Quarterly report

RusHydro Group 
Notes to the Consolidated Financial Statements as at and for the year ended  
31 December 2015 
(in millions of Russian Rubles unless noted otherwise)
 
 
37
 
constructed, including hydropower plants under construction, and advances to construction companies and 
suppliers  of  property,  plant  and  equipment.  As  at  31  December  2015  such  advances  amounted  to 
RR 59,531 million (31 December 2014: RR 51,785 million). 
Additions  to  assets  under  construction  included  capitalised  borrowing  costs  in  the  amount  of 
RR 14,706 million,  the  capitalisation  rate  was  11.28 percent  (for  the  year  ended  31  December  2014: 
RR 9,347 million, the capitalisation rate was 8.77 percent).  
Additions  to  assets  under  construction  included  capitalised  depreciation  in  the  amount  of  RR 1,088  million 
(for the year ended 31 December 2014: RR 149 million). 
Other property, plant and equipment include motor vehicles, land, office fixtures and other equipment. 
Management  of  the  Group  considers  that  the  carrying  amount  of  property,  plant  and  equipment  as  at 
31 December 2015 and 31 December 2014 does not differ materially from their fair value at the end of the 
reporting period.  
Process of fair value of property, plant and equipment assessement 
Management  of  the  Group  determines  the  fair  value  of  property,  plant  and  equipment  according  to  the 
following procedures.  
The Group's property, plant and equipment are mainly represented by specialised property: the Group's key 
assets  are  represented  by  unique  hydro  engineering  structures  and  power  equipment manufactured  under 
certain technical specifications for each power plant; such equipment is rarely sold in the market.  
The Group's management determines the value of the specialised property on a regular basis, using the cost 
approach. The cost approach is based on the economic concept which implies that a buyer will pay no more 
for an asset than it would cost to develop or obtain another asset with the same functionality. The total costs 
of replacement or reproduction of the analysed asset resulting from such measurement are decreased by the 
amount of physical, functional and economic depreciation.  
The  replacement  costs  are  determined  based  on  specialised  reference  books,  regulatory  documents, 
construction  rates,  manufacturer’s  prices  in  effect  as  of  the  valuation  date;  physical  and  functional 
depreciation is measured based on the age of the assets, their actual condition and operating mode, etc.  
To  determine  the  economic  depreciation  of  specialised  assets,  the  Group's  management  calculates  the 
recoverable amount using the income approach. It is based on discounted cash flow method, and the Group 
uses certain assumptions when building the cash flow forecast. In particular, these assumptions are used to 
determine  the  expected  cash flows,  capital  expenditures  and  discount  rates  for  each  cash  generating  unit. 
The Group's management determines the forecast horizon, and net cash inflows from the asset's operation 
are  calculated  for  each  period  of  this  horizon.  The  recoverable  amount  of  the  cash  generating  unit  is 
determined  by  recalculating  the  discounted  net  cash  flows.  The  Group's  management  believes  that  the 
Group subsidiaries and Company's branches are separate cash generating units. 
When the recoverable amount of the cash generating unit is higher than the replacement cost less physical 
and  functional  depreciation  of  property,  plant  and  equipment  included  in  this  cash  generating  unit,  it  is 
concluded that there is no economic depreciation. If this is not the case and if the recoverable amount is less 
than the carrying amount of cash generating unit, the economic impairment is determined as the difference 
between the recoverable amount and the carrying amount. 

