Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 01.01.2016 г. составила 235 305,56 МВт.
Увеличение установленной мощности электростанций ЕЭС России за счет вводов нового, а также модернизации действующего генерирующего оборудования электростанций составило 5 027 МВт, в том числе:
Выведено из эксплуатации генерирующее оборудование электростанций ЕЭС России суммарной мощностью 2 357,25 МВт.
Установленная мощность ОЭС Северо-Запада на 01.01.2016 г. составила 23 142,97 МВт, снизившись на 0,6 % уровня аналогичного показателя 2014 г. В общей величине установленной мощности ЕЭС России доля ОЭС Северо-Запада – 9,8 %.
В 2015 году выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России, включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий, составила 1 026 877,2 млн кВт·ч (увеличение к объему производства электроэнергии в 2014 году составило 0,2 %), в том числе:
Электростанции оптовых генерирующих компаний в течение 2015 года выработали 324 864,6 млн кВт·ч электроэнергии. Снижение общего объема производства электроэнергии составило 5,3 %, в том числе:
Объем производства электроэнергии электростанциями территориальных генерирующих компаний в 2015 году составил 359 376,5 млн кВт·ч. Снижение объема выработки электроэнергии составило 1,4 %, в том числе:
Производство электроэнергии электростанциями, не входящими в состав ОГК и ТГК (независимые поставщики), составило 90 078,5 млн кВт·ч.
Выработка электроэнергии электростанциями промышленных предприятий составила 57 568,7 млн кВт·ч, в том числе ТЭС – 57 312,1 млн кВт·ч, АЭС – 256,6 млн кВт·ч.
Объем выработки электроэнергии ОЭС Северо-Запада в 2015 г. – 101 279,4 млн кВт·ч, что составляет 10 % от всей выработки ЕЭС России. Уменьшение выработки электроэнергии ОЭС Северо-Запада в 2015 г. по сравнению с 2014 г. зафиксировано на уровне 1,2 %: выработка ТЭС уменьшилась на 7,7 %, выработка ГЭС, АЭС и электростанциями промышленных предприятий увеличилась на 9,7 %, 3,5 %, 0,4 % соответственно.
Одним из основных факторов, оказавших влияние на изменение потребления, является температура наружного воздуха. В феврале 2015 года повышение температуры наружного воздуха в ЕЭС России относительно прошлого года составило 4,1⁰С, что повлияло на снижение потребления электроэнергии в энергосистеме на 2,3 %.
Помимо температурного фактора на снижение уровня потребления электроэнергии в ЕЭС России в течение 2015 года значительной степени повлияло снижение объемов потребления электроэнергии ряда промышленных предприятий.
Годовой максимум потребления мощности ЕЭС России зафиксирован 26.01.2015 г. в 18:00 (мск) при частоте электрического тока 49,99 Гц и составил 147 377 МВт. При этом нагрузка электростанций ЕЭС России составила 149 392 МВт.
Наименование энергосистемы | 2015 г. | 2014 г. | Δ, % |
---|---|---|---|
ОЭС Центра | 231 770,8 | 232 929,9 | –0,5 |
ОЭС Средней Волги | 104 256,6 | 106 682,8 | –2,3 |
ОЭС Урала | 258 295,9 | 260 670,4 | –0,9 |
ОЭС Северо-Запада | 90 296,6 | 90 770,1 | –0,5 |
ОЭС Юга | 87 883,0 | 86 938,5 | 1,1 |
ОЭС Сибири | 203 525,4 | 204 064,6 | –0,3 |
ОЭС Востока | 32 222,5 | 31 801,9 | 1,3 |
ЕЭС РОССИИ | 1 008 250,8 | 1 013 858,2 | –0,6 |
Наименование энергосистемы | 2015 г. | 2014 г. | Δ, % |
---|---|---|---|
Архангельская | 7 279,6 | 7 390,4 | –1,5 |
Калининградская | 4 373,4 | 4 414,6 | –0,9 |
Карельская | 7 716,8 | 7 689,8 | 0,4 |
Кольская | 12 234,0 | 12 225,0 | 0,1 |
Коми | 8 844,2 | 8 952,9 | –1,2 |
Новгородская | 4 186,6 | 4 080,9 | 2,6 |
Псковская | 2 139,9 | 2 162,5 | –1,0 |
Ленинградская | 43 522,1 | 43 854,0 | –0,8 |
ОЭС Севеpо-Запада | 90 296,6 | 90 770,1 | –0,5 |
Основным сектором конкурентного взаимодействия оптового рынка электроэнергии для ОАО «ТГК-1» является рынок на сутки вперед (РСВ). В сложившейся ситуации наиболее близким конкурентом (с точки зрения основного производственного и технологического циклов) в свободном секторе оптового рынка ОЭС Северо-Запада можно назвать Киришскую ГРЭС (Ленинградская область), входящую в состав ПАО «ОГК-2».
Для повышения конкурентоспособности на рынке электроэнергии ОАО «ТГК-1» проводит мероприятия, направленные на решение проблемы запертых мощностей, оптимизацию структуры выработки на ТЭС и ГЭС, внедрения новых технологий и проведения производственного переоснащения.
