
ВЛ -500 кВ Экибастуз - Агадырь      104,24             114,66
ВЛ-500 кВ Агадырь - ЮКГРЭС           66,73              73,41
ВЛ-500 кВ ЮКГРЭС - Шу                52,62              59,99
ВЛ-500 кВ ЮКГРЭС - Жамбыл           100,77             121,93
Итого по I варианту (Шу)            223,59             248,06
Итого по II варианту (Жамбыл)       217,74             310,00
-------------------------------------------------------------------

      Новая ВЛ 500 кВ транзита Север-Юг общей протяженностью 1163 км или 1405 км на своем пути подключается к существующим ОРУ 500 кВ действующих электростанций и подстанций 500 и 220 кВ:
      - ОРУ 500 кВ Экибастузской ГРЭС;
      - ОРУ 500 кВ ЮКГРЭС;
      - ПС 500 кВ Агадырь;
      - ПС 220 кВ Шу;
      - ПС 500 кВ Жамбыл.

      Схемы подключения новой ВЛ 500 кВ электропередачи выбраны в соответствии с действующими схемами существующих объектов:
      - на Экибастузской ГРЭС - по "полуторной" схеме с использованием существующих выключателей;
      - на ЮКГРЭС - по "полуторной" схеме;
      - на ПС Агадырь - через два выключателя к существующим системам шин;
      - на ПС 220 кВ Шу схема нового ОРУ 500 кВ - "четырехугольник" для подключения одной новой ВЛ 500 кВ от ЮКГРЭС, двух ВЛ на ПС Алматы и Жамбыл, образованных от разрезания существующей ВЛ 500 кВ "Бишкек - Алматы", и одного автотрансформатора 500/220 кВ для связи с действующей подстанцией 220 кВ;
      - на ПС 500 кВ Жамбыл - схема "треугольника" преобразовывается в схему "четырехугольника".
      Каждый реактор 500 кВ подключается к своей линии через выключатель. Для защиты от перенапряжений предусмотрена установка ограничителей перенапряжений у реакторов и автотрансформатора 500/220 кВ. Для питания устройств релейной защиты в ячейках реакторов 500 кВ предусмотрена установка трансформаторов тока. Выключатели и трансформаторы тока 500 кВ намечено применить с элегазовой изоляцией, трансформаторы напряжения - емкостные на каждой вновь подключаемой линии.
      Расширение действующих ОРУ 500 кВ в связи с подключением ВЛ 500 кВ новой передачи Север-Юг выполняется с учетом использования существующих обще подстанционных сооружений. Необходимость расширения существующих зданий обще подстанционных пунктов управления (ОПУ) должна быть определена при конкретном проектировании объектов.
      Компоновка новых ячеек для подключения ВЛ 500 кВ предусматривается идентичной существующей. При определении требуемого количества оборудования учитывалось наличие его в первоначальной схеме. Вопрос о дополнительной площади под новые ячейки необходимо решить при конкретном проектировании на следующих стадиях. На подстанции 220 кВ Шу требуется место для размещения нового ОРУ 500 кВ и автотрансформатора 500/220 кВ. При выборе его желательно учесть возможность использования существующих обще подстанционных сооружений подстанции 220 кВ. Необходимо проработать вопрос организации на подстанции 500 кВ системы автоматического пожаротушения с помощью воды или газа. На расширяемых подстанциях и ОРУ 500 кВ Экибастузской ГРЭС, ЮКГРЭС, Агадырь и Жамбыл установка реакторов 500 кВ требует проведения реконструкции существующей сети автоматического водяного пожаротушения, либо выполнения новых реакторов с устройствами подключения локальной газовой системы по предотвращению пожара внутри реактора 500 кВ.
      Стоимость строительства расширяемых и нового ОРУ 500 кВ определена с учетом заводских цен оборудования 500 кВ, полученных в 1999-2001 г. для строительства других объектов. Стоимость строительно-монтажных работ принята в процентах от стоимости оборудования в соответствии с "Укрупненными показателями стоимости подстанций" с введением коэффициента, который учитывает, что текущая стоимость строительно-монтажных работ повысилась меньше, чем стоимость высоковольтного оборудования 500 кВ.
      Стоимости строительства подстанций представлены в таблице 2.2.3. и составлены для двух вариантов конструкции ВЛ 500 кВ:

Таблица 2.2.3. 

-------------------------------------------------------------------
                          !     I вариант     !      II вариант
Наименование подстанции  !      с ПС Шу,     !      без ПС Шу,
                          !   тыс. долл. США  !    тыс. долл. США
-------------------------------------------------------------------
Экибастузская ГРЭС                 8707                 8707
ПС Агадырь                        15444                15444
ЮКГРЭС                             9521                 9521
ПС Шу                             15948                   -
ПС Жамбыл                           -                   5621
-------------------------------------------------------------------
Итого                             49620                39293
-------------------------------------------------------------------

      Определение необходимого объема инвестиций в сооружение второй цепи ВЛ 500 кВ Север-Юг выполнено на основании проектно-конструкторских решений отраженных выше.
      Линии электропередачи 500 кВ Экибастуз - Агадырь - ЮКГРЭС - Шу и Экибастуз - Агадырь - ЮКГРЭС - Жамбыл не идентичны друг другу и включают альтернативные решения, поэтому затраты на строительство представлены раздельно по каждому конкретному участку. Затраты на сооружение второй цепи ВЛ 500 кВ транзита Север-Юг для двух вариантов приведены в таблицах 2.2.4. и 2.2.5.

Таблица 2.2.4. 

                       I вариант с ПС Шу

-------------------------------------------------------------------
   Наименование    !             !   Стоимость строительства,
     участков      !Протяженность!       млн. долл. США
     ВЛ 500 кВ     !участков ВЛ, !---------------------------------
                   !км           !3-х проводная ВЛ!4-х проводная ВЛ
-------------------------------------------------------------------
Экибастуз - Агадырь     508            121,26           131,68
Агадырь - ЮКГРЭС        385             77,95            84,63
ЮКГРЭС - Шу             270             74,0             81,37
-------------------------------------------------------------------
Итого                  1163            273,21           297,68
-------------------------------------------------------------------

Таблица 2.2.5.  

                       II вариант без ПС Шу

-------------------------------------------------------------------
   Наименование    !             !   Стоимость строительства,
     участков      !Протяженность!       млн. долл. США
     ВЛ 500 кВ     !участков ВЛ, !---------------------------------
                   !км           !3-х проводная ВЛ!4-х проводная ВЛ
-------------------------------------------------------------------
Экибастуз - Агадырь     508            121,06          131,45
Агадырь - ЮКГРЭС        385             80,44           87,12
ЮКГРЭС - Жамбыл         512            115,58          136,74
-------------------------------------------------------------------
Итого                  1405            317,05          355,31
-------------------------------------------------------------------

      Анализ вариантов усиления электропередачи транзита Север-Юг Казахстана показывает, что наиболее оптимальным вариантом является I вариант с заходом на подстанцию Шу. Строительство данного участка по сравнению с традиционным вариантом сооружения электропередачи ЮКГРЭС - Жамбыл (512 км) позволит значительно сократить длину электропередачи, а, следовательно, существенно сократить суммарный объем инвестиций в сооружение второй цепи транзита.
      Дополнительное решение при строительстве линии 500 кВ на участке ЮКГРЭС - Шу с ОРУ 500 кВ ПС Шу и заходами на ВЛ-500 кВ Алматы - Бишкек имеет следующие положительные стороны:
      - Возможность включения ВЛ 500 кВ ПС Шу - ПС Бишкек в транзит с линией 500 кВ Бишкек - Жамбыл до ПС Жамбыл через перемычку, минуя заход на ПС Бишкек, в случае необходимости создания режима раздельной работы ЕЭС Казахстана с ОЭС Центральной Азии.
      - Повышает надежность работы транзита ЮКГРЭС - Алматы, и частично на участках Алматы - Бишкек и ЮКГРЭС - Бишкек до ПС Шу.
      - Возможность получения дополнительной компенсации реактивной мощности на транзите ЮКГРЭС - Алматы - Бишкек и ЮКГРЭС - Бишкек, с включением одного-двух реакторов на ПС Шу.
      - За счет сокращения протяженности транзита обеспечивает увеличение передачи электроэнергии в южный регион Казахстана на 800 млн. кВт.ч, увеличивая тем самым суммарную пропускную способность транзита Север-Юг.
      - Снижает время вынужденной раздельной работы ЕЭС Казахстана с ОЭС Центральной Азии, в период проведения ремонтной кампании, за счет поочередного вывода в ремонт отдельных линий кольца 500 кВ ЮКГРЭС - Алматы - Шу - ЮКГРЭС без разрыва транзита.
      - Повышает надежность электроснабжения Алматинской области за счет создания кольцевой сети 500 кВ.
      Строительство второй цепи ВЛ-500 кВ транзита Север-Юг позволит:
      - существенно увеличить пропускную способность транзита Север-Юг, решить проблему увеличения поставок в южные регионы Казахстана относительно дешевой электроэнергии пылеугольных Экибастузских ГРЭС и тем самым обеспечит надежность электроснабжения потребителей Юга на среднесрочную перспективу;
      - резко повысить надежность электроснабжения потребителей южного региона Казахстана при аварийных отключениях любого участка существующей и проектируемой линии 500 кВ с возможным отделением ОЭС Центральной Азии от ЕЭС Казахстана;
      - достигнуть энергетической безопасности южного региона Казахстана, резко уменьшив его зависимость от импорта электрической энергии из республик Средней Азии.

      2.3. Оценка экономической эффективности проекта Север-Юг

      Цель экономического анализа прединвестиционного ТЭО - обоснование экономической целесообразности сооружения второй линии электропередачи напряжением 500 кВ, объединяющей северный и южный регионы Республики Казахстан с точки зрения национальной экономики.
      В качестве альтернатив покрытия дефицита электроэнергии и мощности в Южном Казахстане рассматривались:
      1)  Строительство второй линии электропередачи напряжением 500 кВ транзита Север-Юг;
      2)  Строительство электростанций на юге/восстановление Жамбылской ГРЭС.
      Расчеты производились для двух вариантов усиления транзита Север-Юг:
      - ЛЭП Экибастуз-Шу (Жамбыл), традиционной конструкции с фазой из 3-х проводов;
      - ЛЭП Экибастуз-Шу (Жамбыл), традиционной конструкции с фазой из 4-х проводов.
      В финансово-экономической части исследовались 12 сценариев, с измененном следующих параметров:
      1. Цены на нефть (от 15 $ до 30 $ за баррель);
      2. Цены на уголь (от 5 $ до 20 $ за тонну);
      3. Способы пополнения генерирующих мощностей:
      - реконструкция существующих паровых конденсаторных турбин на угле мощностью 500 МВт в Экибастузе с расходами 100 $/кВт и строительство новой комбинированной электростанции на газе/мазуте мощностью 280 МВт в Южном Казахстане стоимостью 700 $/кВт;
      - реконструкция существующих паровых конденсаторных турбин на угле мощностью 500 МВт в Экибастузе с расходами 200 $/кВт и строительство новой комбинированной электростанции на газе/мазуте мощностью 280 МВт в Южном Казахстане стоимостью 700 $/кВт;
      - реконструкция существующих паровых конденсаторных турбин на угле мощностью 500 МВт в Экибастузе с расходами 200 $/кВт и реконструкция электростанции в Жамбыле с расходами 400 $/кВт.
      4. ЛЭП:
      - короткая - Экибастуз-Шу;
      - длинная - Экибастуз-Жамбыл.
      5. Спрос на электричество в Южном Казахстане:
      - базовый сценарий спроса, по которому дефицит мощности на юге к 2015 году составит порядка 1 920 МВт;
      - базовый сценарий минус 10%;
      - базовый сценарий минус 15%.
      В качестве базового сценария был выбран сценарий, предусматривающий строительство короткой линии электропередачи - Экибастуз-Шу, реконструкцию электростанции в Экибастузе с расходами 200 $/кВт и строительство электростанции в Жамбыле стоимостью 700 $/кВт, стоимость нефти принята на уровне 20 $/баррель.
      Стоимость инвестиций принята на уровне 273 млн. долл. - для строительства линии с фазой из 3-х проводов и 298 млн. долл. - для строительства линии с фазой из 4-х проводов.
      Технологический расход электроэнергии (потерь) на линии с фазой из 3-х проводов - 15%, на линии с фазой из 4-х проводов - 13%.
      Сравнение альтернатив производилось на основе расчета Чистой приведенной стоимости издержек по строительству второй линии транзита Север-Юг (строительству/восстановлению электростанции на юге), вводу дополнительных мощностей, выработке и транзиту электроэнергии. Альтернатива с наименьшей Чистой приведенной стоимостью - лучший выбор. Данный метод оценки обычно используется для сравнения альтернативных (конкурирующих или взаимоисключающих) способов получения одного и того же результата. При этом выгоды (доходы) от обеих альтернатив равные.
      Для экономической оценки проекта были приняты следующие основные допущения:
      - государственные субсидии, налоги и другие обязательные платежи в бюджет (трансферты) и прочие подобные факторы не рассматривались; цель данного анализа - оценка целесообразности реализации проекта с точки зрения национальной экономики, поэтому в модель заложены только реальные экономические затраты;
      - инвестиционные расходы на генерирующие мощности и сооружение линий электропередачи приняты по мировым рыночным ценам;
      - постоянные эксплуатационные затраты, с учетом стоимости местной рабочей силы, приняты на уровне 50% от мировых рыночных цен.
      Результат экономического анализа показал, что строительство линии электропередачи Север-Юг экономически оправдано практически во всех рассматриваемых случаях. Наиболее оптимальным вариантом по результатам большинства сценариев является строительство ЛЭП Экибастуз-Шу традиционной конструкций с фазой из 4-х проводов.
      Строительство линии электропередачи Экибастуз-Шу менее выгодно, чем восстановление Жамбылской ГРЭС при одновременном наличии следующих условий:
      - при цене на уголь 20 $ за тонну, на нефть - 15 $ за баррель, расходах на реконструкцию паровых конденсаторных турбин в Экибастузе 100 $/кВт, при базовом уровне спроса на электроэнергию в Южном Казахстане, в традиционном исполнении с фазой из 4-х проводов - при ставках дисконтирования от 0 до 3%, в традиционном исполнении с фазой из 3-х проводов - при ставках дисконтирования от 0 до 9%

      или

      - при цене на уголь 20 $ за тонну, на нефть - 15 $ за баррель, расходах на реконструкцию паровых конденсаторных турбин в Экибастузе 200 $/кВт при любых ставках дисконтирования от 0 до 15%.
      Ввиду того, что дополнительный доход от транзита электроэнергии по длинной линии - Экибастуз-Жамбыл недостаточен для покрытия дополнительных издержек, связанных со строительством линии, данный вариант оценивается только в одном сценарии, при котором цена на нефть принята на уровне 20 $ за баррель, расходы на реконструкцию паровых конденсаторных турбин в Экибастузе - 200 $/кВт, спрос на электроэнергию в Южном Казахстане - на базовом уровне. Результат оценки этого сценария показал, что при ставках дисконтирования 12-15%, строительство линии Экибастуз-Жамбыл с фазой из 3-х проводов становится менее выгодным, чем восстановление Жамбылской ГРЭС.
      По результатам анализа были выявлены следующие основные закономерности :
      - Экономическая целесообразность строительства линии электропередачи Север-Юг возрастает, если:
      - Цена на уголь снижается:
      Стоимость угля      $/тонна        5      10      20
      NPV* север-юг        млн.$       1229    1330    1533
      NPV* эл/ст.юг        млн.$       1628    1628    1628
      разница              млн.$        339     298      95

      - Цена на нефть растет:

      Стоимость нефти     $/баррель      15      20      25
      NPV* север-юг        млн.$       1172    1229    1285
      NPV* эл/ст.юг        млн.$       1442    1628    1815
      разница              млн.$        270     339     530

      - Спрос на электричество в Южном Казахстане увеличивается

      Спрос                Базовый  Базовый-10%  Базовый-15%
      NPV* север-юг        млн.$       1229     879     693
      NPV* эл/ст.юг        млн.$       1628    1187     944
      разница              млн.$        399     308     251

      - При цене на уголь меньше 16 $ за тонну во всех рассматриваемых случаях строительство линии электропередачи 500 кВ транзита Север-Юг экономически более выгодно, чем восстановление электростанции на юге.
      ______________________
      * NPV издержек по базовому сценарию

3. Экономико-финансовый анализ проекта Север-Юг

3.1. Оценка рентабельности проекта Север-Юг

      Оценка производилась для двух вариантов исполнения проектируемой ВЛ - 3-х проводного и 4-х проводного. В расчетах были приняты следующие основные допущения:

      Баланс электроэнергии Южного Казахстана

      Прогнозы потребления и выработки электроэнергии в Южном Казахстане в период с 2002 по 2022 годы (приложения 1.а. и 1.б.) разработаны на основе Концепции социально-экономического развития Республики Казахстан на 2001-2005 гг., данных Института экономических исследований МЭиТ РК, с учетом удельной нормы расходования электроэнергии и размещения производств, и индикативных планов развития областей. После 2022 г. объем передачи электроэнергии по второй линии транзита Север-Юг принят на уровне 3,7125 млрд. кВт.ч (4,125 млрд. кВт.ч), ввиду того, что по прогнозу уже к 2022 г. даже при полной загрузке транзита Север-Юг дефицит электроэнергии Южного Казахстана (необходимая выработка ЖГРЭС) составит 4,2 млрд. кВт.ч (3,4 млрд. кВт.ч).

      Макроэкономические показатели

      Расчеты произведены в долларах США, без учета инфляции и изменения курса национальной валюты.

      Период анализа

      Период анализа - 2002-2054 гг. - 50 лет с момента ввода в эксплуатацию 1-го участка второй линии. Базовый год для расчета финансовых показателей - 2002 г.

      Тариф на передачу электроэнергии

      В период с 2002 по 2005 годы средний тариф на передачу электроэнергии принят на уровне, предусмотренном в Бюджете АО "KEGOC" на 2002 г. и в проекте Плана развития ОАО "KEGOC" на 2003-2005 годы (с учетом реализации Проекта модернизации Национальной электрической сети).
      В период с 2006 по 2054 годы тариф на передачу электроэнергии принят без изменения на уровне тарифа на 2005 год - 0,64 тенге/кВт.ч.
      Для пересчета ставок тарифа в доллары США использовался курс 152,65 тенге (по среднему обменному курсу Национального Банка Республики Казахстан за 6 месяцев 2002 г.).

      Инвестиции

      Общая стоимость строительства второй линии электропередачи напряжением 500 кВ транзита Север-Юг, с учетом непредвиденных расходов, затрат на экспертизу проекта, таможенных пошлин и т.п., составит порядка 273 млн. долларов (298 млн. долларов). Строительство предполагается осуществлять в 3 этапа (приложения 2.а. и 2.б.):
      1. 2003 г. - 1-ое полугодие 2004 г. - строительство участка ЮКГРЭС-Шу. Стоимость - 78,1 млн. долларов (85,5 млн. долларов). Протяженность ВЛ 500 кВ ЮКГРЭС-Шу - 270 км. Подстанции: ПС 500 кВ ЮКГРЭС и ПС 220 кВ Шу.
      2. 2-ое полугодие 2004 г. - 1-ое полугодие 2006 г. - строительство участка Экибастуз-Агадырь. Стоимость - 128,4 млн. долларов (138,8 млн. долларов). Протяженность ВЛ 500 кВ Агадырь-ЮКГРЭС - 508 км. Подстанции: ПС 1150 кВ Экибастузская и ПС 500 кВ Агадырь.
      3. 2-ое полугодие 2006 г. - 2007 г. - строительство участка Агадырь-ЮКГРЭС. Стоимость - 66,7 млн. долларов (73,4 млн. долларов). Протяженность ВЛ 500 кВ Агадырь-ЮКГРЭС - 385 км.
      Ввод первого участка - ЮКГРЭС-Шу в 2005 году позволит увеличить переток мощности по действующему транзиту - по сечению Агадырь-ЮКГРЭС, на 100 МВт (0,5 млрд. кВт.ч). Дополнительный доход от передачи электроэнергии при запланированном уровне тарифа - 2,096 млн. долларов.
      Ввод участка Экибастуз-Агадырь запланирован на второе полугодие 2006 года.
      Последний участок - Агадырь-ЮКГРЭС, планируется ввести в эксплуатацию в начале 2008 года. Максимальная пропускная способность всей линии - 3,7125 млрд. кВт.ч (4,125 млрд. кВт.ч), соответственно максимальный доход от передачи электроэнергии при заданном уровне тарифа - 15,565 млн. долларов (17,294 млн. долларов).
      Кроме того, ввиду того, что срок эксплуатации подстанций составляет примерно 25 лет, в расчетах учтены инвестиции на строительство новых подстанций:
      - 9,52 млн. долларов на строительство ПС 500 кВ ЮКГРЭС в 2028 г.;
      - 15,95 млн. долларов на строительство ПС 220 кВ Шу в 2028 г.;
      - 8,71 млн. долларов на строительство ПС 1150 кВ Экибастузская в 2030 г.;
      - 15,44 млн. долларов на строительство ПС 500 кВ Агадырь в 2030 г.

      Расходы

      Для расчета себестоимости передачи электроэнергии по проектируемой линии необходимо определить производственные издержки на амортизацию и обслуживание линии. Ожидаемые ежегодные отчисления на капитальный ремонт, техническое обслуживание и амортизацию ЛЭП и ПС приведены в приложениях 3.а. и 3.б.
      В настоящее время амортизационные отчисления, согласно приказу N 332 от 28.06.2000 г. Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий, защите конкуренции и поддержке малого бизнеса, должны включать в себя только реновационную составляющую, которую для объектов с длительным сроком эксплуатации следует определять по методу равномерного списания стоимости. Срок эксплуатации ЛЭП, принятый в расчетах - 50 лет, срок эксплуатации подстанций - 25 лет. Это соответствует значениям реновационных отчислений: для ЛЭП - 2%, для подстанций - 4%.
      Отчисления на капитальный ремонт и обслуживание линии, включая затраты на текущий ремонт, фонд заработной платы и общесистемные расходы, рассчитаны на базе фактических затрат по действующим линиям. При этом, исходя из сложившейся практики, планируется, что в первые 5 лет после ввода объектов в эксплуатацию капитальный ремонт производиться не будет.
      Кроме того, в расходной части учитывается выплата налога на имущество в размере 1% от остаточной стоимости линий и подстанций.

      Оценка рентабельности проекта

      Сумма чистых денежных потоков до 2054 г. в варианте с 3-х проводным исполнением ВЛ составила 180,8 млн. долларов (приложение 4.а.), в варианте с 4-х проводным исполнением ВЛ -
207,1 млн. долларов (приложение 4.б.).
      Срок окупаемости проекта или период, в течение которого совокупные прогнозируемые потоки денежных средств покрывают первоначальные инвестиции, - 36 лет (35 лет) .
      Также для оценки рентабельности проекта была рассчитана внутренняя норма рентабельности (IRR) или ставка дисконтирования, при которой чистая приведенная стоимость проекта приближается к нулевому значению (более подробно метод расчета чистой приведенной стоимости описывается в разделе "Оценка влияния реализации проекта на финансово-экономические показатели АО "KEGOC").
      Внутренняя норма рентабельности (IRR) проекта в 3-х проводном исполнении при заданном уровне тарифа составила порядка 2,04% , в 4-х проводном исполнении - 2,1%. При ставке дисконтирования 2,04% (2,1%) Чистая приведенная стоимость проекта положительна - 226 тыс. долларов (361 тыс. долларов), при ставке дисконтирования выше 2,04% (2,1%) - отрицательна.
      Низкая рентабельность и длительный срок окупаемости характерны для инфраструктурных проектов. Также следует обратить внимание на то, что ввиду сложности оценки в расчетах не учитывались такие положительные эффекты, как сокращение количества аварийных отключений потребителей Южного Казахстана, как за счет снижения зависимости от импорта электроэнергии из Центральной Азии, так и за счет увеличения надежности и возможности бесперебойной работы (в случае необходимости проведения ремонтов отдельных узлов/реакторов) транзита Север-Юг.