---

RusHydro Group 
Notes to the Consolidated Financial Statements as at and for the year ended  
31 December 2015 
(in millions of Russian Rubles unless noted otherwise)
 
 
38
 
Impairment of property, plant and equipment as at 31 December 2015 and 31 December 2014 
The  following  key  assumptions  were  used  when  the  cash  flow  testing  was  performed  for  the  years  ended 
31 December 2015 and 31 December 2014:  
Key assumptions used in the cash 
flow testing 
Year ended 
31 December 2015 
Year ended 
31 December 2014 
Information used 
Actual operating results for 2015 and 
business plans for 2016–2021 
Actual operating results for 2014 and 
business plans for 2015–2020 
Forecast period* 
For existing plants 10 years (2016–2025) 
For plants under construction - 20 years 
after commissioning and before the 
completion of capacity sale contracts 
(2016–2039) 
For cash-generating units of the Far East - 
11-25 years (2016–2041) 
For existing plants 10 years 
 (2015–2024) 
For plants under construction - 20 
years after commissioning and before 
the completion of capacity sale 
contracts (2015–2038) 
For cash-generating units of the Far 
East - 11-25 years (2015–2040) 
Forecasted growth rates in terminal 
period 
4.0 percent 
4.0–4.1 percent, depending on the 
length of the forecast period 
Discount rate before tax (based on 
weighted average cost of capital) 
14.97–16.8 percent (RR) 
14.4–17.8 percent (RR) 
Forecast of electricity and capacity 
tariffs in the isolated energy systems 
and in non-pricing zone of the Far East 
Based on methodology of tariffs calculation adopted by regulatory authority 
Forecast of electricity and capacity 
prices in competitive market 
Based on the forecast of JSC TSA and forecast rates on energy prices growth 
prepared by the Ministry of Economic Development of RF 
Forecast of capacity prices related to 
competitive capacity selection 
For 2016–2019 – based on the results of  
competitive capacity selection, except for 
stations, where regulated tariffs are used 
For 2017 and after – adjusted on consumer 
index price and forecasts of JSC TSA 
For 2015 – based on the results of  
competitive capacity selection, except for 
stations, where regulated tariffs are used 
For 2016 and after – adjusted on 
consumer index price and forecasts of 
JSC TSA 
Forecast of electricity and capacity 
volumes 
Based on the Company’s management assessment of future trends in the business 
Forecast of capital expenditures 
Based on the management valuation of capital expenditures on 
modernisation and reconstruction programme 
* Management considers that a forecast period greater than five years is appropriate as the wholesale electricity and capacity market is 
expected to change significantly  over  the forecast  period  and cash  flow projections will  not be stabilised within five years. However  a 
forecast  period  of  cash  flows  was  mainly  defined  by  remaining  useful  life  of  assets  tested.  For  hydroelectric  power  plants  this  period 
may amount up to 100 years due to the fact that key asset is a dam. In this regard the recoverable amount of assets was defined based 
on cash flows during the forecast period and terminal values. 
The  values  assigned  to  the  key  assumptions  represent  management’s  assessment  of  future  trends  in  the 
business and are based on both external and internal sources. 
Loss was recognized mainly in respect of receipt of fixed assets as a cash-generating unit means impaired in 
prior  periods.  As  a  result,  impairment  loss  in  the  amount  of  RR  12,593  million  was  recognised  in 
Consolidated  Income  Statement  and  decrease  of  previous  revaluation  reserve  in  the  amount  of 
RR 1,242 million (before income tax of RR 248 million) – in other comprehensive loss.  
As  a  result  of  property,  plant  and  equipment  impairment  as  at  31  December  2015  its  net  book  value 
decreased  for  the  total  amount  of  RR 13,835  million,  the  effects  relate  mainly  to  the  following  cash-
generating units: 
 
Kabardino-Balkarian  branch  –  impairment  loss  in  the  amount  of  RR  2,420  million  and  decrease  of 
previous revaluation reserve in the amount of RR 1,216 million; 
 
Karachaevo-Cherkessia
  branch
  –  impairment loss  in  the  amount  of  RR  2,833 million  and  decrease  of 
previous revaluation reserve in the amount of RR 6 million; 
 
Bureiskaya  HPP 
–  impairment  loss  in  the  amount  of  RR  2,541  million  and  decrease  of  previous 
revaluation reserve in the amount of RR 20 million; 

---