Основными конкурентными преимуществами ОАО «ТГК-1» являются:
Деятельность по выработке электрической энергии и мощности на территории Санкт-Петербурга, Республики Карелия, Ленинградской и Мурманской областей помимо ОАО «ТГК-1» осуществляет АО «Концерн Росэнергоатом» (представлен Ленинградской и Кольской атомными станциями), ПАО «ОГК-2» (представлена Киришской ГРЭС), а также АО «Интер РАО - Электрогенерация» (филиал «Северо-Западная ТЭЦ»), которая осуществляет поставки электроэнергии на экспорт, и ряд других производителей.
Ленинградская АЭС (ЛАЭС) расположена в 80 км западнее Санкт-Петербурга на южном берегу Финского залива Балтийского моря в городе Сосновый Бор.
ЛАЭС включает в себя 4 энергоблока. Электрическая мощность одного энергоблока - 1000 МВт, тепловая - 3200 МВт. Проектная выработка составляет 28 млрд кВт·ч в год. На собственные нужды станция потребляет около 8 % от производимой электроэнергии.
Ленинградская АЭС - крупнейший производитель электрической энергии на Северо-Западе России. Станция обеспечивает более 50 % энергопотребления Санкт-Петербурга и Ленинградской области. В топливно-энергетическом балансе всего Северо-Западного региона на долю Ленинградской АЭС приходится около 28 %.
В настоящее время АО «Концерн Росэнергоатом» ведет строительство замещающих мощностей ЛАЭС – ЛАЭС-2 в городе Сосновый Бор. Ввод в действие первого энергоблока ЛАЭС-2 запланирован на 2018 г., второго – на 2019 г. Также ведется проектирование третьего и четвертого энергоблоков. Электрическая мощность каждого блока составит 1 198,8 МВт, теплофикационная мощность – 250-300 Гкал/час.
Кольская АЭС расположена в 200 км к югу от Мурманска и 12 км от города Полярные Зори на берегу озера Имандра. Кольская АЭС является основным поставщиком электроэнергии для Мурманской области и республика Карелия. В настоящее время на станции в эксплуатации 4 энергоблока с реакторами типа ВВЭР-440 мощностью 440 МВт каждый, что составляет около 50 % установленной мощности региона. Тепловая мощность АЭС составляет 5 500 МВт, что соответствует установленной электрической мощности 1 760 МВт. За год Кольская атомная станция может вырабатывать до 13 млрд. кВт·ч электроэнергии. На сегодняшний день мощности Кольской АЭС не задействованы полностью, что создает предпосылки для развития промышленности региона. В настоящее время Кольская АЭС одна из лучших по показателям безопасности, устойчивой работы и эффективности производства среди атомных станций России.
Киришская ГРЭС расположена в городе Кириши Ленинградской области, на реке Волхов, в 150 км на юго-восток от города Санкт-Петербург, и является крупнейшей тепловой электростанцией ОЭС Северо-Запада.
Установленная электрическая мощность Киришской ГРЭС составляет 2 595 МВт, установленная тепловая мощность 1 234 Гкал/ч. Киришская ГРЭС осуществляет поставку электроэнергии широкого спектра напряжений от 0,4 до 330 кВ на оптовый рынок и собственным потребителям. Также является поставщиком тепловой энергии (технический пар различных параметров и горячая вода), оказывает услуги по поставке обессоленной, химически очищенной и технической воды, кислорода.
Киришская ГРЭС состоит из трех электростанций – теплофикационной (ТЭЦ – теплоэлектроцентраль) и конденсационной (КЭС – конденсационная электростанция), а также станции парогазового цикла (ПГУ-800). Преимущество Киришской ГРЭС заключается в способности регулировать частоту и мощность в энергосистеме. По сути, Киришская ГРЭС, являясь главным регулятором в центральной части объединенной энергетической системы, обеспечивает ее надежную работу.
Северо-Западная ТЭЦ АО «Интер РАО – Электрогенерация», расположенная в Приморском районе Санкт-Петербурга на берегу Финского залива, является первой в России электростанцией с парогазовым бинарным циклом. Она является одной из самых современных станций не только в России, но и во всей Европе. Технология парогазового цикла обеспечивает КПД на уровне 51,5 %, в то время как на аналогичных агрегатах этот показатель не превышает 40 %. По своим технико-экономическим показателям и уровню защиты окружающей среды станция не имеет себе равных в России и служит образцом для строительства новых и модернизации устаревших электростанций.
На станции установлено 2 энергоблока электрической мощностью по 450 МВт и тепловой мощностью по 350 Гкал/час каждый.
Станция осуществляет отпуск тепла в Приморский район Санкт-Петербурга и работает не только в энергосистеме России, но и энергосистеме Финляндии.
ОАО «ТГК-1» осуществляет деятельность по сбыту тепловой энергии на территории Санкт-Петербурга, Ленинградской области (филиал «Невский»), Мурманской области (филиал «Кольский», ПАО «Мурманская ТЭЦ») и Республики Карелия (филиал «Карельский»).
Основными производителями тепловой энергии Санкт-Петербурга являются:
Наименование ТСО | Установленная тепловая мощность, Гкал/ч | Подключенная тепловая нагрузка, Гкал/ч | Объем отпуска тепловой энергии потребителям, тыс. Гкал | Доля на рынке, % |
---|---|---|---|---|
ОАО «ТГК-1» | 11 759 | 9 886 | 18 737 | 45 |
ГУП «ТЭК Санкт-Петербурга» | 9 185 | 9 029 | 18 768 | 45 |
ООО «Петербургтеплоэнерго» | 2 377 | 1 589 | 3 061 | 7 |
Филиал «Северо-Западная ТЭЦ» АО «Интер РАО-Электрогенерация» | 700 | 282 | 1 274 | 3 |
Кроме того, в Санкт-Петербурге действует ряд производителей тепловой энергии с теплоотпуском менее 1 000 тыс. Гкал в год, суммарная доля которых в общем полезном отпуске не превышает 5 %.