      Норма рентабельности проекта

      Для оценки эффективности инвестиционных вложений использовался также метод сравнения нормы рентабельности проекта и активов АО "KEGOC".
      В соответствии с этим методом для вычисления нормы рентабельности проекта необходимо разделить среднюю прогнозируемую прибыль от проекта за вычетом амортизации и налогов на среднюю стоимость инвестиций.
      Данный метод оценки имеет следующий недостаток: поскольку он отражает только среднюю прибыль в расчете на балансовую стоимость инвестиций, то не учитывается тот факт, что немедленные поступления имеют большую стоимость, чем будущие. Для учета этого недостатка можно использовать дисконтированную стоимость необходимых инвестиций и ожидаемой прибыли по проекту (приложения 5.а. и 5.б.):
      При 3-х проводном исполнении проектируемой линии:
      - при ставке дисконтирования 5% средняя прибыль по проекту составит 1,329 млн. долларов, средняя стоимость инвестиций - 4,82 млн. долларов, норма рентабельности проекта - 27,6%;
      - при ставке дисконтирования 7% средняя прибыль по проекту составит 0,847 млн. долларов, средняя стоимость инвестиций - 4,481 млн. долларов, норма рентабельности проекта - 18,9%;
      - при ставке дисконтирования 9% средняя прибыль по проекту составит 0,563 млн. долларов, средняя стоимость инвестиций - 4,203 млн. долларов, норма рентабельности проекта - 13,4%.
      При 4-х проводном исполнении проектируемой линии:
      - при ставке дисконтирования 5% средняя прибыль по проекту составит 1,466 млн. долларов, средняя стоимость инвестиций - 5,228 млн. долларов, норма рентабельности проекта - 28,0%;
      - при ставке дисконтирования 7% средняя прибыль по проекту составит 0,916 млн. долларов, средняя стоимость инвестиций - 4,868 млн. долларов, норма рентабельности проекта - 18,8%;
      - при ставке дисконтирования 9% средняя прибыль по проекту составит 0,595 млн. долларов, средняя стоимость инвестиций - 4,57 млн. долларов, норма рентабельности проекта - 13,0%.
      Для сравнения, норма рентабельности активов Компании, рассчитанная как отношение валового дохода (2 307,4 млн. тенге) к общей стоимости активов АО "KEGOC" в 2001 г. (72 842,9 млн. тенге), равна 3,2%.

3.2. Анализ схем финансирования

      Для анализа были выбраны следующие возможные схемы финансирования строительства второй линии электропередачи напряжением 500 кВ транзита Север-Юг:
      - Схема 1: 75% стоимости капиталовложений - кредит МФО (МБРР или ЕБРР), 25% - кредит из местных источников (например, кредит Банка Развития Казахстана);
      - Схема 2: 23% стоимости капиталовложений - экспортный кредит европейского коммерческого банка, 37% - коммерческий кредит европейского банка, 40% - кредит из местных источников (например, кредит Банка Развития Казахстана);
      - Схема 3: 67% стоимости капиталовложений - эмиссия Евробондов, 33% - кредит из местных источников (например, кредит Банка Развития Казахстана).
      Расчеты произведены для 4-х проводного исполнения проектируемой линии электропередачи.

      Схема 1 (приложения 6.1.-6.3.)

      По данной схеме АО "KEGOC" будет рассматриваться возможность финансирования проекта из средств кредита МБРР или ЕБРР.

      Европейский Банк Реконструкции и Развития, после переговоров с руководством АО "KEGOC" и рассмотрения прединвестиционного ТЭО и других материалов представленных по проекту, в ходе которого было получено одобрение концепции проекта (concept clearance), выразил готовность профинансировать строительство первого участка линии - ЮКГРЭС-Шу. На основе полученных предварительных данных сумма кредита определена в размере 50 млн. долларов, но, вероятно, будет пересматриваться в сторону увеличения при дальнейшей оценке проекта и на переговорах. Условия финансирования будут обсуждаться после проведения ЕБРР детальной оценки проекта.
      ЕБРР предлагает долгосрочное финансирование проекта как на основе государственной гарантии, так и без получения АО "KEGOC" такой гарантии. Рассматривается также возможность синдицирования кредита, при такой схеме ЕБРР выступает официальным кредитором повсему кредиту, а коммерческие банки, участвующие в финансировании проекта, пользуются статусом ЕБРР как привилегированного кредитора: они не могут стать объектом моратория или ограничений на конвертацию средств или на перевод средств за границу, на них не распространяются требования к резервированию кредитуемых ресурсов под страновой риск, кредиты по линии ЕБРР не включаются в схемы общей реструктуризации внешнего долга страны в СКВ. К участию в синдицировании кредитов не допускаются местные банки и ЭКА (экспортно-кредитные агентства).
      ЕБРР может выступить и как параллельный кредитор . При такой схеме финансирования каждый кредитор/группа кредиторов заключает прямой договор с АО "KEGOC", коммерческие банки, участвующие в финансировании проекта, не защищены статусом ЕБРР как привилегированного кредитора. В финансировании могут участвовать как зарубежные, так и местные банки, а также международные финансовые институты, такие как МФК (Международная финансовая корпорация).
      С Международным Банком Реконструкции и Развития также были проведены успешные переговоры по прединвестиционному ТЭО строительства второй линии электропередачи Север-Юг. МБРР выразил необходимость дальнейшего обсуждения проекта с Правительством РК и АО "KEGOC" и готовность оказания содействия в финансировании проекта.
      Для проведения расчетов были приняты следующие допущения по условиям финансирования по схеме 1:
      Кредит МФО (МБРР или ЕБРР)
      Сумма кредита: 223 млн.долл. США (75% стоимости капвложений);
      Ставка вознаграждения по кредиту: 4,5% в год;
      Срок выплаты основного долга: 15 лет;
      Льготный период: 5 лет;
      Единовременная выплата по кредиту: 1%;
      Комиссия за неиспользованный баланс кредита: 0,5% в год.
      Кредит из местных источников
      Сумма кредита: 75 млн.долл. США (25% стоимости капвложений);
      Ставка вознаграждения по кредиту: 10% в год;
      Срок выплаты основного долга: 10 лет;
      Льготный период: 5 лет с момента получения каждого транша (всего 5 траншей);
      Экспертиза проекта: 0,05% (единовременная выплата).

      Схема 2 (приложения 7.1.-7.4.)

      Данная схема финансирования была предложена АО "KEGOC" компанией RWE Solutions AG для финансирования строительства 1-го участка - линии электропередачи ЮКГРЭС-Шу. Сумма кредита была определена в 60 млн. евро, однако для сравнения с другими схемами финансирования расчеты были сделаны на покрытие полной стоимости всего проекта с сохранением процентной доли каждого элемента схемы.
      Основные элементы схемы финансирования 2:
      - Экспортный кредит европейского коммерческого банка (такого как Bankgesellschaft Berlin AG) под покрытие Экспортного Кредитного Агентства (Гермес, ОеКВ, др.);
      - Коммерческий кредит европейского банка (например, Bankgesellschaft Berlin AG) под покрытие частного агентства по страхованию рисков;
      - Кредит из местных источников (например, кредит Банка Развития Казахстана).

      Экспортный кредит европейского коммерческого банка под покрытие экспортного кредитного агентства:

      Сумма кредита: 68,5 млн.долл. США (23% стоимости капвложений);
      Ставка вознаграждения по кредиту: 4,5% в год;
      Срок выплаты основного долга: 10 лет;
      Льготный период: 5 лет (период строительства);
      Управленческое и организационное вознаграждения: 0,5% (единовременная выплата);
      Комиссия за неиспользованный баланс кредита: 0,25% в год;
      Премия за гарантию Экспортного Кредитного Агентства: 9%.

      Коммерческий кредит европейского коммерческого банка под покрытие частного агентства по страхованию рисков:

      Сумма кредита: 110,1 млн.долл. США (37% стоимости капвложений);
      Ставка вознаграждения по кредиту: 7,5% в год;
      Срок выплаты основного долга: 2 года;
      Льготный период: 5 лет (период строительства);
      Управленческое и организационное вознаграждения: 0,5% (единовременная выплата);
      Комиссия за неиспользованный баланс кредита: 0,25% в год;
      Премия за страхование кредита: 7%.

      Кредит из местных источников

      Сумма кредита: 119,1 млн.долл. США (40% стоимости капвложений);
      Ставка вознаграждения по кредиту: 10% в год;
      Срок выплаты основного долга: 10 лет;
      Льготный период: 5 лет с момента получения каждого транша (всего 5 траншей);
      Экспертиза проекта: 0,05% (единовременная выплата).

      Схема 3 (приложения 8.1.-8.3.)

      АО "KEGOC" получены предложения от инвестиционного банка JP Morgan и британского банка HSBC по оказанию услуг лид-менеджера (ведущего менеджера) по выпуску Еврооблигаций.
      JP Morgan является одним из крупнейших американских банков. JP Morgan традиционно занимает активные позиции на развивающихся рынках. На рынке трейдеров облигаций развивающихся рынков доля JP Morgan составляет 34%.

      По предварительной оценке JP Morgan (представленной в октябре 2001 года) стоимость Еврооблигационного займа для АО "KEGOC" составит:
-------------------------------------------------------------------
Вид Евробондов   !       Reg. S           !   Reg. S /144 А
-------------------------------------------------------------------
Валюта           !        Евро            !         $
-------------------------------------------------------------------
Срок займа (лет) !     3      !     5     !     3      !     5
-------------------------------------------------------------------
Сумма займа                          150 - 200 млн.
-------------------------------------------------------------------
Доходность
базисных ЦБ (%)       3,656      3,982       3,161       3,868
-------------------------------------------------------------------
Спрэд (bps)          448-468     487-507     500-520     530-550
-------------------------------------------------------------------
Доходность (%)    8,136-8,336  8,852-9,052  8,161-8,361 9,168-9,368
-------------------------------------------------------------------
Индикативный
купон (%)         8,125-8,250   8,75-9,00   8,125-8,25  9,125-9,25
-------------------------------------------------------------------
Вознаграждение
лид-менеджеру
(bps)                 62,5          75         62,5          75
-------------------------------------------------------------------
Расходы              660000       660000      600000       600000
-------------------------------------------------------------------
Вознаграждение +
расходы в              41           30          40           29
в среднем за год
(bps)
-------------------------------------------------------------------
All-in-cost (%)   8,546-8,746  9,152-9,352  8,561-8,761 9,578-9,778
-------------------------------------------------------------------
Общий спрэд (bps)   489-509      517-537      540-560      559-579
-------------------------------------------------------------------

      HSBC определяет стоимость Еврооблигационного займа для АО "KEGOC" с привязкой к стоимости сопоставимого займа компании KazTransOil:

-------------------------------------------------------------------
Срок займа            !        3 года        !        5 лет
-------------------------------------------------------------------
Индикативный купон         8,625 - 8,75%          9,75 - 9,875%
-------------------------------------------------------------------
Ценовая база (pricing
benchmark)               UST 6,50% Май - 05    UST 4,375% Май - 07
-------------------------------------------------------------------
Спрэд (re-offer spread
vs benchmark)             + 530 - 540 bps        + 580 - 590 bps
-------------------------------------------------------------------
Спрэд (re-offer spread
vs US$ Libor)             + 482 - 492 bps        + 528 - 538 bps
-------------------------------------------------------------------
Доходность для
инвестора                  8,64 - 8,74%            9,83 - 9,93%
-------------------------------------------------------------------
Вознаграждение лид-
менеджеру                     0,50%                    0,60%
-------------------------------------------------------------------
Общая доходность для
"KEGOC"                    8,83-8,935%              9,99-10,09%
-------------------------------------------------------------------
Общий спрэд (All-in
Spread vs benchmark)      + 549 - 559 bps        + 596 - 606 bps
-------------------------------------------------------------------
Общий спрэд (All-in
Spread vs US$ Libor)      + 501 - 511 bps        + 544 - 554 bps
-------------------------------------------------------------------

      Одним из определяющих факторов успешного размещения Евробондов является кредитный рейтинг Компании. Кредитный рейтинг АО "KEGOC" присвоен основными рейтинговыми агентствами мира: Moody's - "В1" в феврале 1999 года и Standard & Poor's (S&P) - "ВВ прогноз стабильный" в мае 2001 года. В настоящее время Компанией рассматривается возможность повышения кредитного рейтинга по шкале агентства Standard & Poor's. Это обусловлено улучшением финансовых показателей АО "KEGOC" в 2001 году. Существует зависимость между рейтингом и доходностью ценных бумаг. Так, в соответствии с градацией Standard & Poor's, при настоящем рейтинге на уровне "ВВ", АО "KEGOC" может рассчитывать на доходность на уровне от 10,62% до 9,89%. В случае повышения рейтинга до "ВВ+", ценные бумаги Компании могут быть размещены с доходностью от 8,21% до 8,12%.
      Для проведения расчетов были приняты следующие допущения по условиям финансирования по схеме 3:
      Выпуск Евробондов
      Сумма займа: 200 млн.долл. США (67% стоимости капвложений);
      Индикативный купон: 9,25% в год;
      Вознаграждение лид-менеджеру: 0,75%;
      Расходы, связанные с выпуском Евробондов: 600 тыс. долларов;
      Срок погашения: 5 лет.
      Кредит из местных источников
      Сумма кредита: 97,68 млн.долл. США (33% стоимости капвложений);
      Ставка вознаграждения по кредиту: 10% в год;
      Срок выплаты основного долга: 10 лет;
      Льготный период: 5 лет с момента получения каждого транша (всего 2 транша);
      Экспертиза проекта: 0,05% (единовременная выплата).
      Расчеты показали следующее распределение денежных потоков в течение анализируемого периода - 2003-2022 гг. (приложение 9):
      В период с 2003 по 2007 гг. выплата денежных средств по всем трем схемам финансирования происходит относительно равномерно.
      В 2008 г. происходит резкий скачок расходования денежных средств:
      - по схеме финансирования 3, ввиду наступления срока погашения основной суммы займа по Евробондам двумя траншами по 100 млн.долл. США;
      - по схеме финансирования 2: в 2008 году начинается выплата основного долга по всем 3-м кредитам данной схемы; возврат коммерческого кредита европейского банка предусматривается 4-мя равными полугодовыми траншами по окончании строительства линии, соответственно сумма выплат по этому кредиту в 2008 году составит порядка 63,3 млн. долл. США, в 2009 году - 59,2 млн. долл. США.
      С 2010 г., после погашения коммерческого кредита европейского банка (37% стоимости капвложений) выплаты по схеме финансирования 2 значительно снижаются. Выплаты по схеме финансирования 3 с 2010 по 2021 гг. связаны только с обслуживанием кредита из местных источников. Соответственно, в период с 2010 по 2021 гг. расходы, связанные с погашением долга и выплатой вознаграждения по схемам 2 и 3 ниже расходов по схеме финансирования 1.

      Общая сумма расходования денежных средств по проекту, связанных с получением и обслуживанием займа, без учета выплаты основной суммы займа
      (приложение 10) в период с 2003 по 2022 гг. составила:
      1) по схеме финансирования 1 - 193,76 млн. долл. США;
      2) по схеме финансирования 2 - 204,84 млн. долл. США;
      3) по схеме финансирования 3 - 214,96 млн. долл. США.
      Стоимость 1 доллара заемных средств составила:
      1) по схеме финансирования 1 - 0,65 долл. США;
      2) по схеме финансирования 2 - 0,69 долл. США;
      3) по схеме финансирования 3 - 0,72 долл. США.
      All-in-cost (ставка вознаграждения с учетом расходов, связанных с получением займа, комиссий, премий, др. единовременных выплат) сложилась на уровне:
      1) по схеме финансирования 1 - 6,97%;
      2) по схеме финансирования 2 - 11,26%;
      3) по схеме финансирования 3 - 11,97%.
      Заключение:
      Финансирование проекта по схеме финансирования 1 - из средств кредита МФО (75% стоимости проекта) и кредита из местных источников (25%), является наиболее выгодным как по распределению, так и по величине затрат, связанных с выпуском и обслуживанием займа ввиду низкой ставки вознаграждения по кредиту, длительного срока погашения и небольшой стоимости получения кредита.

3.3. Оценка влияния реализации проекта
на финансово-экономические показатели АО "KEGOC"

      В данной части анализа рассматривается влияние реализации проекта на финансово-экономические показатели Компании. Расчет показателей произведен по 2 сценариям:
      сценарий 1 - без учета проекта Север-Юг
      сценарий 2-е учетом проекта Север-Юг для двух вариантов исполнения проектируемой ВЛ без изменения среднего тарифа на передачу электроэнергии.

      Макроэкономические показатели

      1. Прогнозы потребления и выработки электроэнергии в Республике Казахстан в период с 2002 по 2022 годы, включая Южный регион с учетом работы ЖГРЭС, разработаны на основе Концепции социально-экономического развития Республики Казахстан на 2001-2005 гг., данных Института экономических исследований МЭиТ РК, с учетом удельной нормы расходования электроэнергии и размещения производств, и индикативных планов развития экономики областей.
      2. В период с 2002 по 2005 годы обменные курсы доллара США к тенге, индекс потребительских цен приняты в соответствии с данными Министерства экономики и торговли РК, используемыми для индикативного планирования (приложение 11).
      3. В период с 2006 по 2022 годы темпы роста показателей приняты на следующем уровне:
      - обменный курс доллара - 3% в год
      - индекс потребительских цен - 4% в год

      Тарифы на услуги Компании

      В период с 2002 по 2005 годы тарифы на услуги Компании приняты на уровне, предусмотренном в Бюджете АО "KEGOC" на 2002 г. и в проекте Плана развития АО "KEGOC" на 2003-2005 годы (с учетом реализации Проекта модернизации Национальной электрической сети):

                                                       тенге/кВтч
-------------------------------------------------------------------
       Годы       !   2002    !   2003   !    2004    !    2005
-------------------------------------------------------------------
Средний тариф
на передачу           0,46       0,535        0,61         0,64
электроэнергии
Тариф на услуги по    0,029      0,029        0,029        0,029
диспетчеризации
-------------------------------------------------------------------

      В период с 2006 по 2022 годы тариф на передачу электроэнергии принят на уровне, предусмотренном в Плане развития Компании на 2005 год - 0,64 тенге/кВт.ч. Тариф на услуги по технической диспетчеризации определен равным 0,029 тенге/кВт.ч на весь анализируемый период.

      В расчетах не учитывались:
      - временные разницы по выплате НДС;
      - создание резервов денежных средств для выплаты займов (в связи с вовлечением их в оборот в течение анализируемого периода);
      - доходы, получаемые от оказания услуг по обеспечению надежности;
      - потенциальные доходы от транзита электроэнергии сопредельных государств по сетям Компании;
      - выплата дивидендов с 2006 года.

      Сценарий 1

      Прогноз финансового результата и расчет движения денежных средств на 2002-2005 гг. без проекта Север-Юг составлен на основе Бюджета АО "KEGOC" на 2002 г. и проекта Плана развития АО "KEGOC" на 2003-2005 гг. (приложение 13).

      Инвестиции

      Инвестиции вне Проекта модернизации Национальной электрической сети после 2005 года приняты на уровне 2,16 млрд. тенге в год.

      Доход/убыток от неосновной деятельности

      Ввиду того, что доход/убыток от неосновной деятельности сложно прогнозировать на длительную перспективу, в доходе/убытке от неосновной деятельности учитывается только курсовая разница по привлекаемым кредитам МБРР и ЕБРР.

      Расходы

      С 2002 по 2005 гг. расходы по основной деятельности без проекта Север-Юг приняты в соответствии с Бюджетом АО "KEGOC" на 2002 г. и проектом Плана развития АО "KEGOC" на 2003-2005 гг. Прогноз на 2006-2022 гг. основывается на следующих допущениях:
      - амортизационные отчисления рассчитаны с учетом ввода новых объектов по Проекту Модернизации НЭС и вне проекта по методу равномерного списания стоимости;
      - расходы на эксплуатацию, оплату труда, административные расходы, технологический расход электроэнергии, прочие расходы рассчитаны с учетом инфляции (4% в год);
      - расходы на капитальный ремонт рассчитаны с учетом роста на 2% в год;
      - налог на имущество - 1% остаточной стоимости активов, налог на транспортные средства и прочие налоги рассчитаны с поправкой на инфляцию.
      Расходы АО "KEGOC" по основной деятельности без проекта Север-Юг приводятся в приложении 12.

      Сценарий 2

      Расчеты по сценарию "с проектом" приводятся в приложении 13.а. для 3-х проводного исполнения ВЛ и в приложении 13.б. для 4-х проводного исполнения ВЛ.

      Инвестиции

      Общая стоимость строительства второй линии электропередачи напряжением 500 кВ транзита Север-Юг, с учетом непредвиденных расходов, затрат на экспертизу проекта, таможенных пошлин и т.п., составит порядка 273 млн. долларов (298 млн. долларов). Строительство предполагается осуществлять в 3 этапа (приложения 2.а. и 2.б.):
      1. 2003 г. - 1-ое полугодие 2004 г. - строительство участка ЮКГРЭС-Шу. Стоимость - 78,1 млн. долларов (85,5 млн. долларов). Протяженность ВЛ 500 кВ ЮКГРЭС-Шу - 270 км. Подстанции: ПС 500 кВ ЮКГРЭС и ПС 220 кВ Шу.
      2. 2-ое полугодие 2004 г. - 1-ое полугодие 2006 г. - строительство участка Экибастуз-Агадырь. Стоимость - 128,4 млн. долларов (138,8 млн. долларов). Протяженность ВЛ 500 кВ Агадырь-ЮКГРЭС - 508 км. Подстанции: ПС 1150 кВ Экибастузская и ПС 500 кВ Агадырь.
      3. 2-ое полугодие 2006 г. - 2007 г. - строительство участка Агадырь-ЮКГРЭС. Стоимость - 66,7 млн. долларов (73,4 млн. долларов). Протяженность ВЛ 500 кВ Агадырь-ЮКГРЭС - 385 км.
      Ввод первого участка - ЮКГРЭС-Шу в 2005 году позволит увеличить переток мощности по действующему транзиту - по сечению Агадырь-ЮКГРЭС, на 100 МВт (0,5 млрд. кВт.ч). Дополнительный доход от передачи электроэнергии при запланированном уровне тарифа - 320 млн. тенге в год.
      Ввод участка Экибастуз-Агадырь запланирован на второе полугодие 2006 года.
      Последний участок - Агадырь-ЮКГРЭС, планируется ввести в эксплуатацию в начале 2008 года. Максимальная пропускная способность всей линии - 3,7125 млрд. кВт.ч (4,125 млрд. кВт.ч), соответственно максимальный доход от передачи электроэнергии при заданном уровне тарифа - 2,4 млрд. тенге (2,6 млрд. тенге).

      Финансирование проекта

      Выбранная оптимальная схема предполагает финансирование 75% капиталовложений по проекту за счет средств кредита МФО (МБРР или ЕБРР) и 25% - за счет кредита из местных источников (например, Банка Развития Казахстана). Описание условий финансирования приводится в Разделе 3.2. "Анализ схем финансирования". Освоение средств по кредитам планируется осуществлять по следующему графику:

      При 3-х проводном исполнении проектируемой линии электропередачи:

                                                     млн. долларов
-------------------------------------------------------------------
               !  2003  !  2004  !  2005  !  2006  ! 2007 ! Всего
-------------------------------------------------------------------
Кредит МФО       39,04     43,60   48,15    40,76    33,37  204,91
Кредит из
местных
источников       13,01     14,53   16,05    13,59    11,12   68,30
-------------------------------------------------------------------
Всего            52,05     58,13   64,20    54,35    44,49  273,21
-------------------------------------------------------------------

      При 4-х проводном исполнении проектируемой линии электропередачи:

                                                     млн. долларов
-------------------------------------------------------------------
               !  2003  !  2004  !  2005  !  2006  ! 2007 ! Всего
-------------------------------------------------------------------
Кредит МФО       42,74     47,39    52,05   44,38    36,71  223,27
Кредит из
местных
источников       14,25     15,80    17,35   14,79    12,24   74,43
-------------------------------------------------------------------
Всего            56,99     63,19    69,40   59,17    48,95  297,68
-------------------------------------------------------------------

      Расходы

      Для расчета себестоимости передачи электроэнергии по проектируемой линии необходимо определить производственные издержки на амортизацию и обслуживание линии. Ожидаемые ежегодные отчисления на капитальный ремонт, техническое обслуживание и амортизацию ЛЭП и ПС приведены в приложениях 3.а. и 3.б.
      В настоящее время амортизационные отчисления, согласно приказу N 332 от 28.06.2000 г. Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий, защите конкуренции и поддержки малого бизнеса, должны включать в себя только реновационную составляющую, которую для объектов с длительным сроком эксплуатации следует определять по методу равномерного списания стоимости. Срок эксплуатации ЛЭП, принятый в расчетах - 50 лет, срок эксплуатации подстанций - 25 лет. Это соответствует значениям реновационных отчислений: для ЛЭП - 2%, для подстанций - 4%.
      Отчисления на капитальный ремонт и обслуживание линии, включая затраты на текущий ремонт, фонд заработной платы и общесистемные расходы, рассчитаны на базе фактических затрат по действующим линиям. При этом, исходя из сложившейся практики, планируется, что в первые 5 лет после ввода объектов в эксплуатацию капитальный ремонт производиться не будет.
      Кроме того, в расходной части учитывается выплата налога на имущество в размере 1% от остаточной стоимости линий и подстанций. К прочим расходам отнесены единовременные выплаты и комиссии по привлекаемым кредитам.

