ага, наблюдаем из окопа) зимой может и возьмем чего ниб)
Следующей?)
бык как Орловский чтоли, за 21 год на фонде 4 раза заходил большей частью или даже всем капиталом, на днах кризисов?) Скучает в ожидании следующего входа...
Власти ЕС ввели санкции против восьми россиян в связи с инцидентом в Керченском проливе
(добавлен текст после 2-го абзаца)
Брюссель. 15 марта. ИНТЕРФАКС - ЕС объявил о добавлении в санкционные списки, связанные с ситуацией вокруг Украины, восьми россиян в связи с инцидентом в Керченском проливе 25 ноября 2018 года. В официальном журнале ЕС перечислены имена россиян, подпавших под санкции, это - Сергей Станкевич, Андрей Шеин, Алексей Саляев, Андрей Шипицын, Алексей Шатохин, Руслан Ромашкин, Сергей Щербаков и Александр Дворников. В списки, в частности, включен командующий войсками РФ Южного военного округа генерал-полковник Александр Дворников и начальник Пограничного управления ФСБ Крыма и Севастополя Сергей Станкевич. Также под санкции подпали командир малого противолодочного корабля ВМС России "Суздалец" Сергей Щербаков, начальник службы пункта управления ФСБ по Республике Крым и Севастополю Сергей Ромашкин, начальник службы в городе Керчи пункта управления ФСБ по Республике Крым Алексей Шатохин, заместитель начальника управления - начальник отдела береговой охраны пограничного управления ФСБ РФ по Крыму Андрей Шеин, командир корабля "Дон" Госпогранслужбы ФСБ РФ Алексей Саляев и командир корабля "Изумруд" Андрей Шипицын.
Спасибо. Работа, конечно, проделана хорошая. Но есть много вопросов и выводы очень сомнительны: 1) По ДПМ-2 планируется и планировалось модернизировать 39 ГВт в ценовых зонах + 2 ГВт на Дальнем Востоке. Инвестиции - 1,9 трлн руб. Откуда взялись цифры в 70 ГВт за 1,5 трлн!? 2) По данным минэнерго на весну 2018, по ДПМ-1 всего было введено 30 ГВт мощности на общую сумму 1,3 трлн. руб. ДПМ-1 еще продолжается. Непонятно, с чего взяли 27 ГВт за 3,6 трлн. руб!? Таких кап затрат точно не было, посмотрите правила расчеты цены на мощность, где приведены данные по кап затратам на ед. мощности для ДПМ-1. 3) Что значит "навес мощности"? Имеется в виду резерв мощности, избыток мощности? По данным системного оператора в 2018 г, абсолютный максимум нагрузки был 153,5 ГВт, при установленной мощности 243,24 ГВт (из низ АЭС - 29,13 ГВт). Нормативный резерв - 17% для 1 ЦЗ, 12% для 2 ЦЗ и 22% для востока, т.е. резерв выходит около 25-26 ГВт, 3,3 ГВт идут на экспорт ЭЭ, остается около 60 ГВт избытка мощности, что очень много и печально. Но согласно планам программы развития ЕЭС установленная мощность останется почти на тех же уровнях в след годах, а значит и избыток останется тем же. В частности по ОЭС СЗ, избыток почти не меняется (5 ГВт в 2018), доля АЭС сохраняется на том же уровне, и даже просядет в 2020 г. Не забывайте, что два первых энергоблока Ленинградской АЭС выводят (2 x 1 ГВт). Также по СЗ КИУМ по АЭС упал с 73,14% в 2017 до 66,84% в 2018 г. Доля АЭС в выработке ЭЭ по ОЭС СЗ была 34% в 2017 г, стала 34,5% в 2018 г. При этом доля ТЭС в 2017 была 52,9% стала 53,8%. Основная причина роста - падение выработки на ГЭС в виду низкой водности! Так что идея с "навесом" мощности, особенно от АЭС, очень сомнительна. Как писал выше, не спорю, избыток есть и он плачевно сказывается на эффективности всей отрасли. Но расти избыток существенно не будет. ДПМ-2 не предполагает прироста уст. мощности, а прирост по ДПМ-1, ДПМ АЭС, ГЭС и ВИЭ уже практически завершен + идет вывод старых энергоблоков АЭС. Но здесь есть потенциал на сокращение избытка, если начнут выводить неэффективные станции - https://www.kommersant.ru/doc/3894262 . Но в это пока мало верится. И стоит заметить, что перекинуть выработку на другие станции