На территории Ленинградской области ОАО «ТГК-1» осуществляет деятельность по реализации тепловой энергии в Кировском, Всеволожском и Лодейнопольском районах.
С 1 ноября 2015 г. ООО «Дубровская ТЭЦ» начало свою операционную деятельность по производству и поставке тепловой энергии в городе Кировске и является единственным источником тепловой энергии для теплоснабжения потребителей г. Кировска Ленинградской области.
В Лодейнопольском районе вся тепловая энергия, вырабатываемая электробойлером, принадлежащим ОАО «ТГК-1», реализуется оптовому покупателю-перепродавцу ОАО «ЛОТЭК» для теплоснабжения потребителей п. Свирьстрой.
Северная ТЭЦ филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» является основным источником тепловой энергии для теплоснабжения потребителей МО «Муринское сельское поселение» и МО «Новодевяткинское сельское поселение» Всеволожского муниципального района Ленинградской области.
Правобережная ТЭЦ филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» является основным источником тепловой энергии для теплоснабжения потребителей деревни Кудрово.
Таким образом, можно говорить об отсутствии конкурентов ОАО «ТГК-1» в зоне ее теплоснабжения в Ленинградской области.
Апатитская ТЭЦ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» является единственным источником теплоснабжения г. Апатиты и г. Кировска.
Наименование ТСО | Установленная тепловая мощность, Гкал/ч | Подключенная тепловая нагрузка, Гкал/ч | Объем отпуска тепловой энергии потребителям, тыс. Гкал | Доля на рынке, % |
---|---|---|---|---|
ОАО «ТГК-1» | 590 | 466 | 1 205 | 100 |
Помимо Апатитской ТЭЦ, в Мурманской области осуществляет отпуск тепла дочернее предприятие ОАО «ТГК-1» - ПАО «Мурманская ТЭЦ» - которое является стратегическим поставщиком тепловой энергии в г. Мурманске, его доля на рынке тепловой энергии города составляет 75 %. В 2015 году ПАО «Мурманская ТЭЦ» присвоен статус единой теплоснабжающей организации в своей зоне деятельности. Конкурентом ПАО «Мурманская ТЭЦ» можно считать только АО «МЭС».
До 1 февраля 2015 года продажа тепловой энергии осуществлялась на границе балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности ОАО «ТГК-1» и потребителей. При этом, 98 % тепловой энергии отпускалось оптовому покупателю-перепродавцу АО «ПКС» для дальнейшей реализации конечным потребителям.
С 1 февраля 2015 года Филиал «Карельский» ведет деятельность по реализации тепловой энергии, в том числе отпущенной Петрозаводской ТЭЦ, в г. Петрозаводск, Прионежском и Пряжинском районе.
Основными направлениями развития Компании в рамках инвестиционной деятельности являются:
ОАО «ТГК-1» подводит к завершению свою инвестиционную программу по приросту новых мощностей. На данный момент введено 1 500 МВт новой электрической мощности, к 2017 г. ОАО «ТГК-1» планирует ввести в эксплуатацию 100 МВт.
В Санкт-Петербурге ОАО «ТГК-1» осуществлено строительство высокоэффективных современных парогазовых установок (ПГУ) суммарной мощностью 1 280 МВт. Кроме того, ОАО «ТГК-1» проводит работы по техническому перевооружению и реконструкции основного оборудования гидроэлектростанций Республики Карелия, Ленинградской и Мурманской областей, вводу в эксплуатацию современных автоматизированных систем управления технологическими процессами, телемеханики и связи.
Одновременно с пуском новых мощностей ОАО «ТГК-1» начало последовательный вывод из состава действующего оборудования не просто отдельных устаревших агрегатов, а целых станций. Завершилась история первой ТЭЦ, построенной по плану ГОЭЛРО, – электростанции «Красный Октябрь» в Санкт-Петербурге. На очереди – выработавшее ресурс генерирующее оборудование Первомайской и Центральной ТЭЦ. С целью покрытия существующих и перспективных тепловых нагрузок в случае вывода из эксплуатации выработавшего свой ресурс действующего оборудования ТЭЦ Компания рассматривает возможность строительства водогрейных котельных (по аналогии со строительством объединенного вспомогательного корпуса на Первомайской ТЭЦ).
В ближайшие годы изменения коснутся теплосетевого бизнеса Компании. Тепловые мощности остро нуждаются в модернизации. Несмотря на подключение новых потребителей к энергоисточникам ОАО «ТГК-1», увеличение потребления тепла не прогнозируется вследствие развития городских программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности. С целью обеспечения надежного и качественного теплоснабжения потребителей Санкт-Петербурга и Ленинградской области с учетом перспективных тепловых нагрузок, Компания намерена оптимизировать издержки, привлечь внешних инвесторов и повысить эффективность работы теплосетей.