      Сравнение сценариев "без проекта" и "с проектом"

      Сравнение двух сценариев производилось путем сопоставления основных финансово-экономических показателей Компании ("с проектом" и "без проекта"), а также по Чистой приведенной стоимости (NPV) денежных потоков до 2022 года - предполагаемого периода погашения основной суммы долга по кредиту МФО. Период расчета определен равным 20 годам (2003-2022 гг.).

      Финансовый результат

      Как показывают таблицы в приложениях 14.а. и 14.б. и диаграмма в приложении 15 в течение всего анализируемого периода финансовый результат Компании с учетом проекта Север-Юг положительный и незначительно отличается от финансового результата в сценарии "без проекта".
      В период с 2003 г. по 2012 г. (2013 г. в варианте с 4-х проводным исполнением ВЛ) финансовый результат без проекта выше финансового результата с проектом. Это связано с увеличением операционных расходов в сценарии "с проектом", главным образом за счет роста прочих расходов, в которые включены единовременные выплаты и комиссии по привлекаемым кредитам, а также с ростом убытка от неосновной деятельности за счет отрицательной курсовой разницы. С 2005 по 2007 гг., в период ввода в эксплуатацию первых двух участков: ЮКГРЭС-Шу и Экибастуз-Агадырь, операционные расходы превышают доходы от передачи электроэнергии по новой линии. С 2008 г. по 2012 г. (2013 г.) разница в финансовом результате объясняется тем, что убыток от неосновной деятельности с учетом проекта выше дополнительной прибыли от передачи электроэнергии по второй линии.
      С 2012 г. (2013 г.) финансовый результат Компании с учетом проекта Север-Юг становится выше, чем в сценарии без проекта за счет дополнительной прибыли от передачи электроэнергии по второй линии транзита Север-Юг и сокращения отрицательной курсовой разницы по мере погашения кредитов и снижения выплат вознаграждения по ним.

      Денежные потоки

      Денежные потоки рассчитаны как разница между притоком (источниками) денежных средств и оттоком денежных средств. Источниками денежных средств служат чистая прибыль Компании после налогообложения (финансовый результат), амортизация, отрицательная курсовая разница и, для расчета кумулятивных денежных потоков, остаток денежных средств прошлого года. Отток денежных средств включает: софинансирование по проекту модернизации, расходы на финансирование по проектам, инвестиции вне проектов и выплату дивидендов (до 2005 г.).
      Как показывают таблицы в приложениях 16.а. и 16.б. кумулятивные денежные потоки с учетом проекта Север-Юг в течение всего анализируемого периода положительны, т.е. Компания не будет испытывать недостатка денежных средств. Разница в кумулятивном денежном потоке в сценарии с проектом и без проекта составила 65,97 млрд. тенге (72,61 млрд. тенге).
      Для более приближенной оценки того, насколько ухудшится экономика Компании в рассматриваемый период в случае реализации проекта, использовался метод дисконтирования денежных потоков. Этот метод позволяет определить сегодняшнюю стоимость денежных средств, выплачиваемых или получаемых в будущем. Дисконтирование (приведение к настоящему моменту) будущих денежных поступлений/выплат производится по формуле:

                     DCF = CFn/(1+i) n-1

      где:
      DCF - дисконтированный денежный поток
      CF - будущий денежный поток
      i - коэффициент дисконтирования
      n - год

      Чистая приведенная стоимость определяется путем суммирования денежных потоков:

                          NPV = E * DCF
 
            *(Прим. РЦПИ. E - знак суммы)

      Для финансовой оценки проектов в сфере естественных монополий обычно применяется низкая ставка дисконтирования, такая ставка, которая учитывает лишь стоимость заемных средств. Для расчета чистой приведенной стоимости денежных потоков Компании использовались ставки дисконтирования 5%, 7% и 9%. Чистая приведенная стоимость денежных потоков до 2022 г. составила (приложения 16.а., 16.б., 17.1., 17.2., 17.3.):

      При 3-х проводном исполнении проектируемой линии электропередачи:

при ставке         NPV "без проекта"         NPV "с проектом"
дисконтирования:

     5%           62,712 млрд. тенге         23,351 млрд. тенге
     7%           50,721 млрд. тенге         18,045 млрд. тенге
     9%           41,655 млрд. тенге         14,239 млрд. тенге

      При 4-х проводном исполнении проектируемой линии электропередачи:

при ставке         NPV "без проекта"         NPV "с проектом"
дисконтирования:
     5%           62,712 млрд. тенге         19,315 млрд. тенге
     7%           50,721 млрд. тенге         14,674 млрд. тенге
     9%           41,655 млрд. тенге         11,395 млрд. тенге

      Таким образом, разница в дисконтированных денежных потоках в сценариях "без проекта" и "с проектом" в варианте с 3-х проводным исполнением ВЛ (в варианте с 4-х проводным исполнением ВЛ) при ставке дисконтирования 5% составила 39,36 млрд. тенге 43,4 млрд. тенге), при ставке дисконтирования 7% - 32,68 млрд. тенге (36,05 млрд. тенге) и при ставке дисконтирования 9% - 27,42 млрд. тенге (30,26 млрд. тенге).

      Финансовые коэффициенты

      В приложениях 18.а. и 18.б. приводится расчет коэффициентов обслуживания долга на 2003-2022 гг. в соответствии с методикой, определенной условиями кредитных соглашений с МБРР и ЕБРР по действующим кредитам в рамках Проекта модернизации НЭС.
      В соответствии с условиями кредитного соглашения с МБРР коэффициент обслуживания долга рассчитывается по формуле:

                   Прибыль до налогообложения + Амортизационные
                        отчисления + Финансовые расходы
  Коэффициент =    _____________________________________________
обслуживания долга          Сумма обслуживания долга

      Финансовые расходы включают все расходы, связанные с обслуживанием кредита вместе с выплатой основной суммы. Сумма обслуживания долга - это максимальный годовой расход по обслуживанию кредита за весь срок действия кредита. В сценарии "без проекта" максимальные выплаты по обслуживанию долга в размере 4,0 млрд. тенге ожидаются в 2015 г., в сценарии "с проектом" также в 2015 г. - в размере 8,2 млрд. тенге (8,5 млрд. тенге).
      Значение коэффициента должно быть не менее 1,5 в случае дополнительного заимствования средств. Как показывает таблица в приложении, в сценарии "с проектом" первые 3 года после получения кредита значение коэффициента ниже установленного требования:

                                   2003      2004      2005
при 3-х проводном исполнении ВЛ    0,73      1,00      1,37
при 4-х проводном исполнении ВЛ    0,70      0,96      1,32

      Однако это не означает, что у Компании недостаточно денежных средств для покрытия обязательств по кредитам, так как фактические планируемые расходы по обслуживанию долга в эти годы - от 1,4 млрд. тенге до 4,2 млрд. тенге (от 1,5 млрд. тенге до 4,3 млрд. тенге) значительно ниже максимальной суммы обслуживания долга за весь срок действия кредита, принятой в расчетах - 8,2 млрд. тенге (8,5 млрд. тенге).
      Во все последующие годы, включая год, на который приходятся максимальные выплаты как по обслуживанию кредитов в рамках Проекта модернизации НЭС, так и проекта Север-Юг, требование выполняется.
      По условиям кредитного соглашения с ЕБРР коэффициент обслуживания долга рассчитывается по формуле:

                   Прибыль до налогообложения + Амортизационные
                   отчисления + Финансовые расходы + Изменение
                               оборотного капитала
  Коэффициент  =   ____________________________________________
обслуживания долга  Расходы по процентам и комиссионным за год

      В расчетах было принято допущение о том, что изменение оборотного капитала равно изменению денежных средств.
      Значение коэффициента должно быть не менее 1,3. Требование выполняется в течение всего срока действия кредита. Минимальное значение коэффициента в варианте с 3-х проводным исполнением ВЛ - 3,65 (в 2003 г.), максимальное значение - 100,69 (в 2021 г.), в варианте с 4-х проводным исполнением ВЛ - 3,45 (в 2003 г.) и 93,49 (в 2021 г.) соответственно.
      Таким образом, значения коэффициента обслуживания долга по условиям кредитных соглашений с МБРР и ЕБРР в сценарии с учетом реализации проекта Север-Юг в целом удовлетворяют установленным требованиям.

3.4. SWOT-анализ

      SWOT ("strengths" - сильные стороны, "weaknesses" - слабые стороны, "opportunities" - возможности & "trends" - угрозы) - анализ - один из самых распространенных методов анализа в маркетинге, который позволяет выявить и структурировать сильные и слабые стороны проекта с учетом существующих и возможных в будущем факторов и влияний. Как правило, сильные и слабые стороны - это те характеристики проекта, которые могут быть проконтролированы компанией и на которые компания в определенной мере может оказать воздействие. Возможности и угрозы - характеристики проекта, которые находятся вне контроля компании и могут повлиять на результат в будущем.
      Ввиду того, что АО "KEGOC" является субъектом естественных монополий и инвестиционная деятельность Компании прежде всего предполагает эффективное регулирование и совершенствование функционирования национальной электрической сети, повышение надежности и качества электроснабжения, а лишь потом получение прибыли, более целесообразным представляется проводить SWOT-анализ проекта не только с точки зрения Компании, но и с точки зрения национальной экономики.

      Сильные стороны проекта Север-Юг:

      1. Укрепление электроэнергетической независимости Республики - снижение энергетической зависимости на юге по величине и структуре, повышение электроэнергетической безопасности;
      2. Покрытие дефицита электроэнергии и мощности в Южном Казахстане за счет поставок дешевой электроэнергии от крупных электростанций Северного Казахстана, что, позволит стабилизировать и, возможно, частично снизить среднеотпускные тарифы на электроэнергию в этих регионах;
      3. Повышение надежности и бесперебойности электроснабжения потребителей юга при аварийных отключениях любого участка существующей и проектируемой линии с возможным отделением ОЭС Центральной Азии от ЕЭС Казахстана;
      4. Увеличение пропускной способности и  надежности транзита Север-Юг для обеспечения параллельной работы ЕЭС Казахстана и ОЭС Центральной Азии:
      - сокращение числа аварийных отключений;
      - возможность проведения ремонтов реакторов с сохранением в работе транзита;
      5. Более полное использование имеющегося потенциала электроэнергетической отрасли на севере: основные запасы энергетического угля и крупные электрические станции сосредоточены в Павлодарской области - на севере Республики;
      6. Снижение рисков, связанных с ростом цен на нефть.

      Косвенные эффекты:

      7. Использование электроэнергии Северного Казахстана может в определенной степени способствовать росту экономики региона и сглаживанию диспропорций в уровне развития южного и северного регионов.
      8. Загрузка смежных отраслей: увеличение использования экибастузского угля может послужить одним из факторов развития угольной промышленности, что особенно важно ввиду того, что в последнее время в Российской Федерации активно лоббируется вопрос снижения поставок казахстанского угля на электростанции Урала и Западной Сибири.

      Слабые стороны проекта Север-Юг:

      1. Ввиду того, что проект требует значительных капиталовложений, у Компании останется мало денежных средств на другие проекты, т.е. в период реализации проекта, погашения обязательств по привлекаемым займам может иметь место стесненность в средствах.
      2. Длительный срок окупаемости.

      Возможности:

      1. Строительство электростанции в Южном Казахстане/ восстановление Жамбылской ГРЭС, однако результаты экономического анализа показывают, что строительство второй линии транзита Север-Юг экономически более оправданно.
      2. Импорт электроэнергии из Центральной Азии, однако это ставит Южный Казахстан в зависимость от поставок электроэнергии из Центральной Азии и подвергает риску национальную энергетическую безопасность Казахстана.

      Угрозы:

      1. В случае, если фактическое потребление электроэнергии и передача электроэнергии по сетям АО "KEGOC" окажутся ниже прогнозируемых объемов, на таком уровне, при котором Компания не будет получать достаточно прибыли для покрытия обязательств по привлекаемым кредитам, потребуется повышение тарифа. Однако риск от нереализации проекта может быть гораздо выше, ввиду того, что дефицит электроэнергии представляет собой потенциально намного более серьезную проблему, чем повышение тарифа на передачу электроэнергии.

                                                  Приложение 1.а.

        Прогнозируемые объемы потребления и выработки
     электроэнергии в Южном Казахстане на 2002-2022 гг.

                                                       млрд. кВт.ч
-------------------------------------------------------------------
            ! 2002! 2003! 2004! 2005! 2006! 2007! 2008! 2009! 2010
-------------------------------------------------------------------
Потребление  10,50 11,00 11,60 12,25 12,50 12,70 13,10 13,19 13,60

Покрытие

выработка
собственными  5,60  5,60  5,70  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05
э-ст-ми без
Жамбылской
ГРЭС

импорт из
Центральной   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0
Азии

транзит по
действующей
линии        3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,025 3,070 3,275

транзит по
второй линии                   0,500 0,500 0,500 3,025 3,070 3,275

выработка
Жамбылской
ГРЭС         0,90  1,40  1,90  1,70  1,95  2,15
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
            ! 2011! 2012! 2013! 2014! 2015! 2016! 2017! 2018! 2019
-------------------------------------------------------------------
Потребление  13,95 14,45 15,00 15,60 16,10 16,50 16,90 17,30 17,70

Покрытие

выработка
собственными 6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05
э-ст-ми без
Жамбылской
ГРЭС

импорт из
Центральной  1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0
Азии

транзит по
действующей  3,450 3,700 3,713 3,713 3,713 3,713 3,713 3,713 3,713
линии

транзит по
второй линии 3,450 3,700 3,713 3,713 3,713 3,713 3,713 3,713 3,713

выработка
Жамбылской
ГРЭС                     0,52  1,13  1,63  2,03  2,43  2,83  3,23
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------
            ! 2020! 2021! 2022!
-------------------------------
Потребление  18,00 18,40 18,70

Покрытие

выработка
собственными 6,05  6,05  6,05
э-ст-ми без
Жамбылской
ГРЭС

импорт из
Центральной  1,0   1,0   1,0
Азии

транзит по
действующей  3,713 3,713 3,713
линии

транзит по
второй линии 3,713 3,713 3,713

выработка
Жамбылской
ГРЭС         3,53  3,93  4,23
-------------------------------------------------------------------
      при 3-х проводном исполнении

                                                   Приложение 1.б.

        Прогнозируемые объемы потребления и выработки
     электроэнергии в Южном Казахстане на 2002-2022 гг.

                                                       млрд. кВт.ч
-------------------------------------------------------------------
            ! 2002! 2003! 2004! 2005! 2006! 2007! 2008! 2009! 2010
-------------------------------------------------------------------
Потребление  10,50 11,00 11,60 12,25 12,50 12,70 13,10 13,19 13,60

Покрытие

выработка
собственными  5,60  5,60  5,70  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05
э-ст-ми без
Жамбылской
ГРЭС

импорт из
Центральной   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0
Азии

транзит по
действующей
линии        3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,000 3,025 3,070 3,275

транзит по
второй линии                   0,500 0,500 0,500 3,025 3,070 3,275

выработка
Жамбылской
ГРЭС         0,90  1,40  1,90  1,70  1,95  2,15
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
            ! 2011! 2012! 2013! 2014! 2015! 2016! 2017! 2018! 2019
-------------------------------------------------------------------
Потребление  13,95 14,45 15,00 15,60 16,10 16,50 16,90 17,30 17,70

Покрытие

выработка
собственными 6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05  6,05
э-ст-ми без
Жамбылской
ГРЭС

импорт из
Центральной  1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0   1,0
Азии

транзит по
действующей  3,450 3,700 3,975 4,125 4,125 4,125 4,125 4,125 4,125
линии

транзит по
второй линии 3,450 3,700 3,975 4,125 4,125 4,125 4,125 4,125 4,125

выработка
Жамбылской
ГРЭС                           0,30  0,80  1,20  1,60  2,00  2,40
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------
            ! 2020! 2021! 2022!
-------------------------------
Потребление  18,00 18,40 18,70

Покрытие

выработка
собственными 6,05  6,05  6,05
э-ст-ми без
Жамбылской
ГРЭС

импорт из
Центральной  1,0   1,0   1,0
Азии

транзит по
действующей  4,125 4,125 4,125
линии

транзит по
второй линии 4,125 4,125 4,125

выработка
Жамбылской
ГРЭС         2,70  3,10  3,40
-------------------------------------------------------------------
      При 4-х проводном исполнении

                                                   Приложение 2.а.

      Освоение капиталовложений по проекту строительства
       второй линии электропередачи транзита Север-Юг

                                                             млн.$
-------------------------------------------------------------------
          !     2003    !    2004     !    2005     !    2006
           --------------------------------------------------------
          ! 1-ое ! 2-ое ! 1-ое ! 2-ое ! 1-ое ! 2-ое ! 1-ое ! 2-ое
          ! п/г  ! п/г  ! п/г  ! п/г  ! п/г  ! п/г  ! п/г  ! п/г
-------------------------------------------------------------------
ЮКГРЭС-Шу   26,03  26,03  26,03
ВЛ          17,54  17,54  17,54
ПС           8,49   8,49   8,49
Экибастуз-
Агадырь                          32,10  32,10  32,10  32,10
ВЛ                               26,06  26,06  26,06  26,06
ПС                                6,04   6,04   6,04   6,04
Агадырь-
ЮКГРЭС                                                      22,24
ВЛ                                                          22,24
Всего:      26,03  26,03  26,03  32,10  32,10  32,10  32,10 22,24
ВЛ          17,54  17,54  17,54  26,06  26,06  26,06  26,06 22,24
ПС           8,49   8,49   8,49   6,04   6,04   6,04   6,04
Всего:         52,06         58,13         64,20          54,34
ВЛ             35,08         43,60         52,12          48,30
ПС             16,98         14,53         12,08           6,04
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

----------------------------------
          !     2007    !  Всего  !
           --------------         !
          ! 1-ое ! 2-ое !         !
          ! п/г  ! п/г  !         !
-----------------------------------
ЮКГРЭС-Шу                  78,09
ВЛ                         52,62
ПС                         25,47
Экибастуз-                128,39
Агадырь
ВЛ                        104,24
ПС                         24,15
Агадырь-   22,24   22,24   66,73
ЮКГРЭС
ВЛ         22,24   22,24   66,73
Всего:     22,24   22,24  273,21
ВЛ         22,24   22,24  223,59
ПС                         49,62
Всего:         44,49      273,21
ВЛ             44,49      223,59
ПС                         49,62
----------------------------------
      При 3-х проводном исполнении

                                                   Приложение 2.б.

      Освоение капиталовложений по проекту строительства
       второй линии электропередачи транзита Север-Юг

                                                             млн.$
-------------------------------------------------------------------
          !     2003    !    2004     !    2005     !    2006
           --------------------------------------------------------
          ! 1-ое ! 2-ое ! 1-ое ! 2-ое ! 1-ое ! 2-ое ! 1-ое ! 2-ое
          ! п/г  ! п/г  ! п/г  ! п/г  ! п/г  ! п/г  ! п/г  ! п/г
-------------------------------------------------------------------
ЮКГРЭС-Шу   28,49  28,49  28,49
ВЛ          20,00  20,00  20,00
ПС           8,49   8,49   8,49
Экибастуз-
Агадырь                          34,70  34,70  34,70  34,70
ВЛ                               28,67  28,67  28,67  28,67
ПС                                6,04   6,04   6,04   6,04
Агадырь-
ЮКГРЭС                                                      24,47
ВЛ                                                          24,47
ПС
Всего:      28,49  28,49  28,49  34,70  34,70  34,70  34,70 24,47
ВЛ          20,00  20,00  20,00  28,67  28,67  28,67  28,67 24,47
ПС           8,49   8,49   8,49   6,04   6,04   6,04   6,04
Всего:         56,97         63,19         69,41          59,17
ВЛ             39,99         48,66         57,33          53,14
ПС             16,98         14,53         12,08           6,04
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

----------------------------------
          !     2007    !  Всего  !
           --------------         !
          ! 1-ое ! 2-ое !         !
          ! п/г  ! п/г  !         !
-----------------------------------
ЮКГРЭС-Шу                  85,46
ВЛ                         59,99
ПС                         25,47
Экибастуз-                138,81
Агадырь
ВЛ                        114,66
ПС                         24,15
Агадырь-   24,47   24,47   73,41
ЮКГРЭС
ВЛ         24,47   24,47   73,41
ПС
Всего:     24,47   24,47  297,68
ВЛ         24,47   24,47  248,06
ПС                         49,62
Всего:         48,94      297,68
ВЛ             48,94      248,06
ПС                         49,62
----------------------------------
      При 4-х проводном исполнении

                                                  Приложение 3.а.

          Планируемые ожидаемые ежегодные отчисления
        на капитальный ремонт, техническое обслуживание
            и амортизацию проектируемых ВЛ и ПС

                                                       тыс.$
-------------------------------------------------------------------
  !                 !                     Затраты
N !  Наименование   !----------------------------------------------
  ! элемента сети   !Капитальный!Техническое !Амортизация!  Всего
  !                 !  ремонт   !обслуживание!           !
-------------------------------------------------------------------
   ВЛ 500 кВ на традиционных опорах с трехпроводным исполнением
-------------------------------------------------------------------
1  ВЛ 500 кВ
   Экибастуз-Агадырь   195,97       120,316      2084,8    2401,086
2  ВЛ 500 кВ
   Агадырь-ЮКГРЭС      125,45        91,184      1334,6    1551,234
3  ВЛ 500 кВ
   ЮКРЭС-Шу             98,93        63,947      1052,4    1215,277
                                   ПС
1  ПС 1150 кВ
   Экибастузская        77,61         81,6        348,28    507,49
2  ПС 500 кВ Агадырь   145,17        102,4        617,76    865,33
3  ПС 500 кВ ЮКГРЭС    137,09         91,9        380,24    609,23
4  ПС 220 кВ Шу        167,98         63,7        637,92    869,6
-------------------------------------------------------------------

                                                        млн. тенге
-------------------------------------------------------------------
  !                 !                     Затраты
N !  Наименование   !----------------------------------------------
  ! элемента сети   !Капитальный!Техническое !Амортизация!  Всего
  !                 !  ремонт   !обслуживание!           !
-------------------------------------------------------------------
   ВЛ 500 кВ на традиционных опорах с трехпроводным исполнением
-------------------------------------------------------------------
1  ВЛ 500 кВ
   Экибастуз-Агадырь   30,336       18,625      322,727    371,688
2  ВЛ 500 кВ
   Агадырь-ЮКГРЭС      19,420       14,115      206,596    240,131
3  ВЛ 500 кВ
   ЮКРЭС-Шу            15,314        9,899      162,912    188,125
                                  ПС
1  ПС 1150 кВ
   Экибастузская       12,014       12,632       53,914     78,559
2  ПС 500 кВ Агадырь   22,472       15,852       95,629    133,953
3  ПС 500 кВ ЮКГРЭС    21,222       14,226       58,861     94,309
4  ПС 220 кВШу         26,003        9,861       98,750    134,614
-------------------------------------------------------------------
      при 3-х проводном исполнении

                                                    Приложение 3.б.