при закрытии вынужденной генерации может быть и не так просто, как вы пишите, через ФСК на нужные МРСК. Часть потребителей подключены к некоторым станциям напрямую через МРСК или пр. ТСО, а не через ФСК. В данном случае пойдут затраты на новые ТП) 4) Вы совсем не рассматривайте эффектов от выплат дельта ДПМ (7-10 г) в ТГК-1 и ОГК-2. А также планируемый рост выручки от выработки тепловой энергии в ТГК-1 в связи с переходом на физ. метод и новыми тарифами в регионе, включая субсидии. Справедливости ради, не учитывается и эффект просади в выручке/ЧП в ТГК-1, начиная с 2021 г, в связи с окончанием ДПМ-1 и малыми объемами ДПМ-2. Также не рассматривается рост цен на КОМ, начиная с 2021 г. и возможной рост цен на РСВ в связи с окончанием пиковых выплат по ДПМ-1. Здесь было бы интересно посмотреть на суммарные эффекты. Думаю, не стоит боятся кап затрат на ДПМ-2, т.к. без выплат по ДПМ-2 фин. показатели ухудшатся. Думаю выиграют те, у кого будут оптимальные/средние объемы по программе модернизации. Ну и несколько ссылок на материалы по теме: https://www.kommersant.ru/doc/3861817 https://so-ups.ru/fileadmin/files/company/repor... https://minenergo.gov.ru/node/11323 https://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/EY-po... http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_...
В твоем посте больше самоуспокоения) Первое, не корректно выносить информацию из закрытого обзора на общественное обсуждение, все эти вопросы мог задать там, функция комментирования есть. По пунктам тоже не совсем верно у тебя или нсть альтернативные источники и расчеты. Как и про 70гвт. Дальше, если смотреть расчеты там взяты корректные цифры. Избытка много и компании отъеают рынок друг у друга. Минэнерго это не сказать чтобы заботило.
«Думаю выиграют те, у кого будут оптимальные/средние объемы по программе модернизации» – примерно так и выглядит. Полагаем, что скорее сначала будет депрессия как с ДПМ-1, потом ближе к окончанию модернизации – снова ренессанс. Если новые капвложения не придумают. Это затягивает.
Это в кратце, если обсуждение по существу и интересны конкретные ответы, а не просто лишний раз сам себя успокоить - велкам в обзор и обсуждать там. Так молодец канеч, один из немногих, кто копнул тему глубоко. Может получиться интересная дискуссия
Сергей, сорри. Понял, отвечу на NZT.
P.S. И суждение субъективное. Я себя не успокаивал особо Из всего у меня только немного ТГК-1, остальной генерации вообще не держу. А как писал про ТГК-1, там есть и плюсы и минусы. Каких то сверх перспектив там не вижу, кроме возможной краткосрочной переоценки на отчете за 2019.
Купи его и узнаешь, хороший он или плохой! Комментировать его только на закрытом форуме! И нигде больше!!!
качество материала этой команды ты можешь оценить по тем обзорам что делались раньше и выкладывались в открытый доступ. этот материал не хуже. если предыдущие посчитаешь для себя полезными, до и этот бери. если предыдущие не понравились, то и этот не бери. все просто
В твоем посте больше самоуспокоения) Первое, не корректно выносить информацию из закрытого обзора на общественное обсуждение, все эти вопросы мог задать там, функция комментирования есть. По пунктам тоже не совсем верно у тебя или нсть альтернативные источники и расчеты. Как и про 70гвт. Дальше, если смотреть расчеты там взяты корректные цифры. Избытка много и компании отъеают рынок друг у друга. Минэнерго это не сказать чтобы заботило.
«Думаю выиграют те, у кого будут оптимальные/средние объемы по программе модернизации» – примерно так и выглядит. Полагаем, что скорее сначала будет депрессия как с ДПМ-1, потом ближе к окончанию модернизации – снова ренессанс. Если новые капвложения не придумают. Это затягивает.