Реорганизация теплосетевого бизнеса в Петербурге должна стать бенчмарком для тепловых активов в других регионах присутствия Компании. В 2011 г. закончилось формирование структуры акционерного капитала ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга», в которую помимо ОАО «ТГК-1» вошло ГУП «ТЭК СПб».
Новая бизнес-единица занимается поставками тепла конечным потребителям во всех районах присутствия Компании в Петербурге. Основным направлением деятельности ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» является повышение надежности системы теплоснабжения и расширение зоны теплоснабжения ОАО «ТГК-1» за счет строительства новых теплопроводов с целью подключения объектов новых кварталов массовой жилой застройки и перевода на централизованное теплоснабжение от энергоисточников ОАО «ТГК-1» потребителей других источников тепла, выработавших свой эксплуатационный ресурс.
Несмотря на подключение новых потребителей к энергоисточникам ОАО «ТГК-1», увеличение потребления тепла не прогнозируется вследствие развития городских программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности. С целью обеспечения надежного и качественного теплоснабжения потребителей Санкт-Петербурга и Ленинградской области с учетом перспективных тепловых нагрузок, Компания оптимизирует издержки, стремится повышать эффективность работы теплосетей и ведет последовательную работу по снижению дебиторской задолженности за отпущенную тепловую энергию.
В 2013 г. была введена в эксплуатацию тепломагистраль от Апатитской ТЭЦ до ЦТП г. Кировска Мурманской области. Завершены работы по реконструкции Апатитской ТЭЦ филиала «Кольский». В 2013 г. начались первые поставки тепловой энергии от Апатитской ТЭЦ до потребителей г. Кировска по новой тепломагистрали. Проект реализован АО «ХТК», принадлежащим в равных долях ОАО «ТГК-1» и АО «Апатит», за счет вложений в уставный капитал и заемных средств АО «ХТК». По результатам операционной деятельности за 2014 год отпуск теплоэнергии Апатитской ТЭЦ на г. Кировск составил около 550 тыс. Гкал, в 2015 – порядка 500 тыс. Гкал.
Основным направлением программы повышения эффективности операционной деятельности ОАО «ТГК-1» на 2016 г. являются производственные инициативы, а именно:
Инициатива «вывод из эксплуатации неэффективных и невостребованных мощностей» направлена на снижение убытка от вывода из эксплуатации неэффективного оборудования на станции Первомайской ТЭЦ и получение эффекта от вывода Дубровской ТЭЦ в дочернее общество ОАО «ТГК-1» – ООО «Дубровская ТЭЦ».
Инициатива «совершенствование производственной системы» делится на четыре направления:
1 Водопользование, где планируется снижение: расходов воды на собственные и технологические нужды; потерь пара и конденсата; сбросов в систему канализации.
2 Топливоиспользование – снижение удельных расходов топлива за счет приведения основного оборудования к нормативным характеристикам в ходе капитальных и средних ремонтов, построения системы эффективной эксплуатации теплообменного оборудования.
3 Потребление электроэнергии на собственные нужды, где эффект от реализации инициативы рассчитывается как произведение сэкономленного объема электрической энергии на собственные нужды и топливной составляющей себестоимости электроэнергии.
4 Внедрение инновационных технологий.
В рамках инициативы «Техническое обслуживание и ремонт (ТОиР)» планируется сокращение затрат на ремонт основных средств за счет повышения производительности собственного ремонтного персонала и оптимизации объемов и сроков выполнения работ по сервисным контрактам ПГУ.
Как и в 2015 г., в 2016 г. будет продолжена реализация уже начатых инициатив:
Программу повышения эффективности операционной деятельности ОАО «ТГК-1» в 2016 г. дополнила новая инициатива – «Увеличение объема закупок природного газа на бирже». Эффект от реализации инициативы будет достигнут за счет сокращения затрат на закупку природного газа путем сокращения объема закупок газа по ценам установленным регулятором и увеличения объема закупок газа на газовой бирже Закрытого акционерного общества «Санкт-Петербургская Международная Товарно-сырьевая Биржа» (ЗАО «СПбМТСБ»).
Планируемый эффект на 2016 г. составляет 897 млн руб. Снижение общего эффекта от реализации инициатив программы в 2016 г. связано с максимальным снижением постоянных расходов, учтенных в бизнес-плане Компании и не выделенных в отдельную инициативу программы повышения эффективности операционной деятельности.
Политика Общества в области управления рисками заключается в эффективном сочетании мер по ограничению тех рисков, которые компания принимает на себя, и мер по минимизации (сокращению), уклонению и перераспределению тех рисков, позиция по которым рассматривается Обществом как неприемлемо высокая.
Целевой задачей функционирования системы управления рисками Общества является снижение вероятности возникновения неблагоприятного результата и ограничение возможных потерь Общества в случае реализации рисков.
Политика в области управления отдельными рисками определяется Советом директоров ОАО «ТГК-1» в рамках принятия следующих решений:
1 установление стратегических целей Общества с одновременным определением «риск-аппетита» (степени общей готовности Общества к принятию на себя рисков);
2 определение стратегических задач, связанных с уменьшением «риск-позиций», в целях предотвращения (минимизации) возможных потерь;
3 установление стратегических ограничений, которые должны соблюдаться менеджментом Общества в целях ограничения отдельных видов рисков.