          Планируемые ожидаемые ежегодные отчисления
        на капитальный ремонт, техническое обслуживание
            и амортизацию проектируемых ВЛ и ПС

                                                             тыс.$
-------------------------------------------------------------------
  !                 !                     Затраты
N !  Наименование   !----------------------------------------------
  ! элемента сети   !Капитальный!Техническое !Амортизация!  Всего
  !                 !  ремонт   !обслуживание!           !
-------------------------------------------------------------------
ВЛ 500 кВ на традиционных опорах с четырехпроводным исполнением
-------------------------------------------------------------------
1  ВЛ 500 кВ
   Экибастуз-Агадырь   215,567      132,347      2293,2    2641,114
2  ВЛ 500 кВ
   Агадырь-ЮКГРЭС      137,955      100,303      1468,2    1706,458
3  ВЛ 500 кВ
   ЮКРЭС-Шу            108,823       70,342      1199,8    1378,965
                                   ПС
1  ПС 1150 кВ
   Экибастузская        77,61         81,6        348,28    507,49
2  ПС 500 кВ Агадырь   145,17        102,4        617,76    865,33
3  ПС 500 кВ ЮКГРЭС    137,09         91,9        380,24    609,23
4  ПС 220 кВ Шу        167,98         63,7        637,92    869,6
-------------------------------------------------------------------

                                                        млн. тенге

-------------------------------------------------------------------
  !                 !                     Затраты
N !  Наименование   !----------------------------------------------
  ! элемента сети   !Капитальный!Техническое !Амортизация!  Всего
  !                 !  ремонт   !обслуживание!           !
-------------------------------------------------------------------
ВЛ 500 кВ на традиционных опорах с четырехпроводным исполнением
-------------------------------------------------------------------
1  ВЛ 500 кВ
   Экибастуз-Агадырь   33,370       20,487      354,987    408,844
2  ВЛ 500 кВ
   Агадырь-ЮКГРЭС      21,355       15,527      227,277    264,160
3  ВЛ 500 кВ
   ЮКРЭС-Шу            16,846       10,889      185,729    213,464
                                  ПС
1  ПС 1150 кВ
   Экибастузская       12,014       12,632       53,914     78,559
2  ПС 500 кВ Агадырь   22,472       15,852       95,629    133,953
3  ПС 500 кВ ЮКГРЭС    21,222       14,226       58,861     94,309
4  ПС 220 кВ Шу        26,003        9,861       98,750    134,614
-------------------------------------------------------------------

      при 4-х проводном исполнении

                                                   Приложение 4.а.

       Расчет рентабельности проекта строительства
          второй ЛЭП 500 кВ транзита Север-Юг

                          Ед.изм.
Общая стоимость проекта   млн.$   273,21
Ставка дисконтирования             2,04%
Анализируемый период       лет       53
Базовый год                        2002

-------------------------------------------------------------------
              !период!    1   !   2    !   3    !    4   !    5
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2002  !  2003  !  2004  !  2005  !  2006
-------------------------------------------------------------------
  Доходы                    
Тариф на пере- с/кВтч  0,3013   0,3505   0,3970   0,4193    0,4193
чу э/э
Объем передачи
по второму      млрд.                             0,500     0,500
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$                             2,096     2,096
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$                            2,071    3,596
Капитальный     млн.$
ремонт
Эксплуатация    млн.$                            0,220    0,372
Налог на        млн.$                            0,760    2,008
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$                            3,050    5,976
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$                           -0,954   -3,880
Налог на        млн.$
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$                            -0,954   -3,880
результат
Амортизация     млн.$                             2,071    3,596
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$                             1,117   -0,284
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$          52,059   58,127   64,196   54,341
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$          -52,059  -58,127  -63,079  -54,625
Cumulative      млн.$          -52,059  -110,187 -173,266 -227,890
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$          -51,019  -55,826  -59,371  -50,386
Cumulative DCF  млн.$          -51,019  -106,845 -166,216 -216,601
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
              !период!    6   !   7    !   8    !    9   !    10
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2007  !  2008  !  2009  !  2010  !  2011
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
чу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 0,500    3,025    3,070    3,275    3,450
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 2,096    12,683   12,871   13,731   14,464
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 5,121    6,456    6,456    6,456    6,456
Капитальный     млн.$                            0,404    0,823
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,524    0,615    0,615    0,615    0,615
Налог на        млн.$ 2,008    2,560    2,495    2,431    2,366
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 7,653    9,631    9,566    9,906    10,260
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ -5,557   3,052    3,305    3,825    4,205
Налог на        млн.$          0,916    0,992    1,148    1,261
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ -5,557   2,136    2,314    2,678    2,943
результат
Амортизация     млн.$ 5,121    6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$ -0,436   8,592    8,770    9,134    9,399
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$ 44,487
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ -44,922  8,592    8,770    9,134    9,399
Cumulative      млн.$ -272,813 -264,220 -255,451 -246,317 -236,918
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ -40,608  7,612    7,614    7,771    7,837
Cumulative DCF  млн.$ -257,209 -249,598 -241,984 -234,213 -226,376
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
              !период!   11   !   12   !   13   !   14   !   15
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2012  !  2013  !  2014  !  2015  !  2016
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
чу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 3,700    3,713    3,713    3,713    3,713
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 15,513   15,565   15,565   15,565   15,565
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
Капитальный     млн.$ 0,823    0,948    0,948    0,948    0,948
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,615    0,615    0,615    0,615    0,615
Налог на        млн.$ 2,301    2,237,   2,172    2,108    2,043
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 10,195   10,256   10,192   10,127   10,062
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 5,317    5,309    5,373    5,438    5,503
Налог на        млн.$ 1,595    1,593    1,612    1,631    1,651
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 3,722    3,716    3,761    3,807    3,852
результат
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$ 10,178   10,172   10,217   10,263   10,308
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 10,178   10,172   10,217   10,263   10,308
Cumulative      млн.$ -226,740 -216,567 -206,350 -196,087 -185,780
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 8,317    8,146    8,019    7,893    7,769
Cumulative DCF  млн.$ -218,059 -209,913 -201,894 -194,001 -186,232
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

---------------------------------------------------------
              !период!   16   !   17   !   18   !   19   !
----------------------------------------------------------
              ! год  !  2017  !  2018  !  2019  !  2020  !
----------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
чу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 3,713    3,713    3,713    3,713
транзиту        кВтч
----------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 15,565   15,565   15,565   15,565
рому транзиту
----------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456
Капитальный     млн.$ 0,948    0,948    0,948    0,948
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,615    0,615    0,615    0,615
Налог на        млн.$ 1,979    1,914    1,850    1,785
имущество
----------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 9,998    9,933    9,869    9,804
----------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 5,567    5,632    5,696    5,761
Налог на        млн.$ 1,670    1,690    1,709    1,728
прибыль
----------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 3,897    3,942    3,987    4,033
результат
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456
----------------------------------------------------------
Итого           млн.$ 10,353   10,398   10,443   10,489
----------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
----------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 10,353   10,398   10,443   10,489
Cumulative      млн.$ -175,427 -165,028 -154,585 -144,096
cashflow
----------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 7,647    7,527    7,409    7,292
Cumulative DCF  млн.$ -178,585 -171,058 -163,649 -156,357
----------------------------------------------------------

Сумма NCF                          млн.$  180,805
NPV at considered discount rate    млн.$  0,226
Static paybock period, years       лет      36
_________________________________________________

      при 3-х проводном исполнении

                                                   Приложение 4.а.

       Расчет рентабельности проекта строительства
          второй ЛЭП 500 кВ транзита Север-Юг

                          Ед.изм.
Общая стоимость проекта   млн.$   273,21
Ставка дисконтирования             2,04%
Анализируемый период       лет       53
Базовый год                        2002

-------------------------------------------------------------------
              !период!    1   !   20   !   21   !   22   !   23
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2002  !  2021  !  2022  !  2023  !  2024
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч  0,3013  0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд.          3,713    3,713    3,713    3,713
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$          15,565   15,565   15,565   15,565
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$          6,456    6,456    6,456    6,456
Капитальный     млн.$          0,948    0,948    0,948    0,948
ремонт
Эксплуатация    млн.$          0,615    0,615    0,615    0,615
Налог на        млн.$          1,720    1,656    1,591    1,527
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$          9,740    9,675    9,611    9,546
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$          5,825    5,890    5,955    6,019
Налог на        млн.$          1,748    1,767    1,786    1,806
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$          4,078    4,123    4,168    4,213
результат
Амортизация     млн.$          6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$          10,534   10,579   10,624   10,669
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$          10,534   10,579   10,624   10,669
Cumulative      млн.$          -133,563 -122,984 -112,360 -101,690
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$          7,177    7,064    6,952    6,842
Cumulative DCF  млн.$          -149,180 -142,116 -135,164 -128,322
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
              !период!   24   !   25   !   26   !   27   !   28
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2025  !  2026  !  2027  !  2028  !  2029
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 3,713    3,713    3,713    3,713    3,713
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 15,565   15,565   15,565   15,565   15,565
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
Капитальный     млн.$ 0,948    0,948    0,948    0,948    0,948
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,615    0,615    0,615    0,615    0,615
Налог на        млн.$ 1,462    1,398    1,333    1,523    1,459
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 9,481    9,417    9,352    9,542    9,478
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 6,084    6,148    6,213    6,023    6,087
Налог на        млн.$ 1,825    1,844    1,864    1,807    1,826
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 4,259    4,304    4,349    4,216    4,261
результат
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$ 10,715   10,760   10,805   10,672   10,717
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$                            25,469
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 10,715   10,760   10,805   -14,797  10,717
Cumulative      млн.$ -90,976  -80,216  -69,411  -84,208  -73,491
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 6,734    6,627    6,522    -8,753   6,213
Cumulative DCF  млн.$ -121,588 -114,961 -108,440 -117,192 -110,980
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
              !период!   29   !   30   !   31   !   32   !   33
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2030  !  2031  !  2032  !  2033  !  2034
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
чу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 3,713    3,713    3,713    3,713    3,713
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 15,565   15,565   15,565   15,565   15,565
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
Капитальный     млн.$ 0,948    0,948    0,948    0,948    0,948
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,615    0,615    0,615    0,615    0,615
Налог на        млн.$ 1,636    1,571    1,506    1,442    1,377
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 9,656    9,590    9,526    9,461    9,397
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 5,910    5,975    6,039    6,104    6,168
Налог на        млн.$ 1,773    1,792    1,812    1,831    1,851
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 4,137    4,182    4,228    4,273    4,318
результат
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$ 10,593   10,638   10,684   10,729   10,774
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$ 24,151
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ -13,558  10,638   10,684   10,729   10,774
Cumulative      млн.$ -87,049  -76,411  -65,727  -54,998  -44,224
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ -7,702   5,923    5,829    5,737    5,646
Cumulative DCF  млн.$ -118,682 -112,759 -106,930 -101,193 -95,548
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------
              !период!   34   !   35   !   36   !
-------------------------------------------------
              ! год  !  2035  !  2036  !  2037  !
-------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193
чу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 3,713    3,713    3,713
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 15,565   15,565   15,565
рому транзиту
-------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456
Капитальный     млн.$ 0,948    0,948    0,948
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,615    0,615    0,615
Налог на        млн.$ 1,313    1,248    1,184
имущество
-------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 9,332    9,267    9,203
-------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 6,233    6,298    6,362
Налог на        млн.$ 1,870    1,889    1,909
прибыль
-------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 4,363    4,408    4,454
результат
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------
Итого           млн.$ 10,819   10,864   10,910
-------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
-------------------------------------------------
NCF             млн.$ 10,819   10,864   10,910
Cumulative      млн.$ -33,405  -22,541  -11,631
cashflow
-------------------------------------------------
DCF             млн.$ 5,556    5,468    5,381
Cumulative DCF  млн.$ -89,992  -84,524  -79,143
-------------------------------------------------

Сумма NCF                          млн.$  180,805
NPV at considered discount rate    млн.$  0,226
Static paybock period, years       лет      36
_________________________________________________

      при 3-х проводном исполнении

                                                  Приложение 4.а.

       Расчет рентабельности проекта строительства
          второй ЛЭП 500 кВ транзита Север-Юг

                          Ед.изм.
Общая стоимость проекта   млн.$   273,21
Ставка дисконтирования             2,04%
Анализируемый период       лет       53
Базовый год                        2002

-------------------------------------------------------------------
              !период!    1   !   37   !   38   !   39   !   40
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2002  !  2038  !  2039  !  2040  !  2041
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч  0,3013  0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд.          3,713    3,713    3,713    3,713
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$          15,565   15,565   15,565   15,565
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$          6,456    6,456    6,456    6,456
Капитальный     млн.$          0,948    0,948    0,948    0,948
ремонт
Эксплуатация    млн.$          0,615    0,615    0,615    0,615
Налог на        млн.$          1,119    1,055    0,990    0,925
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$          9,138    9,074    9,009    8,945
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$          6,427    6,491    6,556    6,620
Налог на        млн.$          1,928    1,947    1,967    1,986
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$          4,499    4,544    4,589    4,634
результат
Амортизация     млн.$          6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$          10,955   11,000   11,045   11,090
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$          10,955   11,000   11,045   11,090
Cumulative      млн.$          -0,677   10,323   21,368   32,459
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$          5,295    5,211    5,127    5,045
Cumulative DCF  млн.$          -73,848  -68,638  -63,510  -58,465
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
              !период!   41   !   42   !   43   !   44   !   45
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2042  !  2043  !  2044  !  2045  !  2046
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 3,713    3,713    3,713    3,713    3,713
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 15,565   15,565   15,565   15,565   15,565
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
Капитальный     млн.$ 0,948    0,948    0,948    0,948    0,948
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,615    0,615    0,615    0,615    0,615
Налог на        млн.$ 0,861    0,796    0,732    0,667    0,603
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 8,880    8,816    8,751    8,686    8,622
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 6,685    6,750    6,814    6,879    6,943
Налог на        млн.$ 2,005    2,025    2,044    2,064    2,083
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 4,679    4,725    4,770    4,815    4,880
результат
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$ 11,135   11,181   11,226   11,271   11,316
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 11,135   11,181   11,226   11,271   11,316
Cumulative      млн.$ 43,594   54,775   66,000   77,272   88,588
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 4,965    4,885    4,807    4,730    4,654
Cumulative DCF  млн.$ -53,500  -48,615  -43,808  -39,078  -34,425
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
              !период!   46   !   47   !   48   !   49   !   50
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2047  !  2048  !  2049  !  2050  !  2051
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 3,713    3,713    3,713    3,713    3,713
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 15,565   15,565   15,565   15,565   15,565
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
Капитальный     млн.$ 0,948    0,948    0,948    0,948    0,948
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,615    0,615    0,615    0,615    0,615
Налог на        млн.$ 0,538    0,473    0,409    0,344    0,280
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 8,557    8,493    8,428    8,364    8,299
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 7,008    7,072    7,137    7,201    7,266
Налог на        млн.$ 2,102    2,122    2,141    2,160    2,180
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 4,905    4,951    4,996    5,041    5,086
результат
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$ 11,361   11,407   11,452   11,497   11,542
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 11,361   11,407   11,452   11,497   11,542
Cumulative      млн.$ 99,949   111,356  122,808  134,305  145,847
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 4,579    4,506    4,433    4,361    4,291
Cumulative DCF  млн.$ -29,846  -25,341  -20,908  -16,547  -12,256
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------
              !период!   51   !   52   !   53   !
-------------------------------------------------
              ! год  !  2052  !  2053  !  2054  !
-------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 3,713    3,713    3,713
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 15,565   15,565   15,565
рому транзиту
-------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456
Капитальный     млн.$ 0,948    0,948    0,948
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,615    0,615    0,615
Налог на        млн.$ 0,215    0,151
имущество
-------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 8,234    8,170    8,019
-------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 7,331    7,395    7,546
Налог на        млн.$ 2,199    2,219    2,264
прибыль
-------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 5,131    5,177    5,282
результат
Амортизация     млн.$ 6,456    6,456    6,456
-------------------------------------------------
Итого           млн.$ 11,587   11,633   11,738
-------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
-------------------------------------------------
NCF             млн.$ 11,587   11,633   11,738
Cumulative      млн.$ 157,434  169,067  180,805
cashflow
-------------------------------------------------
DCF             млн.$ 4,221    4,153    4,107
Cumulative DCF  млн.$ -8,035   -3,881   0,226
-------------------------------------------------

Сумма NCF                          млн.$  180,805
NPV at considered discount rate    млн.$  0,226
Static paybock period, years       лет      36
_________________________________________________

      при 3-х проводном исполнении

Приложение 4.б. 

       Расчет рентабельности проекта строительства
          второй ЛЭП 500 кВ транзита Север-Юг

                       Ед.изм.
Общая стоимость проекта   млн.$   273,21
Ставка дисконтирования             2,04%
Анализируемый период       лет       53
Базовый год                        2002

-------------------------------------------------------------------
              !период!    1   !   2    !   3    !    4   !    5
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2002  !  2003  !  2004  !  2005  !  2006
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,3013   0,3505   0,3970   0,4193    0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд.                            0,500     0,500
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$                            2,096     2,096
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$                            2,218     3,848
Капитальный     млн.$
ремонт
Эксплуатация    млн.$                            0,226     0,384
Налог на        млн.$                            0,832     2,182
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$                            3,276     6,414
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$                            -1,180    -4,317
Налог на        млн.$
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$                            -1,180    -4,317
результат
Амортизация     млн.$                             2,218    3,848
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$                             1,038    -0,470
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$          56,973   63,189   69,406    59,173
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$          -56,973  -63,189  -68,368   -59,643
Cumulative      млн.$          -56,973  -120,162 -188,529  -248,172
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$          -55,801  -60,616  -64,235   -54,885
Cumulative DCF  млн.$          -55,801  -116,417 -180,652  -235,537
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
              !период!    6   !   7    !   8    !    9   !    10
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2007  !  2008  !  2009  !  2010  !  2011
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 0,500    3,025    3,070    3,275    3,450
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 2,096    12,683   12,871   13,731   14,464
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 5,477    6,945    6,945    6,945    6,945
Капитальный     млн.$                            0,414    0,852
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,524    0,643    0,643    0,643    0,643
Налог на        млн.$ 2,182    2,792    2,722    2,653    2,584
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 8,202    10,380   10,310   10,656   11,024
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ -6,105   2,303    2,561    3,076    3,441
Налог на        млн.$          0,691    0,768    0,923    1,032
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ -6,105   1,612    1,793    2,153    2,408
результат
Амортизация     млн.$ 5,477    6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$ -0,628   8,557    8,738    9,099    9,354
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$ 48,940
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ -49,568  8,557    8,738    9,099    9,354
Cumulative      млн.$ -297,740 -289,183 -280,445 -271,346 -261,992
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ -44,676  7,554    7,555    7,705    7,758
Cumulative DCF  млн.$ -280,213 -272,659 -265,104 -257,399 -249,641
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
              !период!   11   !   12   !   13   !   14   !   15
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2012  !  2013  !  2014  !  2015  !  2016
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 3,070    3,975    4,125    4,125    4,125
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 15,513   16,666   17,294   17,294   17,294
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
Капитальный     млн.$ 0,852    0,990    0,990    0,990    0,990
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,643    0,643    0,643    0,643    0,643
Налог на        млн.$ 2,514    2,445    2,375    2,306    2,236
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 10,954   11,023   10,953   10,884   10,814
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 4,558    5,643    6,341    6,411    6,480
Налог на        млн.$ 1,367    1,693    1,902    1,923    1,944
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 3,191    3,950    4,439    4,487    4,536
результат
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$ 10,136   10,895   11,384   11,433   11,481
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 10,136   10,895   11,384   11,433   11,481
Cumulative      млн.$ -251,856 -240,961 -229,577 -218,144 -206,662
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 8,234    8,669    8,871    8,726    8,583
Cumulative DCF  млн.$ -41,407  -232,738 -223,867 -215,141 -206,558
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

---------------------------------------------------------
              !период!   16   !   17   !   18   !   19   !
----------------------------------------------------------
              ! год  !  2017  !  2018  !  2019  !  2020  !
----------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 4,125    4,125    4,125    4,125
транзиту        кВтч
----------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 17,294   17,294   17,294   17,294
рому транзиту
----------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945
Капитальный     млн.$ 0,990    0,990    0,990    0,990
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,643    0,643    0,643    0,643
Налог на        млн.$ 2,167    2,097    2,028    1,958
имущество
----------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 10,745   10,676   10,606   10,537
----------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 6,549    6,619    6,688    6,758
Налог на        млн.$ 1,965    1,986    2,007    2,027
прибыль
----------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 4,585    4,633    4,682    4,730
результат
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945
----------------------------------------------------------
Итого           млн.$ 11,530   11,579   11,627   11,676
----------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
----------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 11,530   11,579   11,627   11,676
Cumulative      млн.$ -195,132 -183,554 -171,927 -160,251
cashflow
----------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 8,442    8,303    8,167    8,032
Cumulative DCF  млн.$ -198,116 -189,813 -181,646 -173,614
----------------------------------------------------------

Сумма NCF                          млн.$  207,061
NPV at considered discount rate    млн.$  0,361
Static paybock period, years       лет      35
_________________________________________________

      при 4-х проводном исполнении

                                                   Приложение 4.б.

       Расчет рентабельности проекта строительства
          второй ЛЭП 500 кВ транзита Север-Юг

Общая стоимость проекта   млн.$   297,68
Ставка дисконтирования             2,10%
Анализируемый период       лет       53
Базовый год                        2002

-------------------------------------------------------------------
              !период!    1   !   20   !   21   !   22   !   23
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2002  !  2021  !  2022  !  2023  !  2024
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч  0,3013  0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд.          4,125    4,125    4,125    4,125
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$          17,294   17,294   17,294   17,294
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$          6,945    6,945    6,945    6,945
Капитальный     млн.$          0,990    0,990    0,990    0,990
ремонт
Эксплуатация    млн.$          0,643    0,643    0,643    0,643
Налог на        млн.$          1,889    1,820    1,750    1,681
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$          10,467   10,398   10,328   10,259
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$          6,827    6,897    6,966    7,036
Налог на        млн.$          2,048    2,069    2,090    2,111
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$          4,779    4,828    4,876    4,925
результат
Амортизация     млн.$          6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$          11,724   11,773   11,822   11,870
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$          11,724   11,773   11,822   11,870
Cumulative      млн.$          -148,526 -136,753 -124,931 -113,061
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$          7,900    7,796    7,641    7,514
Cumulative DCF  млн.$          -165,715 -157,946 -150,305 -142,790
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
              !период!   24   !   25   !   26   !   27   !   28
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2025  !  2026  !  2027  !  2028  !  2029
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 4,125    4,125    4,125    4,125    4,125
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 17,294   17,294   17,294   17,294   17,294
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
Капитальный     млн.$ 0,990    0,990    0,990    0,990    0,990
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,643    0,643    0,643    0,643    0,643
Налог на        млн.$ 1,611    1,542    1,472    1,658    1,588
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 10,189   10,120   10,050   10,236   10,166
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 7,105    7,175    7,244    7,059    7,128
Налог на        млн.$ 2,132    2,152    2,173    2,118    2,138
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 4,974    5,022    5,071    54,941   4,990
результат
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$ 11,919   11,968   12,016   11,887   11,935
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$                            25,469
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 11,919   11,968   12,016   -13,582  11,935
Cumulative      млн.$ -101,142 -89,175  -77,158  -90,741  -78,806
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 7,390    7,268    7,147    -7,912   6,810
Cumulative DCF  млн.$ -135,400 -128,133 -120,986 -128,898 -122,088
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
              !период!   29   !   30   !   31   !   32   !   33
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2030  !  2031  !  2032  !  2033  !  2034
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 4,125    4,125    4,125    4,125    4,125
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 17,294   17,294   17,294   17,294   17,294
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
Капитальный     млн.$ 0,990    0,990    0,990    0,990    0,990
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,643    0,643    0,643    0,643    0,643
Налог на        млн.$ 1,760    1,691    1,621    1,552    1,482
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 10,338   10,269   10,199   11,130   10,061
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 6,956    7,026    7,095    7,165    7,234
Налог на        млн.$ 2,087    2,108    2,129    2,149    2,170
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 4,869    4,918    4,967    5,015    5,064
результат
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$ 11,815   11,863   11,912   11,961   12,009
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$ 24,151
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ -12,336  11,863   11,912   11,961   12,009
Cumulative      млн.$ -91,142  -79,279  -67,367  -55,406  -43,397
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ -6,894   6,493    6,386    6,280    6,176
Cumulative DCF  млн.$ -128,982 -122,489 -116,103 -109,823 -103,648
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------
              !период!   34   !   35   !   36   !
-------------------------------------------------
              ! год  !  2035  !  2036  !  2037  !
-------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 4,125    4,125    4,125
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 17,294   17,294   17,294
рому транзиту
-------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945
Капитальный     млн.$ 0,990    0,990    0,990
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,643    0,643    0,643
Налог на        млн.$ 1,413    1,343    1,274
имущество
-------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 9,991    9,922    9,852
-------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 7,303    7,373    7,442
Налог на        млн.$ 2,191    2,212    2,233
прибыль
-------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 5,112    5,161    5,210
результат
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------
Итого           млн.$ 12,058   12,106   12,155
-------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
-------------------------------------------------
NCF             млн.$ 12,058   12,106   12,155
Cumulative      млн.$ -31,339  -19,233  -7,078
cashflow
-------------------------------------------------
DCF             млн.$ 6,073    5,972    5,873
Cumulative DCF  млн.$ -97,574  -91,602  -85,729
-------------------------------------------------

Сумма NCF                          млн.$  207,061
NPV at considered discount rate    млн.$  0,361
Static paybock period, years       лет      35
_________________________________________________

      при 4-х проводном исполнении

                                                   Приложение 4.б.