Это в кратце, если обсуждение по существу и интересны конкретные ответы, а не просто лишний раз сам себя успокоить - велкам в обзор и обсуждать там. Так молодец канеч, один из немногих, кто копнул тему глубоко. Может получиться интересная дискуссия
Сергей, сорри. Понял, отвечу на NZT.
P.S. И суждение субъективное. Я себя не успокаивал особо Из всего у меня только немного ТГК-1, остальной генерации вообще не держу. А как писал про ТГК-1, там есть и плюсы и минусы. Каких то сверх перспектив там не вижу, кроме возможной краткосрочной переоценки на отчете за 2019.
да там особо нигде перспектив нету, ну по мнению НЗТ и теперь твоему.
Спасибо. Работа, конечно, проделана хорошая. Но есть много вопросов и выводы очень сомнительны: 1) По ДПМ-2 планируется и планировалось модернизировать 39 ГВт в ценовых зонах + 2 ГВт на Дальнем Востоке. Инвестиции - 1,9 трлн руб. Откуда взялись цифры в 70 ГВт за 1,5 трлн!? 2) По данным минэнерго на весну 2018, по ДПМ-1 всего было введено 30 ГВт мощности на общую сумму 1,3 трлн. руб. ДПМ-1 еще продолжается. Непонятно, с чего взяли 27 ГВт за 3,6 трлн. руб!? Таких кап затрат точно не было, посмотрите правила расчеты цены на мощность, где приведены данные по кап затратам на ед. мощности для ДПМ-1. 3) Что значит "навес мощности"? Имеется в виду резерв мощности, избыток мощности? По данным системного оператора в 2018 г, абсолютный максимум нагрузки был 153,5 ГВт, при установленной мощности 243,24 ГВт (из низ АЭС - 29,13 ГВт). Нормативный резерв - 17% для 1 ЦЗ, 12% для 2 ЦЗ и 22% для востока, т.е. резерв выходит около 25-26 ГВт, 3,3 ГВт идут на экспорт ЭЭ, остается около 60 ГВт избытка мощности, что очень много и печально. Но согласно планам программы развития ЕЭС установленная мощность останется почти на тех же уровнях в след годах, а значит и избыток останется тем же. В частности по ОЭС СЗ, избыток почти не меняется (5 ГВт в 2018), доля АЭС сохраняется на том же уровне, и даже просядет в 2020 г. Не забывайте, что два первых энергоблока Ленинградской АЭС выводят (2 x 1 ГВт). Также по СЗ КИУМ по АЭС упал с 73,14% в 2017 до 66,84% в 2018 г. Доля АЭС в выработке ЭЭ по ОЭС СЗ была 34% в 2017 г, стала 34,5% в 2018 г. При этом доля ТЭС в 2017 была 52,9% стала 53,8%. Основная причина роста - падение выработки на ГЭС в виду низкой водности! Так что идея с "навесом" мощности, особенно от АЭС, очень сомнительна. Как писал выше, не спорю, избыток есть и он плачевно сказывается на эффективности всей отрасли. Но расти избыток существенно не будет. ДПМ-2 не предполагает прироста уст. мощности, а прирост по ДПМ-1, ДПМ АЭС, ГЭС и ВИЭ уже практически завершен + идет вывод старых энергоблоков АЭС. Но здесь есть потенциал на сокращение избытка, если начнут выводить неэффективные станции - https://www.kommersant.ru/doc/3894262 . Но в это пока мало верится. И стоит заметить, что перекинуть выработку на другие станции при закрытии вынужденной генерации может быть и не так просто, как вы пишите, через ФСК на нужные МРСК. Часть потребителей подключены к некоторым станциям напрямую через МРСК или пр. ТСО, а не через ФСК. В данном случае пойдут затраты на новые ТП) 4) Вы совсем не рассматривайте эффектов от выплат дельта ДПМ (7-10 г) в ТГК-1 и ОГК-2. А также планируемый рост выручки от выработки тепловой энергии в ТГК-1 в связи с переходом на физ. метод и новыми тарифами в регионе, включая субсидии. Справедливости ради, не учитывается и эффект просади в выручке/ЧП в ТГК-1, начиная с 2021 г, в связи с окончанием ДПМ-1 и малыми объемами ДПМ-2. Также не рассматривается рост цен на КОМ, начиная с 2021 г. и возможной рост цен на РСВ в связи с окончанием пиковых выплат по ДПМ-1. Здесь было бы интересно посмотреть на суммарные эффекты. Думаю, не стоит боятся кап затрат на ДПМ-2, т.к. без выплат по ДПМ-2 фин. показатели ухудшатся. Думаю выиграют те, у кого будут оптимальные/средние объемы по программе модернизации. Ну и несколько ссылок на материалы по теме: https://www.kommersant.ru/doc/3861817 https://so-ups.ru/fileadmin/files/company/repor... https://minenergo.gov.ru/node/11323 https://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/EY-po... http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_...