ОАО «ТГК-1» выполнило основные запланированные на 2015 год мероприятия:
В 2016 году планируется выполнить следующие мероприятия:
По состоянию до 31 декабря 2015 года, существенных судебных разбирательств с участием ОАО «ТГК-1», исход которых может существенно повлиять на деятельность и (или) финансовое положение ОАО «ТГК-1», не имеется.
Высокий уровень существенности риска | Средний уровень существенности риска | Низкий уровень существенности риска |
Риски | Существенность риска | Принимаемые ОАО «ТГК-1» меры по управлению рисками |
---|---|---|
Страновой риск | ||
Особенности социально-экономической и политической ситуации в России и давление (санкции) со стороны ЕС и США по отношению к России и российским предприятиям. | Cтрановой риск является слабоуправляемым, при этом Общество его учитывает при принятии и уточнении стратегических решений. Oбщество не включено в санкционные списки и не относится к отраслям экономики, в отношении которых введены санкции, при этом в целях снижения соответствующих рисков реализует программу импортозамещения. | |
Стратегический риск | ||
Принятие стратегических решений, влияющих на долгосрочное развитие Общества, не в полной мере учитывающих особенности внешней или внутренней среды. |
| |
Риски, связанные с работой отраслевого рынка электроэнергии и мощности и теплоснабжения потребителей | ||
Сокращение спроса на электрическую и тепловую энергию относительно прогнозного уровня в результате снижения темпов экономического роста и проведения энергосберегающих мероприятий в многоквартирных жилых домах. |
| |
Изменение цен на электроэнергию на нерегулируемом рынке, и одновременная неопределенность и ограничения тарифов на тепловую энергию в связи с зависимостью от решений государственных органов тарифного регулирования. |
| |
Изменение цен на энергоносители, услуги (в т.ч. ремонтные), материалы и оборудование. |
| |
Риск роста неплатежей за поставленную электро- и теплоэнергию. |
| |
Производственно-технические и конкурентные риски | ||
Внеплановое прекращение генерации энергии из-за внештатной остановки работы основного производственного оборудования. |
| |
Конкуренция с Концерном Росэнергоатом, генерирующим электрическую энергию на АЭС (обладает статусом приоритетного поставщика электрической энергии и мощности). |
| |
Конкуренция в первой ценовой зоне в результате ввода конкурентами новых мощностей по ДПМ и в случае строительства высоковольтных линий электропередач, в результате которого «запертые» мощности энергосистемы Мурманской области и Сибири станут более доступны широкому кругу потребителей первой ценовой зоны. |
| |
Риски в сфере государственного регулирования | ||
Принятие государственными органами решений по замораживанию или ограничению темпов роста тарифов на тепловую энергию. |
| |
Изменение нормативных правовых актов, регулирующих деятельность субъектов электроэнергетики, в т. ч. правил оптового рынка электроэнергии и мощности, нормативных актов в сфере теплоснабжения и правил оказания коммунальных услуг. | Участие в подготовке проектов нормативно-правовых актов, подготовке оценки регулирующего воздействия по проектам, подготовка предложений по вопросам изменений регулирующих документов и доведение этой позиции до разработчика проекта нормативного акта. | |
Риски изменения налогового и гражданского законодательства Российской Федерации. | Cвоевременное ознакомление с принимаемыми изменениями в налоговой и законодательной сфере и корректировка существующих в Обществе стандартов, правил и процедур. | |
Финансовые риски | ||
Процентные риски. |
| |
Инфляционные риски:
|
| |
Валютные риски. |
| |
Риски в экологической сфере | ||
Риски нанесения ущерба окружающей среде, риски привлечения к гражданской ответственности и проведения работ по устранению нанесенного ущерба. |
| |
Риски, связанные с контрагентами и персоналом | ||
Риски, связанные с технологическими нарушениями и авариями по причине ошибочных действий персонала. |
| |
Риски потери деловой репутации. |
| |
Невыполнение договорных обязательств подрядчиками и партнерами по срокам и качеству поставок товаров, оказания услуг и выполнения работ. |
|
На конец 2015 г. установленная мощность электростанций Компании с учетом дочерних предприятий – ПАО «Мурманская ТЭЦ» и ООО «Дубровская ТЭЦ» – составила 7 056,6 МВт электрической и 14 142 Гкал/ч – тепловой мощности.
Основу производственных мощностей ОАО «ТГК-1» составляют 54 электростанции, в их числе: 40 гидроэлектростанций (ГЭС) и 14 тепловых электростанций (ТЭЦ), включая дочерние предприятия – ПАО «Мурманская ТЭЦ» и ООО «Дубровская ТЭЦ». Большинство ГЭС, расположенных последовательно по течению водного потока и связанных между собой общностью водного режима, объединены в каскады.
Основная часть производственных мощностей ОАО «ТГК-1» сконцентрирована в филиале «Невский», в который входят 11 ТЭЦ установленной электрической мощностью 3 640,5 МВт и 11 741,0 Гкал/ч – тепловой, а также 7 ГЭС общей установленной электрической мощностью 709,8 МВт. Филиал «Карельский» представлен Петрозаводской ТЭЦ установленной мощностью 280,0 МВт и 689,0 Гкал/ч и 16 ГЭС, объединенных в 3 каскада и группу Малых ГЭС, совокупной установленной мощностью 553,7 МВт. В филиале «Кольский» действует Апатитская ТЭЦ – 266,0 МВт и 590,0 Гкал/ч – и 17 ГЭС в составе 3-х каскадов общей установленной мощностью 1 594,6 МВт. Наряду с этим в Мурманской области ПАО «Мурманская ТЭЦ» осуществляет деятельность по производству электрической и тепловой энергии, установленная мощность ТЭЦ – 12,0 МВт электрической и 1 122,0 Гкал/ч тепловой мощности.