       Расчет рентабельности проекта строительства
          второй ЛЭП 500 кВ транзита Север-Юг
 
                         Ед.изм.
Общая стоимость проекта   млн.$   297,68
Ставка дисконтирования             2,10%
Анализируемый период       лет       53
Базовый год                        2002

-------------------------------------------------------------------
              !период!    1   !   37   !   38   !   39   !   40
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2002  !  2038  !  2039  !  2040  !  2041
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч  0,3013  0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд.          4,125    4,125    4,125    4,125
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$          17,294   17,294   17,294   17,294
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$          6,945    6,945    6,945    6,945
Капитальный     млн.$          0,990    0,990    0,990    0,990
ремонт
Эксплуатация    млн.$          0,643    0,643    0,643    0,643
Налог на        млн.$          1,204    1,135    1,066    0,996
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$          9,783    9,713    9,644    9,574
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$          7,512    7,581    7,651    7,720
Налог на        млн.$          2,254    2,274    2,295    2,316
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$          5,258    5,307    5,355    5,404
результат
Амортизация     млн.$          6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$          12,204   12,252   12,301   12,349
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$          12,204   12,252   12,301   12,349
Cumulative      млн.$          5,126    17,378   29,679   42,029
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$          5,775    5,679    5,584    5,491
Cumulative DCF  млн.$          -79,954  -74,275  -68,691  -63,200
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
              !период!   41   !   42   !   43   !   44   !   45
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2042  !  2043  !  2044  !  2045  !  2046
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 4,125    4,125    4,125    4,125    4,125
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 17,294   17,294   17,294   17,294   17,294
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
Капитальный     млн.$ 0,990    0,990    0,990    0,990    0,990
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,643    0,643    0,643    0,643    0,643
Налог на        млн.$ 0,927    0,857    0,788    0,718    0,649
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 9,505    9,435    9,366    9,297    9,227
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 7,790    7,859    7,929    7,998    8,067
Налог на        млн.$ 2,337    2,358    2,379    2,399    2,420
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 5,453    5,501    5,550    5,599    5,647
результат
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$ 12,398   12,447   12,495   12,544   12,593
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 12,398   12,447   12,495   12,544   12,593
Cumulative      млн.$ 54,427   66,873   79,369   91,913   104,505
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 5,399    5,309    5,220    5,132    5,046
Cumulative DCF  млн.$ -57,801  -52,492  -47,272  -42,140  -37,093
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
              !период!   46   !   47   !   48   !   49   !   50
-------------------------------------------------------------------
              ! год  !  2047  !  2048  !  2049  !  2050  !  2051
-------------------------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193   0,4193   0,4193
чу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 4,125    4,125    4,125    4,125    4,125
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 17,294   17,294   17,294   17,294   17,294
рому транзиту
-------------------------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
Капитальный     млн.$ 0,990    0,990    0,990    0,990    0,990
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,643    0,643    0,643    0,643    0,643
Налог на        млн.$ 0,579    0,510    0,441    0,371    0,302
имущество
-------------------------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 9,158    9,088    9,019    8,949    8,880
-------------------------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 8,137    8,206    8,276    8,345    8,415
Налог на        млн.$ 2,441    2,462    2,483    2,504    2,524
прибыль
-------------------------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 5,696    5,744    5,793    5,842    5,890
результат
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------------------------
Итого           млн.$ 12,641   12,690   12,738   12,787   12,836
-------------------------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
-------------------------------------------------------------------
NCF             млн.$ 12,641   12,690   12,738   12,787   12,836
Cumulative      млн.$ 117,146  129,836  142,575  155,362  168,197
cashflow
-------------------------------------------------------------------
DCF             млн.$ 4,962    4,878    4,796    4,716    4,636
Cumulative DCF  млн.$ -32,132  -27,253  -22,457  -17,741  -13,105
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------
              !период!   51   !   52   !   53   !
-------------------------------------------------
              ! год  !  2052  !  2053  !  2054  !
-------------------------------------------------
  Доходы
Тариф на пере- с/кВтч 0,4193   0,4193   0,4193
дачу э/э
Объем передачи
по второму      млрд. 4,125    4,125    4,125
транзиту        кВтч
-------------------------------------------------
Доход по вто-   млн.$ 17,294   17,294   17,294
рому транзиту
-------------------------------------------------
Операционные
  расходы
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945
Капитальный     млн.$ 0,990    0,990    0,990
ремонт
Эксплуатация    млн.$ 0,643    0,643    0,643
Налог на        млн.$ 0,232    0,163
имущество
-------------------------------------------------
Итого расходов  млн.$ 8,810    8,741    8,578
-------------------------------------------------
Прибыль         млн.$ 8,484    8,554    8,716
Налог на        млн.$ 2,545    2,566    2,615
прибыль
-------------------------------------------------
Inflow
Финансовый      млн.$ 5,939    5,988    6,101
результат
Амортизация     млн.$ 6,945    6,945    6,945
-------------------------------------------------
Итого           млн.$ 12,884   12,933   13,047
-------------------------------------------------
Outflow
Инвестиции      млн.$
-------------------------------------------------
NCF             млн.$ 12,884   12,933   13,047
Cumulative      млн.$ 181,082  194,015  207,061
cashflow
-------------------------------------------------
DCF             млн.$ 4,558    4,481    4,428
Cumulative DCF  млн.$ -8,547   -4,066   0,361
-------------------------------------------------

Сумма NCF                          млн.$  207,061
NPV at considered discount rate    млн.$  0,361
Static paybock period, years       лет      35
_________________________________________________

      при 4-х проводном исполнении

                                                  Приложение 5.а.

        Расчет нормы рентабельности проекта Север-Юг

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Прибыль     млн.$               -0,954 -3,880 -5,557 3,052  3,305
дисконт. 5% млн.$               -0,824 -3,192 -4,354 2,277  2,349
дисконт. 7% млн.$               -0,779 -2,960 -3,962 2,034  2,058
дисконт. 9% млн.$               -0,737 -2,748 -3,612 1,820  1,808
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016
-------------------------------------------------------------------
Прибыль     млн.$ 3,825  4,205  5,317  5,309  5,373  5,438  5,503
дисконт. 5% млн.$ 2,589  2,710  3,264  3,104  2,992  2,884  2,779
дисконт. 7% млн.$ 2,226  2,287  2,703  2,522  2,386  2,257  2,134
дисконт. 9% млн.$ 1,920  1,936  2,246  2,057  1,910  1,774  1,647
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022 ! 2023
-------------------------------------------------------------------
Прибыль     млн.$ 5,567  5,632  5,696  5,761  5,825  5,890  5,955
дисконт. 5% млн.$ 2,678  2,580  2,485  2,394  2,305  2,220  2,137
дисконт. 7% млн.$ 2,018  1,908  1,803  1,704  1,611  1,522  1,438
дисконт. 9% млн.$ 1,528  1,418  1,316  1,221  1,133  1,051  0,975
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2024 ! 2025 ! 2026 ! 2027 ! 2028 ! 2029 ! 2030
-------------------------------------------------------------------
Прибыль     млн.$ 6,019  6,084  6,148  6,213  6,023  6,087  5,910
дисконт. 5% млн.$ 2,058  1,981  1,906  1,835  1,694  1,630  1,508
дисконт. 7% млн.$ 1,359  1,283  1,212  1,145  1,037  0,980  0,889
дисконт. 9% млн.$ 0,904  0,838  0,777  0,720  0,641  0,594  0,529
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2031! 2032! 2033! 2034! 2035! 2036! 2037! 2038
-------------------------------------------------------------------
Прибыль     млн.$ 5,975 6,039 6,104 6,168 6,233 6,298 6,362 6,427
дисконт. 5% млн.$ 1,452 1,397 1,345 1,295 1,246 1,199 1,153 1,110
дисконт. 7% млн.$ 0,840 0,793 0,749 0,708 0,668 0,631 0,596 0,563
дисконт. 9% млн.$ 0,491 0,455 0,422 0,391 0,363 0,336 0,312 0,289
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2039! 2040! 2041! 2042! 2043! 2044! 2045! 2046
-------------------------------------------------------------------
Прибыль     млн.$ 6,491 6,556 6,620 6,685 6,750 6,814 6,879  6,943
дисконт. 5% млн.$ 1,067 1,027 0,987 0,950 0,913 0,878 0,844  0,811
дисконт. 7% млн.$ 0,531 0,501 0,473 0,446 0,421 0,397 0,375  0,354
дисконт. 9% млн.$ 0,268 0,248 0,230 0,213 0,197 0,183 0,169  0,157
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2047! 2048! 2049! 2050! 2051! 2052! 2053! 2054
-------------------------------------------------------------------
Прибыль     млн.$ 7,008 7,072 7,137 7,201 7,266 7,331 7,395 7,546
дисконт. 5% млн.$ 0,780 0,750 0,720 0,692 0,665 0,639 0,614 0,597
дисконт. 7% млн.$ 0,334 0,315 0,297 0,280 0,264 0,249 0,235 0,224
дисконт. 9% млн.$ 0,145 0,134 0,124 0,115 0,107 0,099 0,091 0,085
-------------------------------------------------------------------

Прибыль (2003-2054 гг.)    млн.$  275,046
      дисконт. 5%          млн.$   69,122
      дисконт. 7%          млн.$   44,059
      дисконт. 9%          млн.$   29,291

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 !...!...! 2028
-------------------------------------------------------------------
Инвестиции  млн.$ 52,059 58,127 64,196 54,341 44,487         25,469
дисконт. 5% млн.$ 49,580 52,723 55,454 44,707 34,856          7,163
дисконт. 7% млн.$ 48,654 50,771 52,403 41,457 31,718          4,386
дисконт. 9% млн.$ 47,761 48,925 49,571 38,497 28,913          2,710
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

--------------------------------
           ! год ! 2029 ! 2030 !
--------------------------------
Инвестиции  млн.$        24,151
дисконт. 5% млн.$         6,161
дисконт. 7% млн.$         3,632
дисконт. 9% млн.$         2,163
--------------------------------

Инвестиции (2003-2054 гг.)    млн.$  322,830
      дисконт. 5%             млн.$  250,645
      дисконт. 7%             млн.$  233,020
      дисконт. 9%             млн.$  218,539

      Норма рентабельности проекта Север-Юг
      без дисконт.         85,2%
      дисконт. 5%          27,6%
      дисконт. 7%          18,9%
      дисконт. 9%          13,4%

      при 3-х проводном исполнении

                                                  Приложение 5.б.

        Расчет нормы рентабельности проекта Север-Юг

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Прибыль     млн.$               -1,180 -4,317 -6,105 2,303  2,561
дисконт. 5% млн.$               -1,019 -3,552 -4,784 1,718  1,820
дисконт. 7% млн.$               -0,963 -3,294 -4,353 1,534  1,595
дисконт. 9% млн.$               -0,911 -3,059 -3,968 1,373  1,401
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016
-------------------------------------------------------------------
Прибыль     млн.$ 3,076  3,441  4,558  5,643  6,341  6,411  6,480
дисконт. 5% млн.$ 2,082  2,218  2,798  3,299  3,531  3,400  3,273
дисконт. 7% млн.$ 1,790  1,871  2,317  2,681  2,816  2,660  2,513
дисконт. 9% млн.$ 1,544  1,584  1,925  2,187  2,254  2,091  1,939
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022 ! 2023
-------------------------------------------------------------------
Прибыль     млн.$ 6,549  6,619  6,688  6,758  6,827  6,897  6,966
дисконт. 5% млн.$ 3,150  3,032  2,918  2,808  2,702  2,599  2,500
дисконт. 7% млн.$ 2,374  2,242  2,117  1,999  1,888  1,782  1,682
дисконт. 9% млн.$ 1,798  1,667  1,545  1,433  1,328  1,231  1,140
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2024 ! 2025 ! 2026 ! 2027 ! 2028 ! 2029 ! 2030
-------------------------------------------------------------------
Прибыль     млн.$ 7,036  7,105  7,175  7,244  7,059  7,128  6,956
дисконт. 5% млн.$ 2,405  2,313  2,225  2,139  1,985  1,909  1,774
дисконт. 7% млн.$ 1,588  1,499  1,414  1,335  1,215  1,147  1,046
дисконт. 9% млн.$ 1,057  0,979  0,907  0,840  0,751  0,696  0,623
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2031! 2032! 2033! 2034! 2035! 2036! 2037! 2038
-------------------------------------------------------------------
Прибыль     млн.$ 7,026 7,095 7,165 7,234 7,303 7,373 7,442 7,512
дисконт. 5% млн.$ 1,707 1,642 1,579 1,518 1,460 1,403 1,349 1,297
дисконт. 7% млн.$ 0,988 0,932 0,880 0,830 0,783 0,739 0,697 0,658
дисконт. 9% млн.$ 0,577 0,535 0,495 0,459 0,425 0,394 0,365 0,338
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2039! 2040! 2041! 2042! 2043! 2044! 2045! 2046
-------------------------------------------------------------------
Прибыль     млн.$ 7,581 7,651 7,720 7,790 7,859 7,929 7,998 8,067
дисконт. 5% млн.$ 1,247 1,198 1,151 1,106 1,063 1,022 0,981 0,943
дисконт. 7% млн.$ 0,620 0,585 0,552 0,520 0,490 0,462 0,436 0,411
дисконт. 9% млн.$ 0,313 0,289 0,268 0,248 0,230 0,212 0,197 0,182
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2047! 2048! 2049! 2050! 2051! 2052! 2053! 2054
-------------------------------------------------------------------
Прибыль     млн.$ 8,137 8,206 8,276 8,345 8,415 8,484 8,554 8,716
дисконт. 5% млн.$ 0,906 0,870 0,835 0,802 0,770 0,740 0,710 0,689
дисконт. 7% млн.$ 0,387 0,365 0,344 0,324 0,306 0,288 0,271 0,258
дисконт. 9% млн.$ 0,168 0,156 0,144 0,133 0,123 0,114 0,106 0,099
-------------------------------------------------------------------

Прибыль (2003-2054 гг.)    млн.$  314,094   6,040
      дисконт. 5%          млн.$   76,235   1,466
      дисконт. 7%          млн.$   47,625   0,916
      дисконт. 9%          млн.$   30,924    0,595

-------------------------------------------------------------------
           ! год ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 !...!...! 2028
-------------------------------------------------------------------
Инвестиции  млн.$ 56,973 63,189 69,406 59,173 48,940         25,469
дисконт. 5% млн.$ 54,260 57,314 59,955 48,682 38,346          7,163
дисконт. 7% млн.$ 53,245 55,192 56,656 45,143 34,894          4,386
дисконт. 9% млн.$ 52,269 53,185 53,594 41,919 31,808          2,710
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

--------------------------------
           ! год ! 2029 ! 2030 !
--------------------------------
Инвестиции  млн.$        24,151
дисконт. 5% млн.$         6,161
дисконт. 7% млн.$         3,632
дисконт. 9% млн.$         2,163
--------------------------------

Инвестиции (2003-2054 гг.)    млн.$  347,300     6,679
      дисконт. 5%             млн.$  271,880     5,228
      дисконт. 7%             млн.$  253,147     4,868
      дисконт. 9%             млн.$  237,647      4,570

      Норма рентабельности проекта Север-Юг
      без дисконт.         90,4%
      дисконт. 5%          28,0%
      дисконт. 7%          18,8%
      дисконт. 9%          13,0%

      при 4-х проводном исполнении

                                                  Приложение 6.1.

        Расчет выплат вознаграждения и основных сумм
                   займов по кредиту МФО

      Сумма кредита          млн.долл.  223,26
      Ставка вознаграждения     %       4,5%
      Срок погашения           лет      15

                                                млн.$
-------------------------------------------------------------------
             ! 2003! 2004! 2005! 2006! 2007 ! 2008 ! 2009 ! 2010
-------------------------------------------------------------------
Поступление   42,73 47,39 52,05 44,38  36,71
заемных
средств
Всего         5,058 4,721 6,803 8,579 10,047 24,931 24,261 23,591
расходы по
кредиту,
в т.ч.:
выплата                                      14,884 14,884 14,884
основной
суммы
кредита
выплата       1,923 4,055 6,398 8,395 10,047 10,047 9,377  8,707
процентов за
кредит
выплата       0,903 0,666 0,405 0,184
комиссий и
обязатель-
ства (0,5%)
выплата еди-  2,233
новременной
комиссии
(1%)
-------------------------------------------------------------------
CF(поступле-  37,67 42,67 45,25 35,80 26,66  -24,93 -24,26 -23,59
ние-выплата
ден. средств)
All-in-cost   5,40%

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
             ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016 !  2017
-------------------------------------------------------------------
Поступление
заемных
средств
Всего         22,921 22,252 21,582 20,912 20,242 19,572 18,903
расходы по
кредиту,
в т.ч.:
выплата       14,884 14,884 14,884 14,884 14,884 14,884 14,884
основной
суммы
кредита
выплата        8,037  7,368  6,698  6,028  5,358  4,688  4,019
процентов за
кредит
выплата
комиссий и
обязатель-
ства (0,5%)
выплата еди-
новременной
комиссии
(1%)
-------------------------------------------------------------------
CF(поступле-  -22,92 -22,25 -21,58 -20,91 -20,24 -19,57 -18,90
ние-выплата
ден. средств)
All-in-cost

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------
             ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022 !
-------------------------------------------------
Поступление
заемных
средств
Всего         18,233 17,563 16,893 16,224 15,554
расходы по
кредиту,
в т.ч.:
выплата       14,884 14,884 14,884 14,884 14,884
основной
суммы
кредита
выплата        3,349  2,679  2,009  1,340  0,670
процентов за
кредит
выплата
комиссий и
обязатель-
ства (0,5%)
выплата еди-
новременной
комиссии
(1%)
-------------------------------------------------
CF(поступле-  -18,23 -17,56 -16,89 -16,22 -15,55
ние-выплата
ден. средств)
All-in-cost
 
  Схема 1

                                                  Приложение 6.2.

        Расчет выплат вознаграждения и основных сумм
         займов по кредиту Банка Развития Казахстана

      Сумма кредита          млн.долл.  74,42
      Ставка вознаграждения     %       10,0%
      Срок погашения, лет      лет      10

                                                млн.$
-------------------------------------------------------------------
             ! 2003! 2004! 2005! 2006! 2007 ! 2008 ! 2009 ! 2010
-------------------------------------------------------------------
Поступление   14,24 15,80 17,35 14,79 12,24
заемных
средств
Всего         1,431 3,012 4,748 6,226 7,448  8,866  10,304 11,738
расходы по
кредиту,
в т.ч.:
выплата                                      1,424   3,004  4,739
основной
суммы
кредита
выплата       1,424 3,004 4,739 6,219 7,442  7,442   7,300  6,999
процентов за
кредит
единовремен-
ная комиссия
(0,05%)       0,007 0,008 0,009 0,007 0,006
-------------------------------------------------------------------
CF(поступле-  12,81 12,79 12,60 8,57  4,79   -8,87  -10,30 -11,74
ние-выплата
ден. средств)
All-in-cost   11,87%

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
             ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016 !  2017
-------------------------------------------------------------------
Поступление
заемных
средств
Всего         12,744 13,345 12,601 11,857 11,113 10,369 9,624
расходы по
кредиту,
в т.ч.:
выплата        6,219  7,442  7,442  7,442  7,442  7,442 7,442
основной
суммы
кредита
выплата        6,525  5,903  5,159  4,415  3,671  2,927 2,182
процентов за
кредит
единовремен-
ная комиссия
(0,05%)
-------------------------------------------------------------------
CF(поступле-  -12,74 -13,35 -12,60  -11,86 -11,11 -10,37 -9,62
ние-выплата
ден. средств)
All-in-cost

      Продолжение таблицы

------------------------------------------
             ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 !
------------------------------------------
Поступление
заемных
средств
Всего         7,456  5,274  3,095  1,346
расходы по
кредиту,
в т.ч.:
выплата       6,018  4,438  2,703  1,224
основной
суммы
кредита
выплата       1,438  0,836  0,393  0,122
процентов за
кредит
выплата
комиссий и
обязатель-
ства (0,5%)
выплата еди-
новременной
комиссии
(1%)
-------------------------------------------
CF(поступле-  -7,46  -5,27  -3,10  -1,35
ние-выплата
ден. средств)
All-in-cost
 
  Схема 1

                                                  Приложение 6.3.

        Расчет выплат вознаграждения и основных сумм
               займов по Схеме финансирования 1

      Сумма кредита    млн.долл.  297,68

                                                млн.$
-------------------------------------------------------------------
             ! 2003! 2004! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009 ! 2010
-------------------------------------------------------------------
Поступление   56,97 63,19 69,41  59,17  48,94
заемных
средств
Всего         6,490 7,733 11,551 14,804 17,495 33,797 34,565 35,329
расходы по
кредиту,
в т.ч.:
выплата                                        16,308 17,888 19,623
основной
суммы
выплата       3,347 7,060 11,137 14,613 17,489 17,489 16,676 15,706
процентов
выплата       0,903 0,666  0,405  0,184
комиссий и
обязатель-
ств
выплата еди-  2,240 0,008  0,009  0,007  0,006
новременной
комиссии
-------------------------------------------------------------------
Общая сумма
выплат
денежных
средств по
получению и
обслуживанию  491,440
кредита
(включая
выплату ос-
новной суммы
кредита)
Выплата воз-  193,760
награждения
и комиссий

CF(поступле-  50,48 55,46  57,85 44,37  31,45  -33,80 -34,56 -35,33
ние-выплата
ден. средств)
All-in-cost   6,97%

       Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
             ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016 !  2017
-------------------------------------------------------------------
Поступление
заемных
средств
Всего         35,665 35,597 34,183 32,769 31,355 29,941 28,527
расходы по
кредиту,
в т.ч.:
выплата       21,103 22,326 22,326 22,326 22,326 22,326 22,326
основной
суммы
выплата       14,563 13,271 11,857 10,443  9,029  7,615  6,201
процентов
выплата
комиссий и
обязатель-
ств
выплата еди-
новременной
комиссии
-------------------------------------------------------------------
Общая сумма
выплат
денежных
средств по
получению и
обслуживанию
кредита
(включая
выплату ос-
новной суммы
кредита)
Выплата воз-
награждения
и комиссий

CF(поступле-  -35,67 -35,60 -34,18 -32,77 -31,36 -29,94 -28,53
ние-выплата
ден. средств)
All-in-cost

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------
             ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022 !
-------------------------------------------------
Поступление
заемных
средств
Всего         25,689 22,838 19,989 17,569 15,554
расходы по
кредиту,
в т.ч.:
выплата       20,902 19,322 17,587 16,108 14,884
основной
суммы
выплата        4,787  3,516  2,402  1,462  0,670
процентов
выплата
комиссий и
обязатель-
ств
выплата еди-
новременной
комиссии
-------------------------------------------------
Общая сумма
выплат
денежных
средств по
получению и
обслуживанию
кредита
(включая
выплату ос-
новной суммы
кредита)
Выплата воз-
награждения
и комиссий
CF(поступле-  -25,69 -22,84 -19,99 -17,57 -15,55
ние-выплата
ден. средств)
All-in-cost
 
  Схема 1

                                                  Приложение 7.1.