2 блока АЭС выводят(1вывели ..второй в 2020) но 2 блока и введут(один уже ) итог 0,2+0,2=0,4 гВт
Этот обзор только за 500 рублей прочитать можно? Стоит он этих денег или нет? Ваше мнение
Неужели 500₽ такая сумма большая, чтобы не купить и самому не сделать выводы?)
Сергей, приветствую! А можно ли указывать авторство статей? Я купил статью про генерацию в расчете услышать по большей части твое мнение, но насколько я понял ты в ее написании не особо участвовал... А абстрактные авторы не очень интересны, тем более что они могут меняться внутри подписи "НЗТ" и кого то я бы хотел читать, а кого то -нет...Получается неизвестно чье мнение покупаешь..
Спасибо. Работа, конечно, проделана хорошая. Но есть много вопросов и выводы очень сомнительны: 1) По ДПМ-2 планируется и планировалось модернизировать 39 ГВт в ценовых зонах + 2 ГВт на Дальнем Востоке. Инвестиции - 1,9 трлн руб. Откуда взялись цифры в 70 ГВт за 1,5 трлн!? 2) По данным минэнерго на весну 2018, по ДПМ-1 всего было введено 30 ГВт мощности на общую сумму 1,3 трлн. руб. ДПМ-1 еще продолжается. Непонятно, с чего взяли 27 ГВт за 3,6 трлн. руб!? Таких кап затрат точно не было, посмотрите правила расчеты цены на мощность, где приведены данные по кап затратам на ед. мощности для ДПМ-1. 3) Что значит "навес мощности"? Имеется в виду резерв мощности, избыток мощности? По данным системного оператора в 2018 г, абсолютный максимум нагрузки был 153,5 ГВт, при установленной мощности 243,24 ГВт (из низ АЭС - 29,13 ГВт). Нормативный резерв - 17% для 1 ЦЗ, 12% для 2 ЦЗ и 22% для востока, т.е. резерв выходит около 25-26 ГВт, 3,3 ГВт идут на экспорт ЭЭ, остается около 60 ГВт избытка мощности, что очень много и печально. Но согласно планам программы развития ЕЭС установленная мощность останется почти на тех же уровнях в след годах, а значит и избыток останется тем же. В частности по ОЭС СЗ, избыток почти не меняется (5 ГВт в 2018), доля АЭС сохраняется на том же уровне, и даже просядет в 2020 г. Не забывайте, что два первых энергоблока Ленинградской АЭС выводят (2 x 1 ГВт). Также по СЗ КИУМ по АЭС упал с 73,14% в 2017 до 66,84% в 2018 г. Доля АЭС в выработке ЭЭ по ОЭС СЗ была 34% в 2017 г, стала 34,5% в 2018 г. При этом доля ТЭС в 2017 была 52,9% стала 53,8%. Основная причина роста - падение выработки на ГЭС в виду низкой водности! Так что идея с "навесом" мощности, особенно от АЭС, очень сомнительна. Как писал выше, не спорю, избыток есть и он плачевно сказывается на эффективности всей отрасли. Но расти избыток существенно не будет. ДПМ-2 не предполагает прироста уст. мощности, а прирост по ДПМ-1, ДПМ АЭС, ГЭС и ВИЭ уже практически завершен + идет вывод старых энергоблоков АЭС. Но здесь есть потенциал на сокращение избытка, если начнут выводить неэффективные станции - https://www.kommersant.ru/doc/3894262 . Но в это пока мало верится. И стоит заметить, что перекинуть выработку на другие станции при закрытии вынужденной генерации может быть и не так просто, как вы пишите, через ФСК на нужные МРСК. Часть потребителей подключены к некоторым станциям напрямую через МРСК или пр. ТСО, а не через ФСК. В данном случае пойдут затраты на новые ТП) 4) Вы совсем не рассматривайте эффектов от выплат дельта ДПМ (7-10 г) в ТГК-1 и ОГК-2. А также планируемый рост выручки от выработки тепловой энергии в ТГК-1 в связи с переходом на физ. метод и новыми тарифами в регионе, включая субсидии. Справедливости ради, не учитывается и эффект просади в выручке/ЧП в ТГК-1, начиная с 2021 г, в связи с окончанием ДПМ-1 и малыми объемами ДПМ-2. Также не рассматривается рост цен на КОМ, начиная с 2021 г. и возможной рост цен на РСВ в связи с окончанием пиковых выплат по ДПМ-1. Здесь было бы интересно посмотреть на суммарные эффекты. Думаю, не стоит боятся кап затрат на ДПМ-2, т.к. без выплат по ДПМ-2 фин. показатели ухудшатся. Думаю выиграют те, у кого будут оптимальные/средние объемы по программе модернизации. Ну и несколько ссылок на материалы по теме: https://www.kommersant.ru/doc/3861817 https://so-ups.ru/fileadmin/files/company/repor... https://minenergo.gov.ru/node/11323 https://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/EY-po... http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_...