Установленная электрическая мощность, МВт | Установленная тепловая мощность, Гкал/ч | Располагаемая мощность, МВт | КИУМ (по электрической мощности) ![]() | Топливо (основное/ резервное) | |
---|---|---|---|---|---|
Филиал «Невский» | 4 350,30 | 11 741,0 | 4 186,7 | 38,6 | — |
Центральная ТЭЦ | 55,0 | 1 346,0 | 55,0 | 30,0 | газ/мазут |
Правобережная ТЭЦ | 643,0 | 1 283,0 | 630,0 | 35,3 | газ/мазут |
Василеостровская ТЭЦ | 135,0 | 1 113,0 | 135,0 | 59,8 | газ/мазут |
Дубровская ТЭЦ ![]() | 5,0 | 134,0 | 3,0 | 0,4 | газ/мазут |
Первомайская ТЭЦ | 524,0 | 1 419,0 | 460,0 | 38,7 | газ/мазут |
Автовская ТЭЦ | 321,0 | 1 849,0 | 321,0 | 39,0 | газ/мазут |
Выборгская ТЭЦ | 250,5 | 1 056,0 | 250,5 | 28,3 | газ/мазут |
Северная ТЭЦ | 500,0 | 1 188,0 | 500,0 | 38,9 | газ/мазут |
Южная ТЭЦ | 1 207,0 | 2 353,0 | 1 207,0 | 37,0 | газ/мазут |
Каскад Ладожских ГЭС | 345,0 | — | 260,4 | 38,7 | — |
Нарвская ГЭС | 124,8 | — | 124,8 | 47,3 | — |
Каскад Вуоксинских ГЭС | 240,0 | — | 240,0 | 60,4 | — |
Филиал «Карельский» | 833,7 | 689,0 | 568,2 | 52,9 | — |
Петрозаводская ТЭЦ | 280,0 | 689,0 | 254,0 | 44,0 | газ/мазут |
Каскад Выгских ГЭС | 160,0 | — | 109,2 | 62,1 | — |
Каскад Кемских ГЭС | 330,0 | — | 168,7 | 56,3 | — |
Каскад Сунских ГЭС (с учетом Малых ГЭС) | 63,7 | — | 36,3 | 50,6 | — |
Филиал «Кольский» | 1 860,6 | 590,0 | 1 792,4 | 43,1 | — |
Апатитская ТЭЦ | 266,0 | 590,0 | 203,0 | 18,6 | уголь/ мазут ![]() |
Каскад Нивских ГЭС | 569,5 | — | 564,3 | 69,7 | — |
Каскад Пазских ГЭС | 187,6 | — | 187,6 | 58,3 | — |
Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС | 837,5 | — | 837,5 | 29,4 | — |
Итого ОАО «ТГК-1» (без ПАО «Мурманская ТЭЦ») | 7 044,6 | 13 020,0 | 6 547,3 | 41,5 | — |
ПАО «Мурманская ТЭЦ» | 12,0 | 1 122,0 | 12,0 | 16,2 | мазут |
ОАО «ТГК-1» с учетом ПАО «Мурманская ТЭЦ» | 7 056,6 | 14 142,0 | 6 559,3 | 41,4 | — |
Установленная электрическая мощность в течение 2015 года:
Установленная и располагаемая тепловая мощность в 2015 году изменилась на следующих станциях:
ТЭЦ | ГЭС | ГЭС+ТЭЦ | |
---|---|---|---|
Филиал «Невский» | 36,9 | 47,5 | 38,6 |
Филиал «Карельский» | 44,0 | 57,4 | 52,9 |
Филиал «Кольский» | 18,6 | 47,2 | 43,1 |
ОАО «ТГК-1» | 36,2 | 49,3 | 41,5 |
ПАО «Мурманская ТЭЦ» | 16,2 | — | — |
Коэффициент использования установленной электрической мощности в целом по ОАО «ТГК-1» в 2015 г. составил 41,5 %, для ГЭС он зафиксирован на уровне 49,3 %, для ТЭЦ – 36,2 %.
По итогам 2015 г. объем производства электрической энергии генерирующими предприятиями компании, включая ПАО «Мурманская ТЭЦ», составил 25 811 млн кВт·ч, что на 2,3 % ниже показателя аналогичного периода 2014 г.
По филиалу «Невский» выработка уменьшилась на 10,1 %, по филиалу «Карельский» увеличилась на 2,1 %, по филиалу «Кольский» увеличилась на 16,3 %. В целом, уменьшение выработки электроэнергии на ТЭЦ составило 10 % к 2014 г., в то время как на ГЭС выработка увеличилась на 7,7 %.
Основной причиной снижения выработки электроэнергии теплоэлектростанциями в 2015 году стал спад потребления электроэнергии в Северо-Западном регионе. Выработка гидроэлектростанциями увеличилась за счет высокой водности филиалов «Кольский» и «Карельский».