     Расчет выплат вознаграждения и основных сумм займа
  по экспортному кредиту европейского коммерческого банка

      Сумма кредита           млн.долл.  68,47
      Ставка вознаграждения       %      4,5%
      Срок погашения, лет        лет     10

                                             млн.%
-------------------------------------------------------------------
                  ! 2003! 2004! 2005! 2006! 2007! 2008! 2009! 2010
-------------------------------------------------------------------
Поступление        13,10 14,53 15,96 13,61 11,26
заемных средств
Всего расходы      7,232 1,346 2,024 2,603 3,081 9,928 9,620 9,311
по кредиту,
в т.ч.:
выплата основной                                 6,847 6,847 6,847
суммы кредита
выплата процен-    0,590 1,244 1,962 2,574 3,081 3,081 2,773 2,465
тов за кредит
выплата комиссий   0,138 0,102 0,062 0,028
и обязательств
(0,25%)
выплата единов-    0,342
ременной комиссии
(0,5%)
премия за гаран-   6,162
тию Гермес (9%)
-------------------------------------------------------------------
CF (поступление -  5,87  13,19 13,94 11,01 8,18  -9,93 -9,62 -9,31
выплата ден.
средств)
All-in-cost        7,38%

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------
                  ! 2011! 2012! 2013! 2014! 2015! 2016! 2017
-------------------------------------------------------------
Поступление
заемных средств
Всего расходы      9,003 8,695 8,387 8,079 7,771 7,463 7,155
по кредиту,
в т.ч.:
выплата основной   6,847 6,847 6,847 6,847 6,847 6,847 6,847
суммы кредита
выплата процен-    2,157 1,849 1,540 1,232 0,924 0,616 0,308
тов за кредит
выплата комиссий
и обязательств
(0,25%)
выплата единов-
ременной комиссии
(0,5%)
премия за гаран-
тию Гермес (9%)
-------------------------------------------------------------------
CF (поступление-   -9,00 -8,70 -8,39 -8,08 -7,77 -7,46 -7,15
выплата ден.
средств)
All-in-cost
 
  Схема 2

                                                 Приложение 7.2.

      Расчет выплат вознаграждения и основных сумм
   займа по коммерческому кредиту европейского банка

      Сумма кредита           млн.долл.  110,14
      Ставка вознаграждения       %      7,5%
      Срок погашения, лет        лет     2

                                            млн.%
-------------------------------------------------------------------
                  ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Поступление        21,08  23,38  25,68  21,89  18,11
заемных средств
Всего расходы      10,064 3,499  5,360  6,948  8,261  63,331 59,201
по кредиту,
в т.ч.:
выплата основной                                      55,071 55,071
суммы кредита
выплата процен-    1,581  3,334  5,260  6,903  8,261  8,261  4,130
тов за кредит
выплата комиссий   0,223  0,164  0,100  0,045
и обязательств
(0,25%)
выплата единовре-  0,551
менной комиссии
(0,5%)
премия за стра-    7,710
хование (7%)
-------------------------------------------------------------------
CF (поступление -  11,02  19,88  20,32  14,95  9,85   -63,33 -59,20
выплата ден.
средств)
Аll-in-cost        13,93%
 
  Схема 2

                                                   Приложение 7.3.

        Расчет выплат вознаграждения и основных сумм
        займов по кредитам Банка Развития Казахстана

      Сумма кредита           млн.долл.   119,07
      Ставка вознаграждения      %        10,0%
      Срок погашения, лет       лет       10

-------------------------------------------------------------------
              ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Поступление    22,79  25,28  27,76  23,67  19,58
заемных
средств
Всего расходы  2,290  4,819  7,597  9,961  11,917 14,186 16,486
по кредиту,
в т.ч.:
выплата                                            2,279  4,806
основной
суммы кредита
выплата        2,279  4,806  7,583  9,950  11,907 11,907 11,679
процентов за
кредит
единовремен-   0,011  0,013  0,014  0,012  0,010
ная комиссия
(0,05%)
-------------------------------------------------------------------
CF (поступле-  20,50  20,46  20,17  13,71  7,66   -14,19 -16,49
ние - выплата
ден.средств)
All-in-cost    11,87%

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
              ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016
-------------------------------------------------------------------
Поступление
заемных
средств
Всего расходы  18,781 20,390 21,353 20,162 18,971 17,780 16,590
по кредиту,
в т.ч.:
выплата         7,583  9,950 11,907 11,907 11,907 11,907 11,907
основной
суммы кредита
выплата        11,199 10,440  9,445  8,255  7,064  5,873  4,683
процентов за
кредит
единовремен-
ная комиссия
(0,05%)
-------------------------------------------------------------------
CF (поступле-  -18,78 -20,39 -21,35 -20,16 -18,997 -17,78 -16,59
ние - выплата
ден.средств)
All-in-cost

      Продолжение таблицы

--------------------------------------------------
              ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021
--------------------------------------------------
Поступление
заемных
средств
Всего расходы  15,399 11,929 8,439  4,953  2,153
по кредиту,
в т.ч.:
выплата        11,907  9,628 7,101  4,325  1,958
основной
суммы кредита
выплата         3,492  2,301 1,338  0,628  0,196
процентов за
кредит
единовремен-  
ная комиссия
(0,05%)
--------------------------------------------------
CF (поступле-  -15,40 -11,93 -8,44  -4,95  -2,15
ние - выплата
ден.средств)
All-in-cost
 
  Схема 2

                                                  Приложение 7.4.

         Расчет выплат вознаграждения и основных сумм
               займа по Схеме финансирования 2

      Сумма кредита      млн.долл.  297,68

                                                   млн.%
-------------------------------------------------------------------
                 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Поступление       56,97  63,19  69,41  59,17  48,94
заемных средств
Всего расходы     19,587 9,664  14,981 19,512 23,259 87,445 85,306
по кредиту,
в т.ч.:
выплата основной                                     64,196 66,724
суммы
выплата процентов  4,450 9,385  14,805 19,427 23,249 23,249 18,583
выплата комиссий   0,361 0,266   0,162  0,073
и обязательств
единовременные     0,904 0,013   0,014  0,012  0,010
выплаты
премия за гаран-  13,872
тию Гермес (9%)
-------------------------------------------------------------------
Общая сумма
выплат денежных
средств по        502,519
получению и
обслуживанию
кредита
(включая выплату
основной суммы
кредита)
Выплата
вознаграждения    204,839
комиссий и премий
CF (поступление - 37,39  53,53  54,42  39,66  25,68  -87,45 -85,31
выплата ден.
средств)
All-in-cost       11,26%

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
                 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016
-------------------------------------------------------------------
Поступление
заемных средств
Всего расходы     28,093 29,393 30,048 28,549 27,050 25,551 24,053
по кредиту
в т.ч.:
выплата основной  14,429 16,796 18,754 18,754 18,754 18,754 18,754
суммы
выплата процентов 13,663 12,597 11,294  9,795  8,296  6,798  5,299
выплата комиссий
и обязательств
единовременные
выплаты
премия за гаран-
тию Гермес (9%)
-------------------------------------------------------------------
Общая сумма
выплат денежных
средств по
получению и
обслуживанию
кредита
(включая выплату
основной суммы
кредита)
Выплата
вознаграждения
комиссий и премий
CF (поступление-  -28,09 -29,39 -30,05 -28,55 -27,05 -25,55 -24,05
выплата ден.
средств)
All-in-cost

      Продолжение таблицы

----------------------------------------------------
                 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021
----------------------------------------------------
Поступление
заемных средств
Всего расходы     22,554 11,929  8,439  4,953  2,153
по кредиту
в т.ч.:
выплата основной  18,754  9,628  7,101  4,325  1,958
суммы
выплата процентов  3,800  2,301  1,338  0,628  0,196
выплата комиссий
и обязательств
единовременные
выплаты
премия за гаран-
тию Гермес (9%)
-------------------------------------------------------------------
Общая сумма
выплат денежных
средств по
получению и
обслуживанию
кредита
(включая выплату
основной суммы
кредита)
Выплата
вознаграждения
комиссий и премий
CF (поступление-  -22,55 -11,93  -8,44  -4,92  -2,15
выплата ден.
средств)
All-in-cost
 
  Схема 2

                                                 Приложение 8.1.

                Расчет выплат вознаграждения
            и основных сумм займа по Евробондам

      Сумма займа         млн.долл.  200,00
      Индикативный купон     %        9,25%
      Срок погашения, лет   лет          5

                                                 млн.$
-------------------------------------------------------------------
                ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008  ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Поступление      100,00 100,00
заемных средств
Всего расходы    10,600 18,500 18,500 18,500 18,500 118,500 109,250
по займу,
в т.ч.:
выплата основной                                    100,000 100,000
суммы займа
индикативный      9,250 18,500 18,500 18,500 18,500  18,500   9,250
купон (9,25%)
вознаграждение
лид-менеджеру     0,750
(0,75%)
расходы, связан-  0,600
ные с выпуском
Евробондов
-------------------------------------------------------------------
CF (поступление - 89,40 81,50  -18,50 -18,50 -18,50 -118,50 -109,25
выплата ден.
средств)
Аll-in-cost       12,01%
 
  Схема 3

                                                   Приложение 8.2.

      Расчет выплат вознаграждения и основных сумм займа
             по кредитам Банка Развития Казахстана

      Сумма кредита           млн.долл.   97,68
      Ставка вознаграждения      %        10,0%
      Срок погашения, лет       лет        10

                                                   млн.$
-------------------------------------------------------------------
                !2003 !2004!2005! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009 ! 2010
-------------------------------------------------------------------
Поступление                      48,74  48,94
заемных средств
Всего расходы                    4,898  9,792  9,768  9,768  9,768
по кредиту,
в т.ч.:
выплата
основной суммы
кредита
выплата                          4,874  9,768  9,768  9,768  9,768
процентов за
кредит
единовременная                   0,024  0,024
комиссия (0,05%)
-------------------------------------------------------------------
CF (поступление -                43,84  39,15  -9,77  -9,77  -9,77
выплата ден.
средств)
Аll-in-cost      11,87%

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
                ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016 ! 2017
-------------------------------------------------------------------
Поступление
заемных средств
Всего расходы    14,642 19,049 18,072 17,095 16,118 15,141 14,165
по кредиту,
в т.ч.:
выплата           4,874  9,768  9,768  9,768  9,768  9,768  9,768
основной суммы
кредита
выплата           9,768  9,281  8,304  7,327  6,350  5,373  4,397
процентов за
кредит
единовременная
комиссия (0,05%)
-------------------------------------------------------------------
CF (поступление- -14,64 -19,05 -18,07 -17,10 -16,12 -15,14 -14,16
выплата ден.
средств)
Аll-in-cost

      Продолжение таблицы

---------------------------------------------
                ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021
---------------------------------------------
Поступление
заемных средств
Всего расходы    13,188 12,211 11,234  5,383
по кредиту,
в т.ч.:
выплата           9,768  9,768  9,768  4,894
основной суммы
кредита
выплата           3,420  2,443  1,466  0,489
процентов за
кредит
единовременная
комиссия (0,05%)
---------------------------------------------
CF (поступление- -13,19 -12,21 -11,23 -5,38
выплата ден.
средств)
Аll-in-cost
 
  Схема 3

                                                  Приложение 8.3.

        Расчет выплат вознаграждения и основных сумм
               займа по Схеме финансирования 3

      Сумма кредита       млн.долл.  297,68

                                                   млн.%
-------------------------------------------------------------------
                 !  2003  ! 2004 ! 2005 ! 2006 !  2007  !   2008
-------------------------------------------------------------------
Поступление       100,00   100,00         48,74  48,94
заемных средств
Всего расходы     10,600   18,500 18,500 23,398  28,292  128,268
по кредиту,
в т.ч.:
выплата                                                  100,000
основной суммы
выплата процентов  9,250   18,500 18,500 23,374  28,268   28,268
вознаграждение     0,750
лид-менеджеру
единовременные     0,600                  0,024   0,024
выплаты
-------------------------------------------------------------------
Общая сумма
выплат денежных
средств по        512,643
получению и
обслуживанию
кредита
(включая выплату
основной суммы
кредита)
Выплата
вознаграждения,   214,963
комиссий и премий
CF (поступление-  89,40    81,50  -18,50  25,34  20,65    -128,27
выплата ден.
средств)
Аll-in-cost       11,97%

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
               ! 2009  ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
-------------------------------------------------------------------
Поступление
заемных средств
Всего расходы   119,018 9,768  14,642 19,049 18,072 17,095 16,118
по кредиту,
в т.ч.:
выплата         100,000         4,874  9,768  9,768  9,768  9,768
основной суммы
выплата          19,018 9,768   9,768  9,281  8,304  7,327  6,350
процентов 
вознаграждение
лид-менеджеру
единовременные
выплаты
-------------------------------------------------------------------
Общая сумма
выплат денежных
средств по
получению и
обслуживанию
кредита
(включая
выплату
основной суммы
кредита)
Выплата
вознаграждения,
комиссий и
премий
CF (поступление- -119,02 -9,77  -14,64 -19,05 -18,07 -17,10 -16,12
выплата ден.
средств)
Аll-in-cost

      Продолжение таблицы

----------------------------------------------------------
               ! 2016  ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 !
----------------------------------------------------------
Поступление
заемных средств
Всего расходы   15,141  14,165 13,188 12,211 11,234 5,383
по кредиту,
в т.ч.:
выплата          9,768   9,768  9,768  9,768  9,768 4,894
основной суммы
выплата          5,373   4,397  3,420  2,443  1,466 0,489
процентов
вознаграждение
лид-менеджеру
единовременные
выплаты
-----------------------------------------------------------
Общая сумма
выплат денежных
средств по
получению и
обслуживанию
кредита
(включая
выплату
основной суммы
кредита)
Выплата
вознаграждения,
комиссий и
премий
CF (поступле-   -15,14  -14,16 -13,19 -12,21 -11,23 -5,38
ние-выплата
ден. средств)
Аll-in-cost

                                                     Приложение 9

          Расходы по получению и обслуживанию займа
            в зависимости от схем финансирования
                    (См. бумажный вариант)

                                                     Приложение 10

         Расходы по получению и обслуживанию займа
           в зависимости от схем финансирования

-------------------------------------------------------------------
                                 !ед. изм.!Схема 1!Схема 2!Схема 3
-------------------------------------------------------------------
Сумма займа                        млн.$   297,68  297,68  297,68

Общая сумма выплат денежных        млн.$   491,44  502,52  512,64
средств по получению и обслужи-
ванию займа (включая выплату
основной суммы займа)

Общая сумма выплат денежных        млн.$   193,76  204,84  214,96
средств по получению и обслужи-
ванию займа (без учета выплаты
основной суммы займа)

Стоимость 1 $ заемных средств       $        0,65    0,69    0,72

All-in-cost (ставка вознагражде-    %       6,97%  11,26%  11,97%
ния с учетом расходов, связанных
с получением займа, комиссий,
премий, др. единовременных
выплат)
-------------------------------------------------------------------

                                                    Приложение 11

       Прогноз обменного курса национальной валюты и
      индекса потребительских цен Республики Казахстан

-------------------------------------------------------------------
         !ед.изм.! 2002! 2003 ! 2004 ! 2005! 2006! 2007! 2008! 2009
-------------------------------------------------------------------
Обменный
курс
среднего- тенге/$ 154,8 161,00 166,50 170,9 176,0 181,3 186,7 192,3
довой
курс
темп         %    105%  104%   103%   103%  103%  103%  103%  103%
роста
ИПЦ
среднего-
довой        %    6,6%  5,6%   5,9%   5,3%  4,0%  4,0%  4,0%  4,0%
темп
роста
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
         !ед.изм.! 2010! 2011 ! 2012 ! 2013! 2014! 2015! 2016! 2017
-------------------------------------------------------------------
Обменный
курс
среднего- тенге/$ 196,1 204,1  210,2  216,5 223,0 229,7 236,6 243,7
довой
курс
темп         %    103%  103%   103%   103%  103%  103%  103%  103%
роста
ИПЦ
среднего-
довой        %    4,0%  4,0%   4,0%   4,0%  4,0%  4,0%  4,0%  4,0%
темп
роста
-------------------------------------------------------------------

            Продолжение таблицы

---------------------------------------------------
         !ед.изм.! 2018! 2019 ! 2020 ! 2021! 2022
---------------------------------------------------
Обменный
курс
среднего- тенге/$ 251,0 258,5  266,3  274,2 282,5
довой
курс
темп         %    103%  103%   103%   103%  103%
роста
ИПЦ
среднего-
довой        %    4,0%  4,0%   4,0%   4,0%  4,0%
темп
роста
---------------------------------------------------

                                                    Приложение 12

              Расходы АО "KEGOC" по основной
          деятельности без учета проекта Север-Юг

                                                     млн.тенге
-------------------------------------------------------------------
               !  2002 !  2003 !  2004 !  2005 !  2006 !  2007
-------------------------------------------------------------------
Расходы         12532,4 13713,9 15779,0 16802,0 17227,4  17631,5
всего в т.ч.:
Налоги            769,9   923,7  1198,1  1021,6   862,3    828,0
Налог на          669,0   603,0   935,0   918,0   810,5    774,1
имущество
Налог на            5,1    10,0    10,0    10,0    10,4     10,8
трансп. ср-ва
Налоги прочие,     95,2   310,7   253,1    93,6    41,4     43,0
в т.ч.
подоход. н-г у     61,4   275,0   215,3    53,8
ист.выплаты
спец.плат. и        0,1     0,1     0,1     0,1     0,1      0,1
н-ги непрод.-й
налог на землю,    33,7    35,6    37,7    39,7    41,3     42,9
по экологии
Оплата труда     2560,6  2704,0  2863,5  3015,3  3135,9   3261,3
Фонда оплаты     2153,6  2274,2  2408,4  2536,0  2637,5   2743,0
труда
Обязательные      407,0   429,8   455,1   479,3   498,4    518,4
отчисления
Капитальный      1337,7  1300,0  1326,0  1352,5  1379,6   1407,2
ремонт
Амортизация      3612,0  4185,0  5440,2  6179,8  6407,5   6475,2
Затраты на       1589,4  1753,1  1856,5  1954,9  2033,1   2114,5
эксплуатацию
Административ-    297,9   314,6   333,1   350,8   364,8    379,4
ные расходы
Технологич.      2139,6  2328,0  2577,8  2750,5  2860,5   2974,9
расход эл/эн
Прочие            223,5   205,5   183,7   176,6   183,6    191,0
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
               !  2008 !  2009 !  2010 !  2011 !  2012 !  2013
-------------------------------------------------------------------
Расходы         17963,0 17164,3 17809,0 18374,2 17805,5  18366,3
всего в т.ч.:
Налоги            785,7   753,3   728,4   690,2   676,6    669,5
Налог на          729,7   695,1   667,8   627,2   611,1    601,3
имущество
Налог на           11,2    11,7    12,2    12,7    13,2     13,7
трансп. ср-ва
Налоги прочие,     44,8    46,5    48,4    50,3    52,4     54,5
в т.ч.
подоход н-г у
ист.выплаты
спец.плат. и        0,1     0,1     0,1     0,1     0,1      0,1
н-ги непрод.-й
налог на землю,    44,6    46,4    48,3    50,2    52,2     54,3
по экологии
Оплата труда     3391,8  3527,5  3668,6  3815,3  3967,9   4126,6
Фонда оплаты     2852,7  2966,8  3085,5  3208,9  3337,2   3470,7
труда
Обязательные      539,1   560,7   583,1   606,4   630,7    655,9
отчисления
Капитальный      1435,3  1464,0  1493,3  1523,2  1553,6   1584,7
ремонт
Амортизация      6464,0  5297,8  5372,3  5401,7  4385,8   4475,1
Затраты на       2199,0  2287,0  2378,5  2473,6  2572,6   2675,5
эксплуатацию
Административ-    394,6   410,4   426,8   443,9   461,6    480,1
ные расходы
Технологич.      3093,9  3217,7  3526,4  3802,9  3955,0   4113,2
расход эл/эн
Прочие            198,6   206,6   214,8   223,4   232,4    241,6
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
               !  2014 !  2015 !  2016 !  2017 !  2018 !  2019
-------------------------------------------------------------------
Расходы         18935,4 19551,0 20146,4 20790,1 21106,9  21775,1
всего в т.ч.:
Налоги            655,2   655,5   629,2   628,1   618,8    609,3
Налог на          584,4   581,8   552,5   548,4   535,9    523,0
имущество
Налог на           14,2    14,8    15,4    16,0    16,7     17,3
трансп. ср-ва
Налоги прочие,     56,6    58,9    61,3    63,7    66,2     68,9
в т.ч.
подоход н-г у
ист.выплаты
спец.плат. и        0,1     0,1     0,2     0,2     0,2      0,2
н-ги непрод.-й
налог на землю,    56,5    58,7    61,1    63,5    66,1     68,7
по экологии
Оплата труда     4291,7  4463,4  4641,9  4827,6  5020,7   5221,5
Фонда оплаты     3609,5  3753,9  3904,1  4060,3  4222,7   4391,6
труда
Обязательные      682,2   709,4   737,8   767,3   798,0    829,9
отчисления
Капитальный      1616,4  1648,7  1681,7  1715,3  1749,6   1784,6
ремонт
Амортизация      4561,3  4660,1  4745,4  4832,9  4580,2   4656,6
Затраты на       2782,5  2893,8  3009,5  3129,9  3255,1   3385,3
эксплуатацию
Административ-    499,3   519,3   540,0   561,6   584,1    607,5
ные расходы
Технологич.      4277,8  4448,9  4626,8  4811,9  5004,4   5204,5
расход эл/эн
Прочие            251,3   261,4   271,8   282,7   294,0    305,8
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

----------------------------------------
               !  2020 !  2021 !  2022
----------------------------------------
Расходы         22491,4 23225,7 23988,0
всего в т.ч.:
Налоги            609,9   601,2   592,4
Налог на          520,3   507,9   495,4
имущество
Налог на           18,0    18,7    19,5
трансп. ср-ва
Налоги прочие,     71,7    74,5    77,5
в т.ч.
подоход н-г у
ист.выплаты
спец.плат. и        0,2     0,2     0,2
н-ги непрод.-й
налог на землю,    71,5    74,3    77,3
по экологии
Оплата труда     5430,4  5647,6  5873,5
Фонда оплаты     4567,2  4749,9  4939,9
труда
Обязательные      863,1   897,7   933,6
отчисления
Капитальный      1820,3  1856,7  1893,9
ремонт
Амортизация      4747,5  4841,7  4938,5
Затраты на       3520,7  3661,6  3808,0
эксплуатацию
Административ-    631,8   657,0   683,3
ные расходы
Технологич.      5412,7  5629,2  5854,4
расход эл/эн
Прочие            318,0   330,7   343,9
-----------------------------------------

                                                    Приложение 13

   Прогноз результата финансово-хозяйственной деятельности
        АО "KEGOC", расчет движения денежных средств
           без проекта Север-Юг на 2002-2022 гг.