2 блока АЭС выводят(1вывели ..второй в 2020) но 2 блока и введут(один уже ) итог 0,2+0,2=0,4 гВт
Ответил на НЗТ вам. 0,4 будет только в 2021. Вообще вводят 4 блока и выводить будут 4 (с учетом уже того, что вывели). КИУМ по региону в АЭС - 67%, при текущих +0,2 ГВт (на самом деле 0,16 по чистой мощности) введенных/выведенных. Макс. КИУМ около 75-80%. Там избытка сейчас всего на 0,5-0,7 ГВт. Как ими перекроют половину выработки в регионе, когда в регионе макс. нагрузка потребления - 15,5 ГВт!? Ну не серьезно это. Зато есть задел на то, чтобы вывести вынужденную генерацию. Надеюсь, к этому придут, но там опять пойдут кап.затраты, которые хотят повесить на конечных потребителей.
Неужели 500₽ такая сумма большая, чтобы не купить и самому не сделать выводы?)
Сергей, приветствую! А можно ли указывать авторство статей? Я купил статью про генерацию в расчете услышать по большей части твое мнение, но насколько я понял ты в ее написании не особо участвовал... А абстрактные авторы не очень интересны, тем более что они могут меняться внутри подписи "НЗТ" и кого то я бы хотел читать, а кого то -нет...Получается неизвестно чье мнение покупаешь..
там это консенсус, наверное это более верное инвесторское мнение, так как каждый индивидуально может не замечать какие-то вещи, и на дистанции мы проверили, что консенсусное мнение и торговля по нему менее волатильна и стабильна, а значит для инвестора более ценна. Я как уже говорил более оптимистичен по гидре и огк-2, но в целом согласен с той оценкой, что есть там, думаю заложенный сценарий там более реален, мои таргеты по энергам пока рынок догонять не хочет, значит я не совсем правильно его оцениваю. Так что все выигрывают от чтения консенсуса. Я прочитываю весь материал и если есть не согласие это выливается в отдельный пост с личным авторством или как было уже по магниту - 2 мнения внутри одного поста. Так что в любом случае прочитаешь или все точки зрения или более сбалансированную общую, с которой согласны все.