2015 г. | 2014 г. | |
---|---|---|
Филиал «Невский» | 14 904 134 | 16 586 392 |
Центральная ТЭЦ | 144 516 | 226 918 |
Правобережная ТЭЦ | 1 985 609 | 2 827 100 |
Василеостровская ТЭЦ | 707 386 | 691 626 |
Дубровская ТЭЦ | 2 111 | 59 982 |
Первомайская ТЭЦ | 1 774 257 | 1 974 801 |
Автовская ТЭЦ | 1 097 508 | 1 077 122 |
Выборгская ТЭЦ | 620 029 | 667 520 |
Северная ТЭЦ | 1 704 713 | 1 922 560 |
Южная ТЭЦ | 3 912 229 | 3 879 122 |
Нарвская ГЭС | 517 551 | 548 697 |
Каскад Вуоксинских ГЭС | 1 270 027 | 1 415 428 |
Каскад Ладожских ГЭС | 1 168 197 | 1 295 517 |
Филиал «Карельский» | 3 860 460 | 3 780 362 |
Петрозаводская ТЭЦ | 1 079 963 | 1 162 532 |
Каскад Выгских ГЭС | 870 867 | 1 042 076 |
Каскад Кемских ГЭС | 1 627 542 | 1 323 346 |
Каскад Сунских ГЭС (с учетом Малых ГЭС) | 282 088 | 252 408 |
Филиал «Кольский» | 7 029 801 | 6 042 788 |
Апатитская ТЭЦ | 434 181 | 470 832 |
Каскад Нивских ГЭС | 3 479 119 | 2 542 918 |
Каскад Пазских ГЭС | 958 127 | 722 132 |
Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС | 2 158 374 | 2 306 907 |
Всего ОАО «ТГК-1» без учета ПАО «Мурманская ТЭЦ» | 25 794 394 | 26 409 542 |
ПАО «Мурманская ТЭЦ» | 17 031 | 16 639 |
Всего ОАО «ТГК-1» с учетом ПАО «Мурманская ТЭЦ» | 25 811 425 | 26 426 181 |
Всего ТЭЦ | 13 479 533 | 14 976 752 |
Всего ГЭС | 12 331 893 | 11 449 429 |
Степень водности в 2015 г. для Каскада Свирских ГЭС была близка к средней, для Нарвской и Волховской ГЭС год был очень маловодным, лишь на Каскаде Вуоксинских ГЭС наблюдалась высокая водность.
Выработка ГЭС филиала «Невский» в 2015 г. составила 2 955,8 млн кВт·ч, что на 9,3 % ниже показателя 2014 г., это связано со снижением полезного притока в водохранилища ГЭС, а также с увеличением холостых сбросов, в связи с проведением ремонтных кампаний на станциях филиала.
Запас гидроресурсов на начало года, близкий к средним многолетним величинам, позволил в условиях предпаводковой сработки водохранилищ выполнить плановые показатели по объему выработки электроэнергии за 1-й квартал 2015 года.
Весеннее половодье характеризовалось как раннее по срокам, дружное по интенсивности снеготаянья и высокое по величинам притока и наполнению водохранилищ.
Дождливые лето и осень способствовали сохранению высокой водности, приток воды в основные водохранилища отмечался на уровне 10-30 % обеспеченности.
Водность большей части водных объектов Республики Карелия в 2015 году была выше средних многолетних величин, что позволило перевыполнить плановые показатели по объему выработки электроэнергии за год.
Суммарная выработка ГЭС филиала «Карельский» в 2015 г. составила 2 780,5 млн кВт·ч, что на 6,2 % выше показателя 2014 г.
Объем годовых притоков по системе в целом составил 67,25 км3с обеспеченностью 12 %, таким образом год многоводный (в особенности по водохранилищам Ковдинского каскада - от 1 до 6 %Р, по Ниве -8 %Р).
Начало половодья пришлось на 3 декаду апреля и завершилось в конце июня. Водохранилища освободились ото льда во второй половине мая. Обеспеченность половодья в 2015 г. составила 11 %, объём половодья 21,1 км3 .
Во второй половине мая уровень Кумского водохранилища превысил НПУ и оставался выше уровня до конца октября, остальные водохранилища заполнились в первой декаде июня.
На 1 января 2016 года запасы энергии равны 4 709 млн кВт·ч, что составляет 119 % от прошлого года и 109 % от запасов среднемноголетних. Запасы снега по системе на 20 декабря 2015 г. составляли 80-100 % нормы.
Выработка ГЭС филиала «Кольский» в 2015 г. составила 6 595,6 млн кВт·ч, что на 18,4 % выше показателя 2014 г. Увеличение выработки связано с высокой водностью региона.
Отпуск тепловой энергии с коллекторов и электробойлерных установок в 2015 г. по Компании в целом составил 23 020 тыс. Гкал, что 5,4 % ниже аналогичного показателя 2014 г.
Снижение отпуска тепловой энергии обусловлено температурным фактором: на протяжении отопительного периода 2015 г. наблюдалась более высокая среднемесячная температура наружного воздуха, в сравнении с 2014 г. Уменьшение отпуска по филиалам «Невский», «Карельский», «Кольский» – 5,9 %, 1,1 % и 5,2 % соответственно. Отпуск теплоэнергии ПАО «Мурманская ТЭЦ» также снизился по сравнению с аналогичным показателем 2014 г. на 5 %.