                                               млрд.тенге
-------------------------------------------------------------------
                 ! 2002 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008
-------------------------------------------------------------------
     Доходы
Доход от передачи  11,08  13,11  15,62  16,96  18,44  19,48  20,52
Доход от            1,58   1,59   1,65   1,69   1,79   1,88   1,98
диспетчеризации
Доход/убыток от   -0,009 -0,167 -0,650 -0,754 -0,865 -0,836 -0,803
неосновной
деятельности
(курсовая разница)

   Инвестиции
Инвестиции по      5,335 13,072 10,694  2,019
проекту
модернизации
Инвестиции вне     2,251  1,830  1,778  2,183  4,155  4,155  4,155
проектов

Операционные      12,532 13,714 15,779 16,802 17,227 17,631 17,963
расходы

    Прибыль
Прибыль до         0,117  0,814  0,838  1,094  2,139  2,895  3,735
налогооблажения
Подоходный налог          0,244  0,252  0,328  0,642  0,869  1,121
Финансовый         0,117  0,570  0,587  0,766  1,498  2,027  2,615
результат

Приток денежных
   средств
Финансовый         0,117  0,570  0,587  0,766  1,498  2,027  2,615
результат
Амортизация        3,612  4,185  5,440  6,180  6,407  6,475  6,464
Курсовая разница   0,009  0,167  0,650  0,754  0,865  0,836  0,803
Итого              3,738  4,922  6,677  7,700  8,770  9,338  9,881

Отток денежных
   средств
Софинансирование   1,210  1,997  1,507  0,764
по проекту
модернизации
Инвестиции вне     2,251  1,830  1,778  2,183  2,155  2,155  2,155
проектов
Расходы на         0,239  1,004  1,898  3,155  3,180  3,306  3,386
финансирование по
проекту
модернизации
Дивиденды          0,012  0,057  0,059  0,077
Итого              3,711  4,888  5,242  6,179  5,335  5,461  5,541

Чистый денежный    0,027  0,034  1,435  1,521  3,435  3,877  4,340
поток (ЧДП)
Кумулятивный ЧДП   2,472  2,505  3,940  5,461  8,896 12,773 17,112
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
                 ! 2009 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
-------------------------------------------------------------------
     Доходы
Доход от передачи  21,72  22,89  23,73  24,59  25,46  26,33  27,15
Доход от            2,08   2,19   2,27   2,36   2,45   2,54   2,64
диспетчеризации
Доход/убыток от   -0,764 -0,721 -0,671 -0,614 -0,551 -0,480 -0,400
неосновной
деятельности
(курсовая разница)

   Инвестиции
Инвестиции по
проекту
модернизации
Инвестиции вне     4,155  4,155  4,155  4,155  4,155  4,155  4,155
проектов

Операционные      17,164 17,809 18,374 17,805 18,366 18,935 19,551
расходы

    Прибыль
Прибыль до         5,872  6,548  6,962  8,530  8,990  9,453  9,841
налогооблажения
Подоходный налог   1,761  1,965  2,088  2,559  2,697  2,836  2,952
Финансовый         4,110  4,584  4,873  5,971  6,293  6,617  6,888
результат

Приток денежных
   средств
Финансовый         4,110  4,584  4,873  5,971  6,293  6,617  6,888
результат
Амортизация        5,298  5,372  5,402  4,386  4,475  4,561  4,660
Курсовая разница   0,764  0,721  0,671  0,614  0,551  0,480  0,400
Итого             10,172 10,677 10,945 10,971 11,319 11,658 11,949

Отток денежных
   средств
Софинансирование
по проекту
модернизации
Инвестиции вне     2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
проектов
Расходы на         3,462  3,545  3,630  3,720  3,809  3,905  3,999
финансирование по
проекту
модернизации
Дивиденды
Итого              5,617  5,700  5,785  5,876  5,964  6,060  6,155

Чистый денежный    4,555  4,977  5,160  5,095  5,355  5,598  5,794
поток (ЧДП)
Кумулятивный ЧДП  21,667 26,644 31,804 36,900 42,255 47,853 53,647
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
               ! 2016 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021  ! 2022
-------------------------------------------------------------------
     Доходы
Доход от         27,98  28,76  29,58  30,36  31,54   32,20   32,84
передачи
Доход от          2,69   2,75   2,81   2,86   2,92    2,98    3,04
диспетчеризации
Доход/убыток от -0,311 -0,240 -0,159 -0,068
неосновной
деятельности
(курсовая
разница)

   Инвестиции
Инвестиции по
проекту
модернизации
Инвестиции вне   4,155  4,155  4,155  4,155  4,155   4,155   4,155
проектов

Операционные    20,146 20,790 21,107 21,775 22,491  23,226  23,988
расходы

    Прибыль
Прибыль до      10,210 10,476 11,119 11,378 11,970  11,956  11,890
налогооблажения
Подоходный       3,063  3,143  3,336  3,413  3,591   3,587   3,567
налог
Финансовый       7,147  7,333  7,783  7,964  8,379   8,369   8,323
результат

Приток денежных
   средств
Финансовый       7,147  7,333  7,783  7,964  8,379   8,369   8,323
результат
Амортизация      4,745  4,833  4,580  4,657  4,748   4,842   4,939
Курсовая         0,311  0,240  0,159  0,068
разница
Итого           12,203 12,406 12,523 12,689 13,127  13,211  13,262

Отток денежных
   средств
Софинансирова-
ние по проекту
модернизации
Инвестиции вне   2,155  2,155  2,155  2,155  2,155   2,155   2,155
проектов
Расходы на       3,192  3,319  3,454  3,599
финансирование
по проекту
модернизации
Дивиденды
Итого            5,347  5,474  5,609  5,754  2,155   2,155   2,155

Чистый денежный  6,856  6,932  6,914  6,935 10,971  11,056  11,107
поток (ЧДП)
Кумулятивный    60,503 67,435 74,349 81,285 92,256 103,312 114,419
ЧДП
-------------------------------------------------------------------

                                                Приложение 13.а.

   Прогноз результата финансово-хозяйственной деятельности
        АО "KEGOC", расчет движения денежных средств
           с учетом проекта Север-Юг на 2002-2022 гг.

                                               млрд.тенге
-------------------------------------------------------------------
                 ! 2002 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008
-------------------------------------------------------------------
     Доходы
Доход от передачи                        0,32   0,32   0,32   1,94
по С-Ю
Доход от передачи  11,08  13,11  15,62  17,28  18,76  19,80  22,46
с учетом С-Ю
Доход от            1,58   1,59   1,65   1,69   1,86   1,95   2,05
диспетчеризации
Доход/убыток от   -0,009 -0,167 -0,864 -1,118 -1,536 -1,742 -1,917
неосновной
деятельности
(курсовая разница)

   Инвестиции
Инвестиции по      5,335 13,072 10,694  2,019
проекту МНЭС
Инвестиции вне     2,251  1,830  1,778  2,183  2,155  2,155  2,155
проектов
Инвестиции по             8,382  9,678 10,971  9,565  8,066
проекту С-Ю

Операционные
расходы
Операционные              0,464  0,103  0,540  0,960  1,193  1,499
расходы по С-Ю
Операционные      12,532 14,178 15,882 17,341 18,188 18,824 19,462
расходы с
учетом С-Ю

    Прибыль
Прибыль до         0,117  0,350  0,521  0,510  0,890  1,182  3,126
налогооблажения
Подоходный налог          0,105  0,156  0,153  0,267  0,354  0,938
Финансовый         0,117  0,245  0,365  0,357  0,623  0,827  2,188
результат

Приток денежных
   средств
Финансовый         0,117  0,245  0,365  0,357  0,623  0,827  2,188
результат
Амортизация        3,612  4,185  5,440  6,500  6,964  7,268  7,463
Курсовая разница   0,009  0,167  0,864  1,118  1,536  1,742  1,917
Итого              3,738  4,597  6,669  7,975  9,123  9,837 11,569

Отток денежных
   средств
Софинансирование   1,210  1,997  1,507  0,764
по проекту МНЭС
Инвестиции вне     2,251  1,830  1,778  2,183  2,155  2,155  2,155
проектов
Софинансирование
по С-Ю
Расходы на         0,239  1,004  1,898  3,155  3,180  3,306  3,386
финанс. по МНЭС
Расходы на                0,492  1,078  1,751  2,365  2,910  5,790
финансирование
по С-Ю
Дивиденды          0,012  0,024  0,036  0,036
Итого              3,711  5,348  6,298  7,889  7,700  8,371 11,332

Чистый денежный    0,027 -0,751  0,372  0,087  1,423  1,466  0,237
поток (ЧДП)
Кумулятивный ЧДП   2,472  1,720  2,092  2,178  3,601  5,067  5,304
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
                 ! 2009 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
-------------------------------------------------------------------
     Доходы
Доход от передачи   1,96   2,10   2,21   2,37   2,38   2,38   2,38
по С-Ю
Доход от передачи  23,68  24,98  25,94  26,96  27,84  28,70  29,53
с учетом С-Ю
Доход от            2,15   2,27   2,51   2,60   2,70   2,80   2,91
диспетчеризации
Доход/убыток от   -1,836 -1,745 -1,645 -1,534 -1,412 -1,278 -1,131
неосновной
деятельности
(курсовая разница)

   Инвестиции
Инвестиции по
проекту МНЭС
Инвестиции вне     2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
проектов
Инвестиции по
проекту С-Ю

Операционные
расходы
Операционные       1,489  1,548  1,610  1,601  1,613  1,604  1,595
расходы по С-Ю
Операционные      18,654 19,357 19,984 19,406 19,980 20,540 21,147
расходы с
учетом С-Ю

    Прибыль
Прибыль до         5,347  6,147  6,820  8,621  9,145  9,689 10,163
налогооблажения
Подоходный налог   1,604  1,844  2,046  2,586  2,743  2,907  3,049
Финансовый         3,743  4,303  4,774  6,035  6,401  6,782  7,114
результат

Приток денежных
   средств
Финансовый         3,743  4,303  4,774  6,035  6,401  6,782  7,114
результат
Амортизация        6,297  6,372  6,401  5,385  5,474  5,561  5,660
Курсовая разница   1,836  1,745  1,645  1,534  1,412  1,278  1,131
Итого             11,876 12,420 12,820 12,954 13,288 13,621 13,905

Отток денежных
   средств
Софинансирование  
по проекту МНЭС
Инвестиции вне     2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
проектов
Софинансирование
по С-Ю
Расходы на         3,462  3,545  3,630  3,720  3,809  3,905  3,999
финанс. по МНЭС
Расходы на         6,100  6,426  6,650  6,802  6,695  6,577  6,452
финансирование
по С-Ю
Дивиденды
Итого             11,717 12,126 12,436 12,677 12,659 12,637 12,606

Чистый денежный    0,159  0,294  0,385  0,277  0,629  0,984  1,298
поток (ЧДП)
Кумулятивный ЧДП   5,463  5,757  6,142  6,419  7,048  8,032  9,330
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
                 ! 2016 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022
-------------------------------------------------------------------
     Доходы
Доход от передачи   2,38   2,38   2,38   2,38   2,38   2,38   2,38
по С-Ю
Доход от передачи  30,35  31,13  31,95  32,74  33,92  34,58  35,22
с учетом С-Ю
Доход от            3,16   3,22   3,29   3,35   3,43   3,70   3,77
диспетчеризации
Доход/убыток от   -0,970 -0,822 -0,659 -0,480
неосновной
деятельности
(курсовая разница)

   Инвестиции
Инвестиции по
проекту МНЭС
Инвестиции вне     2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
проектов
Инвестиции по
проекту С-Ю

Операционные
расходы
Операционные       1,587  1,578  1,569  1,560  1,552  1,543  1,534
расходы по С-Ю
Операционные      21,733 22,368 22,676 23,335 24,043 24,769 25,522
расходы с
учетом С-Ю

    Прибыль
Прибыль до        10,804 11,167 11,910 12,275 13,298 13,509 13,466
налогооблажения
Подоходный налог   3,241  3,350  3,573  3,683  3,989  4,053  4,040
Финансовый         7,563  7,817  8,337  8,593  9,309  9,456  9,426
результат

Приток денежных
   средств
Финансовый         7,563  7,817  8,337  8,593  9,309  9,456  9,426
результат
Амортизация        5,745  5,832  5,580  5,656  5,747  5,841  5,938
Курсовая разница   0,970  0,822  0,659  0,480
Итого             14,278 14,471 14,575 14,729 15,056 15,297 15,364

Отток денежных
   средств
Софинансирование
по проекту МНЭС
Инвестиции вне     2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
проектов
Софинансирование
по С-Ю
Расходы на         3,192  3,319  3,454  3,599
финанс. по МНЭС
Расходы на         6,315  6,166  5,693  5,186  4,649  4,188  3,803
финансирование
по С-Ю
Дивиденды
Итого             11,662 11,640 11,301 10,940  6,805  6,343  5,958

Чистый денежный    2,616  2,831  3,274  3,789  8,251  8,954  9,406
поток (ЧДП)
Кумулятивный ЧДП  11,947 14,778 18,052 21,840 30,092 39,046 48,451
-------------------------------------------------------------------

      при 3-х проводном исполнении

                                                   Приложение 13.б.

    Прогноз результата финансово-хозяйственной деятельности
        АО "KEGOC", расчет движения денежных средств
          с учетом проекта Север-Юг на 2002-2022 гг.

                                                  млрд.тенге
-------------------------------------------------------------------
                 ! 2002 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008
-------------------------------------------------------------------
     Доходы
Доход от передачи                        0,32   0,32   0,32   1,94
по С-Ю
Доход от передачи  11,08  13,11  15,62  17,28  18,76  19,80  22,46
с учетом С-Ю
Доход от            1,58   1,59   1,65   1,69   1,86   1,95   2,05
диспетчеризации
Доход/убыток от   -0,009 -0,167 -0,885 -1,151 -1,594 -1,821 -2,017
неосновной
деятельности
(курсовая разница)

   Инвестиции
Инвестиции по      5,335 13,072 10,694  2,019
проекту МНЭС
Инвестиции вне     2,251  1,830  1,778  2,183  2,155  2,155  2,155
проектов
Инвестиции по             9,173 10,521 11,861 10,416  8,873
проекту С-Ю

Операционные
расходы
Операционные              0,506  0,112  0,581  1,031  1,278  1,616
расходы по С-Ю
Операционные      12,532 14,220 15,891 17,383 18,259 18,909 19,579
расходы с
учетом С-Ю

    Прибыль
Прибыль до         0,117  0,308  0,491  0,436  0,761  1,017  2,910
налогооблажения
Подоходный налог          0,092  0,147  0,131  0,228  0,305  0,873
Финансовый         0,117  0,216  0,344  0,306  0,533  0,712  2,037
результат

Приток денежных
   средств
Финансовый         0,117  0,216  0,344  0,306  0,533  0,712  2,037
результат
Амортизация        3,612  4,185  5,440  6,523  7,003  7,323  7,539
Курсовая разница   0,009  0,167  0,885  1,151  1,594  1,821  2,017
Итого              3,738  4,568  6,669  7,979  9,130  9,856 11,593

Отток денежных
   средств
Софинансирование   1,210  1,997  1,507  0,764
по проекту МНЭС
Инвестиции вне     2,251  1,830  1,778  2,183  2,155  2,155  2,155
проектов
Софинансирование
по С-Ю
Расходы на         0,239  1,004  1,898  3,155  3,180  3,306  3,386
финансирование
по МНЭС
Расходы на                0,539  1,175  1,903  2,572  3,171  6,310
финансирование
по С-Ю
Дивиденды          0,012  0,022  0,034  0,031
Итого              3,711  5,392  6,393  8,036  7,907  8,632 11,851

Чистый денежный    0,027 -0,824  0,276 -0,057  1,222  1,225 -0,258
поток (ЧДП)
Кумулятивный ЧДП   2,472  1,648  1,924  1,867  3,089  4,314  4,055
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
                 ! 2009 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
-------------------------------------------------------------------
     Доходы
Доход от передачи   1,96   2,10   2,21   2,37   2,54   2,64   2,64
по С-Ю
Доход от передачи  23,68  24,98  25,94  26,96  28,00  28,97  29,79
с учетом С-Ю
Доход от            2,15   2,27   2,51   2,60   2,70   2,80   2,91
диспетчеризации
Доход/убыток от   -1,932 -1,837 -1,732 -1,617 -1,489 -1,350 -1,197
неосновной
деятельности
(курсовая разница)

   Инвестиции
Инвестиции по
проекту МНЭС
Инвестиции вне     2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
проектов
Инвестиции по
проекту С-Ю

Операционные
расходы
Операционные       1,605  1,665  1,729  1,719  1,733  1,724  1,714
расходы по С-Ю
Операционные      18,769 19,474 20,103 19,525 20,100 20,659 21,265
расходы с
учетом С-Ю

    Прибыль
Прибыль до         5,136  5,939  6,614  8,420  9,116  9,762 10,243
налогооблажения
Подоходный налог   1,541  1,782  1,984  2,526  2,735  2,929  3,073
Финансовый         3,595  4,157  4,630  5,894  6,381  6,834  7,170
результат

Приток денежных
   средств
Финансовый         3,595  4,157  4,630  5,894  6,381  6,834  7,170
результат
Амортизация        6,373  6,447  6,477  5,461  5,550  5,636  5,735
Курсовая разница   1,932  1,837  1,732  1,617  1,489  1,350  1,197
Итого             11,900 12,442 12,839 12,972 13,421 13,820 14,102

Отток денежных
   средств
Софинансирование
по проекту МНЭС
Инвестиции вне     2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
проектов
Софинансирование
по С-Ю
Расходы на         3,462  3,545  3,630  3,720  3,809  3,905  3,999
финансирование
по МНЭС
Расходы на         6,647  6,999  7,244  7,411  7,295  7,167  7,030
финансирование
по С-Ю
Дивиденды
Итого             12,264 12,699 13,029 13,287 13,259 13,227 13,184

Чистый денежный   -0,365 -0,257 -0,190 -0,315  0,162  0,593  0,918
поток (ЧДП)
Кумулятивный ЧДП   3,691  3,434  3,244  2,928  3,090  3,684  4,601
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
                 ! 2016 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022
-------------------------------------------------------------------
     Доходы
Доход от передачи   2,64   2,64   2,64   2,64   2,64   2,64   2,64
по С-Ю
Доход от передачи  30,62  31,40  32,22  33,00  34,18  34,84  35,48
с учетом С-Ю
Доход от            3,16   3,22   3,29   3,35   3,43   3,70   3,77
диспетчеризации
Доход/убыток от   -1,029 -0,874 -0,703 -0,517
неосновной
деятельности
(курсовая разница)

   Инвестиции
Инвестиции по
проекту МНЭС
Инвестиции вне     2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
проектов
Инвестиции по
проекту С-Ю

Операционные
расходы
Операционные       1,704  1,695  1,685  1,676  1,666  1,657  1,648
расходы по С-Ю
Операционные      21,851 22,485 22,792 23,451 24,158 24,883 25,636
расходы с
учетом С-Ю

    Прибыль
Прибыль до        10,892 11,262 12,013 12,387 13,447 13,658 13,616
налогооблажения
Подоходный налог   3,267  3,379  3,604  3,716  4,034  4,098  4,085
Финансовый         7,624  7,883  8,409  8,671  9,413  9,561  9,531
результат

Приток денежных
   средств
Финансовый         7,624  7,883  8,409  8,671  9,413  9,561  9,531
результат
Амортизация        5,821  5,908  5,655  5,732  5,823  5,917  6,014
Курсовая разница   1,029  0,874  0,703  0,517
Итого             14,474 14,665 14,768 14,919 15,236 15,478 15,545

Отток денежных
   средств
Софинансирование
по проекту МНЭС
Инвестиции вне     2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155  2,155
проектов
Софинансирование
по С-Ю
Расходы на         3,192  3,319  3,454  3,599
финансирование
по МНЭС
Расходы на         6,880  6,718  6,201  5,650  5,069  4,566  4,144
финансирование
по С-Ю
Дивиденды
Итого             12,228 12,192 11,810 11,404  7,224  6,721  6,299

Чистый денежный    2,246  2,473  2,958  3,515  8,012  8,756  9,246
поток (ЧДП)
Кумулятивный ЧДП   6,847  9,320 12,278 15,793 23,805 32,561 41,808
-------------------------------------------------------------------

      при 4-х проводном исполнении

                                                 Приложение 14.а.

         Основные финансово-экономические показатели
                         АО "KEGOC"

-------------------------------------------------------------------
Показатель! ед.  ! 2002 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008
           ! изм. !      !      !      !      !      !      !
-------------------------------------------------------------------
   Тарифы
Тарифы на
передачу
эл/энергии
без проекта тенге/  0,460  0,535  0,610  0,640  0,640  0,640  0,640
С-Ю         кВтч
с учетом    тенге/  0,460  0,535  0,610  0,640  0,640  0,640  0,640
проекта С-Ю кВтч
Тариф на    тенге/  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029
диспетчери- кВтч
зацию

Доход от
основной
деятель-
ности
без проекта млрд.  12,659 14,695 17,267 18,650 20,232 21,363 22,501
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.  12,659 14,695 17,267 18,970 20,614 21,748 24,505
проекта С-Ю тенге

Операцион-
ные расходы
без проекта млрд.  12,532 13,714 15,779 16,802 17,227 17,631 17,963
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.  12,532 14,178 15,882 17,341 18,188 18,824 19,462
проекта С-Ю тенге

Финансовый
результат
без проекта млрд.   0,117  0,570  0,587  0,766  1,498  2,027  2,615
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.   0,117  0,245  0,365  0,357  0,623  0,827  2,188
проекта С-Ю тенге
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
Показатель! ед.  ! 2009 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
           ! изм. !      !      !      !      !      !      !
-------------------------------------------------------------------
   Тарифы
Тарифы на
передачу
эл/энергии
без проекта тенге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
С-Ю         кВтч
с учетом    тенге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
проекта С-Ю кВтч
Тариф на    тенге/  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029
диспетчери- кВтч
зацию

Доход от
основной
деятель-
ности
без проекта млрд.  23,800 25,078 26,006 26,950 27,908 28,868 29,792
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.  25,837 27,250 28,450 29,562 30,537 31,507 32,440
проекта С-Ю тенге

Операцион-
ные расходы
без проекта млрд.  17,164 17,809 18,374 17,805 18,366 18,935 19,551
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.  18,654 19,357 19,984 19,406 19,980 20,540 21,147
проекта С-Ю тенге

Финансовый
результат
без проекта млрд.   4,110  4,584  4,873  5,971  6,293  6,617  6,888
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.   3,743  4,303  4,774  6,035  6,401  6,782  7,114
проекта С-Ю тенге
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
Показатель! ед.  ! 2016 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022
           ! изм. !      !      !      !      !      !      !
-------------------------------------------------------------------
   Тарифы
Тарифы на
передачу
эл/энергии
без проекта тенге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
С-Ю         кВтч
с учетом    тенге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
проекта С-Ю кВтч
Тариф на    тенге/  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029
диспетчери- кВтч
зацию

Доход от
основной
деятель-
ности
без проекта млрд.  30,667 31,506 32,385 33,221 34,461 35,182 35,878
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.  33,507 34,356 35,245 36,090 37,341 38,277 38,988
проекта С-Ю тенге

Операцион-
ные расходы
без проекта млрд.  20,146 20,790 21,107 21,775 22,491 23,226 23,988
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.  21,733 22,368 22,676 23,335 24,043 24,769 25,522
проекта С-Ю тенге

Финансовый
результат
без проекта млрд.   7,147  7,333  7,783  7,964  8,379  8,369  8,323
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.   7,563  7,817  8,337  8,593  9,309  9,456  9,426
проекта С-Ю тенге
-------------------------------------------------------------------

      при 3-х проводном исполнении

                                                 Приложение 14.б.

         Основные финансово-экономические показатели
                         АО "KEGOC"

-------------------------------------------------------------------
Показатель! ед.  ! 2002 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008
           ! изм. !      !      !      !      !      !      !
-------------------------------------------------------------------
   Тарифы
Тарифы на
передачу
эл/энергии
без проекта тенге/  0,460  0,535  0,610  0,640  0,640  0,640  0,640
С-Ю         кВтч
с учетом    тенге/  0,460  0,535  0,610  0,640  0,640  0,640  0,640
проекта С-Ю кВтч
Тариф на    тенге/  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029
диспетчери- кВтч
зацию

Доход от
основной
деятель-
ности
без проекта млрд.  12,659 14,659 17,267 18,650 20,232 21,363 22,501
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.  12,659 14,659 17,267 18,970 20,614 21,748 24,505
проекта С-Ю тенге

Операцион-
ные расходы
без проекта млрд.  12,532 13,714 15,779 16,802 17,227 17,631 17,963
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.  12,532 14,220 15,891 17,383 18,259 18,909 19,579
проекта С-Ю тенге

Финансовый
результат
без проекта млрд.   0,117  0,570  0,587  0,766  1,498  2,027  2,615
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.   0,117  0,216  0,344  0,306  0,533  0,712  2,037
проекта С-Ю тенге
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
Показатель! ед.  ! 2009 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
           ! изм. !      !      !      !      !      !      !
-------------------------------------------------------------------
   Тарифы
Тарифы на
передачу
эл/энергии
без проекта тенге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
С-Ю         кВтч
с учетом    тенге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
проекта С-Ю кВтч
Тариф на    тенге/  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029
диспетчери- кВтч
зацию

Доход от
основной
деятель-
ности
без проекта млрд.  23,800 25,078 26,006 26,950 27,908 28,868 29,792
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.  25,837 27,250 28,450 29,562 30,705 31,771 32,704
проекта С-Ю тенге

Операцион-
ные расходы
без проекта млрд.  17,164 17,809 18,374 17,805 18,366 18,935 19,551
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.  18,769 19,474 20,103 19,525 20,100 20,659 21,265
проекта С-Ю тенге

Финансовый
результат
без проекта млрд.   4,110  4,584  4,873  5,971  6,293  6,617  6,888
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.   3,595  4,157  4,630  5,894  6,381  6,834  7,170
проекта С-Ю тенге
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
Показатель! ед.  ! 2016 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022
           ! изм. !      !      !      !      !      !      !
-------------------------------------------------------------------
   Тарифы
Тарифы на
передачу
эл/энергии
без проекта тенге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
С-Ю         кВтч
с учетом    тенге/  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640  0,640
проекта С-Ю кВтч
Тариф на    тенге/  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029  0,029
диспетчери- кВтч
зацию

Доход от
основной
деятель-
ности
без проекта млрд.  30,667 31,506 32,385 33,221 34,461 35,182 35,878
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.  33,771 34,620 35,509 36,354 37,605 38,541 39,252
проекта С-Ю тенге

Операцион-
ные расходы
без проекта млрд.  20,146 20,790 21,107 21,775 22,491 23,226 23,988
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.  21,851 22,485 22,792 23,451 24,158 24,883 25,636
проекта С-Ю тенге

Финансовый
результат
без проекта млрд.   7,147  7,333  7,783  7,964  8,379  8,369  8,323
С-Ю         тенге
с учетом    млрд.   7,624  7,883  8,409  8,671  9,413  9,561  9,531
проекта С-Ю тенге
-------------------------------------------------------------------

      при 4-х проводном исполнении

                                                    Приложение 15

                    Финансовый результат
                    (См. бумажный вариант)

                                                   Приложение 16.а.