2. Содержание сообщения 2.1. Дата принятия председателем совета директоров (наблюдательного совета) эмитента решения о проведении заседания совета директоров (наблюдательного совета) эмитента или дата принятия иного решения, которое в соответствии с уставом эмитента, его внутренними документами или обычаями делового оборота является основанием для проведения заседания совета директоров (наблюдательного совета) эмитента: 15.03.2019 г. 2.2. Дата проведения заседания совета директоров (наблюдательного совета) эмитента: 21.03.2019 г. 2.3. Повестка дня заседания совета директоров (наблюдательного совета) эмитента: 1. Обзор операционной и финансовой деятельности Общества на март 2019 г. 2. Отчет Комитета по аудиту Совета директоров ПАО «Распадская». 3. Рекомендации годовому Общему собранию акционеров ПАО «Распадская» по распределению прибыли (в том числе выплате (объявлении) дивидендов) и убытков по результатам 2018 отчетного года. 4. Одобрение консолидированной финансовой отчетности ПАО «Распадская» и его дочерних обществ за 2018 год, а также пакета раскрытия информации для инвесторов. 5. Выдвижение кандидатуры аудитора ПАО «Распадская» для избрания на годовом Общем собрании акционеров Общества. 6. Утверждение Политики по управлению рисками и внутреннему контролю ПАО «Распадская». 7. Отчет Комитета по охране труда, здоровья и окружающей среды Совета директоров ПАО «Распадская». 8. Отчет Комитета по вознаграждениям Совета директоров ПАО «Распадская». 9. Утверждение изменений в договор о передаче полномочий единоличного исполнительного органа ПАО «Распадская» управляющей организации – ООО «РУК». 10. Предварительное утверждение годового отчета ПАО «Распадская» за 2018 год. 11. Созыв годового Общего собрания акционеров ПАО «Распадская».
Сделаем ставки - дивиденды предложат или нет в этом году?
2. Содержание сообщения 2.1. Дата принятия председателем совета директоров (наблюдательного совета) эмитента решения о проведении заседания совета директоров (наблюдательного совета) эмитента или дата принятия иного решения, которое в соответствии с уставом эмитента, его внутренними документами или обычаями делового оборота является основанием для проведения заседания совета директоров (наблюдательного совета) эмитента: 15.03.2019 г. 2.2. Дата проведения заседания совета директоров (наблюдательного совета) эмитента: 21.03.2019 г. 2.3. Повестка дня заседания совета директоров (наблюдательного совета) эмитента: 1. Обзор операционной и финансовой деятельности Общества на март 2019 г. 2. Отчет Комитета по аудиту Совета директоров ПАО «Распадская». 3. Рекомендации годовому Общему собранию акционеров ПАО «Распадская» по распределению прибыли (в том числе выплате (объявлении) дивидендов) и убытков по результатам 2018 отчетного года. 4. Одобрение консолидированной финансовой отчетности ПАО «Распадская» и его дочерних обществ за 2018 год, а также пакета раскрытия информации для инвесторов. 5. Выдвижение кандидатуры аудитора ПАО «Распадская» для избрания на годовом Общем собрании акционеров Общества. 6. Утверждение Политики по управлению рисками и внутреннему контролю ПАО «Распадская». 7. Отчет Комитета по охране труда, здоровья и окружающей среды Совета директоров ПАО «Распадская». 8. Отчет Комитета по вознаграждениям Совета директоров ПАО «Распадская». 9. Утверждение изменений в договор о передаче полномочий единоличного исполнительного органа ПАО «Распадская» управляющей организации – ООО «РУК». 10. Предварительное утверждение годового отчета ПАО «Распадская» за 2018 год. 11. Созыв годового Общего собрания акционеров ПАО «Распадская».
Сделаем ставки - дивиденды предложат или нет в этом году?
Олег Дерипаска подал в суд на Минфин США и главу ведомства Стивена Мнучина с требованием отменить санкции против него. В иске, как сообщает Bloomberg, бизнесмен сообщает, что из-за «несправедливых» санкций его состояние снизилось на $7,5 млрд.
Причина удаления:
Перемещённое сообщение не будет удалено, только эта копия.
Используйте эту форму для отправки жалобы на выбранное сообщение (например, «спам» или «оскорбление»).
Внимание! Уважаемые посетители сайта mfd.ru, предупреждаем вас о следующем: ОАО Московская Биржа (далее – Биржа) является источником и обладателем всей или части указанной на настоящей странице Биржевой информации. Вы не имеете права без письменного согласия Биржи осуществлять дальнейшее распространение или предоставление Биржевой информации третьим лицам в любом виде и любыми средствами, её трансляцию, демонстрацию или предоставление доступа к такой информации, а также её использование в игровых, учебных и иных системах, предусматривающих предоставление и/или распространение Биржевой информации. Вы также не имеете права без письменного согласия Биржи использовать Биржевую информацию для создания Модифицированной информации предназначенной для дальнейшего предоставления третьим лицам или публичного распространения. Кроме того, вы не имеете права без письменного согласия Биржи использовать Биржевую информацию в своих Non-display системах.