             Чистая приведенная стоимость (NPV)
                денежных потоков АО "KEGOC"

-------------------------------------------------------------------
Денежный поток  ! 2002 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008
-------------------------------------------------------------------
Чистый денежный
поток (ЧДП)
без проекта С-Ю   0,027  0,034  1,435  1,521  3,435  3,877   4,340
с учетом проекта  0,027 -0,751  0,372  0,087  1,423  1,466   0,237
С-Ю

кумулятивный ЧДП*
без проекта С-Ю   2,472  2,505  3,940  5,461  8,896 12,773  17,112
с учетом проекта  2,472  1,720  2,092  2,178  3,601  5,067   5,304
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=5%)
без проекта С-Ю   0,027  0,032  1,301  1,314  2,826  3,038   3,238
с учетом проекта  0,027 -0,715  0,337  0,075  1,170  1,149   0,177
С-Ю

NPV* (при i=5%)
без проекта С-Ю   2,472  2,504  3,805  5,119  7,945 10,982  14,221
с учетом проекта  2,472  1,756  2,093  2,168  3,338  4,487   4,664
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=7%)
без проекта С-Ю   0,027  0,032  1,253  1,241  2,620  2,764   2,892
с учетом проекта  0,027 -0,702  0,325  0,071  1,085  1,045   0,158
С-Ю

NPV* (при i=7%)
без проекта С-Ю   2,472  2,503  3,756  4,998  7,618 10,382  13,274
с учетом проекта  2,472  1,770  2,094  2,165  3,250  4,295   4,453
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=9%)
без проекта С-Ю   0,027  0,031  1,208  1,174  2,433  2,520   2,588
с учетом проекта  0,027 -0,689  0,313  0,067  1,008  0,953   0,141
С-Ю

NPV* (при i=9%)
без проекта С-Ю   2,472  2,503  3,710  4,884  7,318  9,837  12,425
с учетом проекта  2,472  1,782  2,095  2,162  3,170  4,123   4,264
С-Ю
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
Денежный поток  ! 2009 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
-------------------------------------------------------------------
Чистый денежный
поток (ЧДП)
без проекта С-Ю    4,555  4,977  5,160  5,095  5,355  5,598  5,794
с учетом проекта   0,159  0,294  0,385  0,277  0,629  0,984  1,298
С-Ю

кумулятивный ЧДП*
без проекта С-Ю   21,667 26,644 31,804 36,900 42,255 47,853 53,647
с учетом проекта   5,463  5,757  6,142  6,419  7,048  8,032  9,330
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=5%)
без проекта С-Ю    3,237  3,368  3,326  3,128  3,131  3,117  3,073
с учетом проекта   0,113  0,199  0,248  0,170  0,368  0,548  0,689
С-Ю

NPV* (при i=5%)
без проекта С-Ю   17,458 20,826 24,153 27,281 30,412 33,529 36,602
с учетом проекта   4,777  4,976  5,224  5,394  5,762  6,310  6,998
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=7%)
без проекта С-Ю    2,837  2,896  2,807  2,590  2,544  2,486  2,404
с учетом проекта   0,099  0,171  0,209  0,141  0,299  0,437  0,539
С-Ю

NPV* (при i=7%)
без проекта С-Ю   16,111 19,007 21,814 24,404 26,948 29,434 31,838
с учетом проекта   4,552  4,723  4,933  5,073  5,372  5,809  6,348
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=9%)
без проекта С-Ю    2,492  2,498  2,376  2,152  2,075  1,990  1,890
с учетом проекта   0,087  0,148  0,177  0,117  0,244  0,350  0,424
С-Ю

NPV* (при i=9%)
без проекта С-Ю   14,917 17,414 19,790 21,943 24,018 26,008 27,898
с учетом проекта   4,351  4,498  4,676  4,792  5,036  5,386  5,810
С-Ю
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
Денежный поток ! 2016 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021  ! 2022
-------------------------------------------------------------------
Чистый денежный
поток (ЧДП)
без проекта С-Ю   6,856  6,932  6,914  6,935 10,971  11,056  11,107
с учетом проекта  2,616  2,831  3,274  3,789  8,251   8,954   9,406
С-Ю

кумулятивный
ЧДП*
без проекта С-Ю  60,503 67,435 74,349 81,285 92,256 103,312 114,419
с учетом проекта 11,947 14,776 18,052 21,840 30,092  39,046  48,451
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=5%)
без проекта С-Ю   3,463  3,335  3,167  3,026  4,559   4,375   4,186
с учетом проекта  1,321  1,362  1,500  1,653  3,429   3,543   3,545
С-Ю

NPV* (при i=5%)
без проекта С-Ю  40,065 43,399 46,566 49,592 54,151  58,526  62,712
с учетом проекта  8,320  9,681 11,181 12,834 16,263  19,806  23,351
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=7%)
без проекта С-Ю   2,659  2,513  2,342  2,196  3,246   3,057   2,870
с учетом проекта  1,015  1,026  1,109  1,199  2,441   2,476   2,431
С-Ю

NPV* (при i=7%)
без проекта С-Ю  34,497 37,010 39,352 41,547 44,793  47,850  50,721
с учетом проекта  7,363  8,389  9,498 10,697 13,138  15,614  18,045
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=9%)
без проекта С-Ю   2,052  1,903  1,741  1,603  2,326   2,150   1,982
с учетом проекта  0,783  0,777  0,825  0,875  1,749   1,741   1,678
С-Ю

NPV* (при i=9%)
без проекта С-Ю  29,950 31,853 33,595 35,197 37,523  39,673  41,655
с учетом проекта  6,593  7,370  8,195  9,070 10,918  12,561  14,239
С-Ю
-------------------------------------------------------------------

      *с учетом остатка денежных средств (2,445 млрд.тенге) на начало 2002 года

      при 3-х проводном исполнении

                                                   Приложение 16.б.

             Чистая приведенная стоимость (NPV)
                денежных потоков АО "KEGOC"

                                               млрд. тенге

-------------------------------------------------------------------
Денежный поток  ! 2002 ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008
-------------------------------------------------------------------
Чистый денежный
поток (ЧДП)
без проекта С-Ю   0,027  0,034  1,435  1,521  3,435  3,877   4,340
с учетом проекта  0,027 -0,824  0,276 -0,057  1,222  1,225  -0,258
С-Ю

кумулятивный ЧДП*
без проекта С-Ю   2,472  2,505  3,940  5,461  8,896 12,773  17,112
с учетом проекта  2,472  1,648  1,924  1,867  3,089  4,314   4,055
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=5%)
без проекта С-Ю   0,027  0,032  1,301  1,314  2,826  3,038   3,238
с учетом проекта  0,027 -0,785  0,250 -0,049  1,006  0,960  -0,193
С-Ю

NPV* (при i=5%)
без проекта С-Ю   2,472  2,504  3,805  5,119  7,945 10,982  14,221
с учетом проекта  2,472  1,687  1,937  1,888  2,894  3,853   3,661
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=7%)
без проекта С-Ю   0,027  0,032  1,253  1,241  2,620  2,764   2,892
с учетом проекта  0,027 -0,770  0,241 -0,046  0,933  0,873  -0,172
С-Ю

NPV* (при i=7%)
без проекта С-Ю   2,472  2,503  3,756  4,998  7,618 10,382  13,274
с учетом проекта  2,472  1,702  1,943  1,896  2,829  3,702   3,530
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=9%)
без проекта С-Ю   0,027  0,031  1,208  1,174  2,433  2,520   2,588
с учетом проекта  0,027 -0,756  0,232 -0,044  0,866  0,796  -0,154
С-Ю

NPV* (при i=9%)
без проекта С-Ю   2,472  2,503  3,710  4,884  7,318  9,837  12,425
с учетом проекта  2,472  1,716  1,948  1,904  2,770  3,566   3,412
С-Ю
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
Денежный поток  ! 2009 ! 2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015
-------------------------------------------------------------------
Чистый денежный
поток (ЧДП)
без проекта С-Ю    4,555  4,977  5,160  5,095  5,355  5,598  5,794
с учетом проекта  -0,365 -0,257 -0,190 -0,315  0,162  0,593  0,918
С-Ю

кумулятивный ЧДП*
без проекта С-Ю   21,667 26,644 31,804 36,900 42,255 47,853 53,647
с учетом проекта   3,691  3,434  3,244  2,928  3,090  3,684  4,601
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=5%)
без проекта С-Ю    3,237  3,368  3,326  3,128  3,131  3,117  3,073
с учетом проекта  -0,259 -0,174 -0,122 -0,194  0,095  0,330  0,487
С-Ю

NPV* (при i=5%)
без проекта С-Ю   17,458 20,826 24,153 27,281 30,412 33,529 36,602
с учетом проекта   3,401  3,227  3,105  2,911  3,006  3,336  3,823
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=7%)
без проекта С-Ю    2,837  2,896  2,807  2,590  2,544  2,486  2,404
с учетом проекта  -0,227 -0,150 -0,103 -0,160  0,077  0,263  0,381
С-Ю

NPV* (при i=7%)
без проекта С-Ю   16,111 19,007 21,814 24,404 26,948 29,434 31,838
с учетом проекта   3,303  3,153  3,050  2,889  2,966  3,230  3,611
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=9%)
без проекта С-Ю    2,492  2,498  2,376  2,152  2,075  1,990  1,890
с учетом проекта  -0,199 -0,129 -0,087 -0,133  0,063  0,211  0,299
С-Ю

NPV* (при i=9%)
без проекта С-Ю   14,917 17,414 19,790 21,943 24,018 26,008 27,898
с учетом проекта   3,213  3,083  2,996  2,863  2,926  3,136  3,436
С-Ю
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
Денежный поток ! 2016 ! 2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021  ! 2022
-------------------------------------------------------------------
Чистый денежный
поток (ЧДП)
без проекта С-Ю   6,856  6,932  6,914  6,935 10,971  11,056  11,107
с учетом проекта  2,246  2,473  2,958  3,515  8,012   8,756   9,246
С-Ю

кумулятивный
ЧДП*
без проекта С-Ю  60,503 67,435 74,349 81,285 92,256 103,312 114,419
с учетом проекта  6,847  9,320 12,278 15,793 23,805  32,561  41,808
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=5%)
без проекта С-Ю   3,463  3,335  3,167  3,026  4,559   4,375   4,186
с учетом проекта  1,134  1,189  1,355  1,534  3,329   3,465   3,485
С-Ю

NPV* (при i=5%)
без проекта С-Ю  40,065 43,399 46,566 49,592 54,151  58,526  62,712
с учетом проекта  4,957  6,147  7,502  9,036 12,365  15,830  19,315
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=7%)
без проекта С-Ю   2,659  2,513  2,342  2,196  3,246   3,057   2,870
с учетом проекта  0,871  0,896  1,002  1,113  2,370   2,421   2,389
С-Ю

NPV* (при i=7%)
без проекта С-Ю  34,497 37,010 39,352 41,547 44,793  47,850  50,721
с учетом проекта  4,482  5,378  6,380  7,493  9,863  12,284  14,674
С-Ю

Дисконтированный
ЧДП (при i=9%)
без проекта С-Ю   2,052  1,903  1,741  1,603  2,326   2,150   1,982
с учетом проекта  0,672  0,679  0,745  0,812  1,698   1,703   1,650
С-Ю

NPV* (при i=9%)
без проекта С-Ю  29,950 31,853 33,595 35,197 37,523  39,673  41,655
с учетом проекта  4,108  4,787  5,532  6,344  8,042   9,745  11,395
С-Ю
-------------------------------------------------------------------

      *с учетом остатка денежных средств (2,445 млрд.тенге) на начало 2002 года

      при 4-х проводном исполнении

                                                 Приложение 17.1.

        Чистая приведенная стоимость (NPV) денежных
           потоков при ставке дисконтирования 5%
                     (См. бумажный вариант)

                                                 Приложение 17.2.

        Чистая приведенная стоимость (NPV) денежных
           потоков при ставке дисконтирования 7%
                     (См. бумажный вариант)

                                                 Приложение 17.3.

        Чистая приведенная стоимость (NPV) денежных
           потоков при ставке дисконтирования 9%
                     (См. бумажный вариант)

                                                 Приложение 18.а.

           Расчет коэффициента обслуживания долга
                      на 2003-2022 гг.

                                            млрд.тенге
-------------------------------------------------------------------
                !  2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Прибыль до
налогооблажения
без проекта С-Ю    0,814  0,838  1,094  2,139  2,895  3,735  5,872
с учетом проекта   0,350  0,521  0,510  0,890  1,182  3,126  5,347
С-Ю

Финансовые
расходы
без проекта С-Ю    0,681  1,494  3,106  3,180  3,306  3,386  3,462
с учетом проекта   1,428  2,214  4,175  4,568  4,978  7,658  7,744
С-Ю

Амортизационные
отчисления
без проекта С-Ю    4,185  5,440  6,180  6,407  6,475  6,464  5,298
с учетом проекта   4,185  5,440  6,500  6,964  7,268  7,463  6,297
С-Ю

Изменение обо-
ротного капитала
без проекта С-Ю    0,034  1,435  1,521  3,435  3,877  4,340  4,555
с учетом проекта  -0,751  0,372  0,087  1,423  1,466  0,237  0,159
С-Ю

Сумма обслужива-
ния долга
без проекта С-Ю    0,681  1,493  3,107  3,179  3,305  3,385  3,461
с учетом проекта   1,427  2,214  4,176  4,567  4,977  7,657  7,743
С-Ю

Расходы по
процентам и
комиссионным за
год
без проекта С-Ю    0,681  1,181  1,393  1,353  1,355  1,304  1,236
с учетом проекта   1,428  1,902  2,462  2,741  3,027  3,025  2,891
С-Ю

Коэффициент
обслуживания
долга (не менее
1,5) МБРР
без проекта С-Ю     1,42   1,94   2,60   2,93   3,17   3,40   3,66
с учетом проекта    0,73   1,00   1,37   1,52   1,64   2,24   2,37
С-Ю

Коэффициент
обслуживания
долга (не менее
1,3) ЕБРР
без проекта С-Ю     8,39   7,79   8,54  11,21  12,21  13,75  15,52
с учетом проекта    3,65   4,49   4,58   5,05   4,92   6,11   6,76
С-Ю
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
                !  2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016
-------------------------------------------------------------------
Прибыль до
налогооблажения
без проекта С-Ю    6,548  6,962  8,530  8,990  9,453  9,841 10,210
с учетом проекта   6,147  6,820  8,621  9,145  9,689 10,163 10,804
С-Ю

Финансовые
расходы
без проекта С-Ю    3,545  3,630  3,720  3,809  3,905  3,999  3,192
с учетом проекта   7,834  7,903  7,972  8,036  8,102  8,165  7,320
С-Ю

Амортизационные
отчисления
без проекта С-Ю    5,372  5,402  4,386  4,475  4,561  4,660  4,745
с учетом проекта   6,372  6,401  5,385  5,474  5,561  5,660  5,745
С-Ю

Изменение обо-
ротного капитала
без проекта С-Ю    4,977  5,160  5,095  5,355  5,598  5,794  6,856
с учетом проекта   0,294  0,385  0,277  0,629  0,984  1,298  2,616
С-Ю

Сумма обслужива-
ния долга
без проекта С-Ю    3,545  3,629  3,720  3,807  3,903  3,999  3,191
с учетом проекта   7,834  7,902  7,972  8,034  8,101  8,164  7,319
С-Ю

Расходы по
процентам и
комиссионным за
год
без проекта С-Ю    1,164  1,082  0,992  0,885  0,768  0,638  0,505
с учетом проекта   2,747  2,580  2,400  2,197  1,978  1,741  1,493
С-Ю

Коэффициент
обслуживания
долга (не менее
1,5) МБРР
без проекта С-Ю     3,87   4,00   4,16   4,32   4,48   4,63   4,54
с учетом проекта    2,49   2,59   2,69   2,77   2,86   2,94   2,92
С-Ю

Коэффициент
обслуживания
долга (не менее
1,3) ЕБРР
без проекта С-Ю    17,56  19,55  21,91  25,58  30,61  38,08  49,55
с учетом проекта    7,52   8,34   9,27  10,60  12,30  14,53  17,73
С-Ю
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

------------------------------------------------------------
                !  2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022
------------------------------------------------------------
Прибыль до
налогооблажения
без проекта С-Ю   10,476 11,119 11,378 11,970 11,956 11,890
с учетом проекта  11,167 11,910 12,275 13,298 13,509 13,466
С-Ю

Финансовые
расходы
без проекта С-Ю    3,319  3,454  3,599
с учетом проекта   7,405  7,493  7,587  3,932  3,870  3,803
С-Ю

Амортизационные
отчисления
без проекта С-Ю    4,833  4,580  4,657  4,748  4,842  4,939
с учетом проекта   5,832  5,580  5,656  5,747  5,841  5,938
С-Ю

Изменение обо-
ротного капитала
без проекта С-Ю    6,932  6,914  6,935 10,971 11,056 11,107
с учетом проекта   2,831  3,274  3,789  8,251  8,954  9,406
С-Ю

Сумма обслужива-
ния долга
без проекта С-Ю    3,318  3,453  3,597
с учетом проекта   7,404  7,493  7,585  3,932  3,870  3,803
С-Ю

Расходы по
процентам и
комиссионным за
год
без проекта С-Ю    0,393  0,264  0,119
с учетом проекта   1,261  1,006  0,728  0,468  0,320  0,164
С-Ю

Коэффициент
обслуживания
долга (не менее
1,5) МБРР
без проекта С-Ю     4,66   4,79   4,91   4,18   4,20   4,21
с учетом проекта    2,99   3,06   3,13   2,81   2,84   2,84
С-Ю

Коэффициент
обслуживания
долга (не менее
1,3) МБРР
без проекта С-Ю    65,12  98,82
с учетом проекта   21,60  28,10  40,27  66,77 100,69
С-Ю
-------------------------------------------------------------------

      при 3-х проводном исполнении

                                                 Приложение 18.б.

           Расчет коэффициента обслуживания долга
                      на 2003-2022 гг.

                                            млрд.тенге
-------------------------------------------------------------------
                !  2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009
-------------------------------------------------------------------
Прибыль до
налогооблажения
без проекта С-Ю    0,814  0,838  1,094  2,139  2,895  3,735  5,872
с учетом проекта   0,308  0,491  0,436  0,761  1,017  2,910  5,136
С-Ю

Финансовые
расходы
без проекта С-Ю    0,681  1,494  3,106  3,180  3,306  3,386  3,462
с учетом проекта   1,496  2,280  4,269  4,690  5,127  8,041  8,128
С-Ю

Амортизационные
отчисления
без проекта С-Ю    4,185  5,440  6,180  6,407  6,475  6,464  5,298
с учетом проекта   4,185  5,440  6,523  7,003  7,323  7,539  6,373
С-Ю

Изменение обо-
ротного капитала
без проекта С-Ю    0,034  1,435  1,521  3,435  3,877  4,340  4,555
с учетом проекта  -0,824  0,276 -0,057  1,222  1,225 -0,258 -0,365
С-Ю

Сумма обслужива-
ния долга
без проекта С-Ю    0,681  1,493  3,107  3,179  3,305  3,385  3,461
с учетом проекта   1,495  2,279  4,270  4,689  5,126  8,040  8,126
С-Ю

Расходы по
процентам и
комиссионным за
год
без проекта С-Ю    0,681  1,181  1,393  1,353  1,355  1,304  1,236
с учетом проекта   1,496  1,967  2,555  2,863  3,177  3,179  3,040
С-Ю

Коэффициент
обслуживания
долга (не менее
1,5) МБРР
без проекта С-Ю     1,42   1,94   2,60   2,93   3,17   3,40   3,66
с учетом проекта    0,70   0,96   1,32   1,46   1,58   2,17   2,30
С-Ю

Коэффициент
обслуживания
долга (не менее
1,3) ЕБРР
без проекта С-Ю     8,39   7,79   8,54  11,21  12,21  13,75  15,52
с учетом проекта    3,45   4,31   4,37   4,78   4,62   5,73   6,34
С-Ю
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

-------------------------------------------------------------------
                !  2010 ! 2011 ! 2012 ! 2013 ! 2014 ! 2015 ! 2016
-------------------------------------------------------------------
Прибыль до
налогооблажения
без проекта С-Ю    6,548  6,962  8,530  8,990  9,453  9,841 10,210
с учетом проекта   5,939  6,614  8,420  9,116  9,762 10,243 10,892
С-Ю

Финансовые
расходы
без проекта С-Ю    3,545  3,630  3,720  3,809  3,905  3,999  3,192
с учетом проекта   8,218  8,285  8,353  8,414  8,478  8,538  7,690
С-Ю

Амортизационные
отчисления
без проекта С-Ю    5,372  5,402  4,386  4,475  4,561  4,660  4,745
с учетом проекта   6,447  6,477  5,461  5,550  5,636  5,735  5,821
С-Ю

Изменение обо-
ротного капитала
без проекта С-Ю    4,977  5,160  5,095  5,355  5,598  5,794  6,856
с учетом проекта  -0,257 -0,190 -0,315  0,162  0,593  0,918  2,246
С-Ю

Сумма обслужива-
ния долга
без проекта С-Ю    3,545  3,629  3,720  3,807  3,903  3,999  3,191
с учетом проекта   8,218  8,284  8,353  8,413  8,476  8,537  7,689
С-Ю

Расходы по
процентам и
комиссионным за
год
без проекта С-Ю    1,164  1,082  0,992  0,885  0,768  0,638  0,505
с учетом проекта   2,889  2,714  2,526  2,314  2,087  1,839  1,582
С-Ю

Коэффициент
обслуживания
долга (не менее
1,5) МБРР
без проекта С-Ю     3,87   4,00   4,16   4,32   4,48   4,63   4,54
с учетом проекта    2,41   2,50   2,60   2,70   2,80   2,87   2,86
С-Ю

Коэффициент
обслуживания
долга (не менее
1,3) ЕБРР
без проекта С-Ю    17,56  19,55  21,91  25,58  30,61  38,08  49,55
с учетом проекта    7,04   7,81   8,68  10,04  11,73  13,83  16,84
С-Ю
-------------------------------------------------------------------

      Продолжение таблицы

------------------------------------------------------------
                !  2017 ! 2018 ! 2019 ! 2020 ! 2021 ! 2022
------------------------------------------------------------
Прибыль до
налогооблажения
без проекта С-Ю   10,476 11,119 11,378 11,970 11,956 11,890
с учетом проекта  11,262 12,013 12,387 13,447 13,658 13,616
С-Ю

Финансовые
расходы
без проекта С-Ю    3,319  3,454  3,599
с учетом проекта   7,771  7,855  7,944  4,284  4,217  4,144
С-Ю

Амортизационные
отчисления
без проекта С-Ю    4,833  4,580  4,657  4,748  4,842  4,939
с учетом проекта   5,908  5,656  5,732  5,823  5,917  6,014
С-Ю

Изменение обо-
ротного капитала
без проекта С-Ю    6,932  6,914  6,935 10,971 11,056 11,107
с учетом проекта   2,473  2,958  3,515  8,012  8,756  9,246
С-Ю

Сумма обслужива-
ния долга
без проекта С-Ю    3,318  3,453  3,597
с учетом проекта   7,770  7,854  7,942  4,284  4,217  4,144
С-Ю

Расходы по
процентам и
комиссионным за
год
без проекта С-Ю    0,393  0,264  0,119
с учетом проекта   1,339  1,072  0,782  0,510  0,348  0,178
С-Ю

Коэффициент
обслуживания
долга (не менее
1,5) МБРР
без проекта С-Ю     4,66   4,79   4,91   4,18   4,20   4,21
с учетом проекта    2,92   2,99   3,05   2,76   2,79   2,78
С-Ю

Коэффициент
обслуживания
долга (не менее
1,3) УБРР
без проекта С-Ю    65,12  98,82
с учетом проекта   20,47  26,56  37,81  61,95  93,49
С-Ю
-------------------------------------------------------------------

      при 4-х проводном исполнении