2015 г. | 2014 г. | |
---|---|---|
Филиал «Невский» | 17 829 834 | 18 938 870 |
Центральная ТЭЦ | 2 161 804 | 2 300 164 |
Правобережная ТЭЦ | 1 937 640 | 2 047 185 |
Василеостровская ТЭЦ | 1 663 365 | 1 757 290 |
Дубровская ТЭЦ | 164 738 | 219 855 |
Первомайская ТЭЦ | 1 433 235 | 1 677 689 |
Автовская ТЭЦ | 3 000 404 | 3 106 036 |
Выборгская ТЭЦ | 1 087 868 | 1 166 502 |
Северная ТЭЦ | 2 732 306 | 2 925 863 |
Южная ТЭЦ | 3 645 321 | 3 734 422 |
Котельные | 3 153 | 3 864 |
Филиал «Карельский» | 1 614 798 | 1 631 935 |
Петрозаводская ТЭЦ | 1 560 710 | 1 631 935 |
Котельные | 54 088 | 0 |
Филиал «Кольский» | 1 515 953 | 1 599 309 |
Апатитская ТЭЦ | 1 513 365 | 1 596 843 |
Электрические бойлерные | 2 588 | 2 466 |
Всего ОАО «ТГК-1» без учета ПАО «Мурманская ТЭЦ» | 20 960 585 | 22 170 114 |
ПАО «Мурманская ТЭЦ» | 2 059 717 | 2 168 917 |
Всего ОАО «ТГК-1» с учетом ПАО «Мурманская ТЭЦ» | 23 020 302 | 24 339 031 |
Температура наружного воздуха, среднегодовая | Δ | Температура наружного воздуха, средняя за отопительный период | Δ | |||
---|---|---|---|---|---|---|
2015 г. | 2014 г. | 2015 г. | 2014 г. | |||
г. Санкт-Петербург | +7,7 | +7,4 | +0,3 | +2,2 | +1,0 | +1,2 |
г. Петрозаводск | +6,1 | +5,6 | +0,5 | +0,1 | –0,9 | +1,0 |
г. Апатиты | +2,6 | –0,1 | +2,7 | –0,6 | –3,8 | +3,2 |
г. Мурманск | +2,2 | +1,3 | +0,9 | –1,0 | –2,4 | +1,4 |
Основным показателем, оценивающим уровень топливоиспользования на ТЭЦ Компании, является удельный расход условного топлива. По итогам 2015 г. в целом по ОАО «ТГК-1» удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию составил 260,5 г/кВт·ч, что на 0,7 % ниже показателя 2014 г. Удельный расход условного топлива на отпущенную теплоэнергию уменьшился на 0,3 % и составил 138,8 кг/Гкал.
Снижение удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии произошло в следствие реализации мероприятий, направленных на повышение эффективности топливоиспользования.
2015 г. | 2014 г. | |||
---|---|---|---|---|
на э/энергию, г/кВт·ч | на тепло, кг/Гкал | на э/энергию, г/кВт·ч | на тепло, кг/Гкал | |
В среднем по филиалу «Невский» | 256,7 | 138,8 | 258,9 | 139,8 |
Центральная ТЭЦ | 438,8 | 165,7 | 433,4 | 166,0 |
Правобережная ТЭЦ | 211,5 | 137,9 | 215,5 | 136,3 |
Василеостровская ТЭЦ | 312,1 | 140,7 | 308,1 | 138,3 |
Дубровская ТЭЦ | 611,5 | 191,4 | 455,3 | 174,6 |
Первомайская ТЭЦ | 256,5 | 154,4 | 250,9 | 159,4 |
Автовская ТЭЦ | 332,1 | 131,6 | 345,5 | 129,8 |
Выборгская ТЭЦ | 288,3 | 128,3 | 279,5 | 131,9 |
Северная ТЭЦ | 273,2 | 122,1 | 270,9 | 123,4 |
Южная ТЭЦ | 235,5 | 135,6 | 246,4 | 139,3 |
В среднем по филиалу «Карельский» | 281,1 | 133,5 | 279,3 | 129,4 |
Петрозаводская ТЭЦ | 281,1 | 128,9 | 279,3 | 129,4 |
Котельные Пряжинский р-н | 0 | 254,9 | 0 | 0 |
Котельные Прионежский р-н | 0 | 273,9 | 0 | 0 |
В среднем по филиалу «Кольский» | 324,8 | 143,9 | 321,6 | 141,8 |
Апатитская ТЭЦ | 324,8 | 143,9 | 321,6 | 141,8 |
В среднем по ОАО «ТГК-1» | 260,5 | 138,8 | 262,3 | 139,2 |
ПАО «Мурманская ТЭЦ» | — | 174,2 | — | 174,1 |
В 2013 г. в соответствии с Федеральным законом «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» № 261-ФЗ от 23.11.2009 г. и Постановлением Правительства РФ «О требованиях к региональным и муниципальным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности» № 1225 от 31.12.2009 г., постановлением Правительства № 340 от 15.05.2010 г. и протоколом совещания в Минэнерго от 09.09.2010 г., в ОАО «ТГК-1» была принята и утверждена программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности 2014-2016 гг.
Основные направления, реализованные в рамках программы энергосбережения:
Кроме того, продолжена работа по пропаганде безопасного и эффективного энергопотребления среди населения (цикл передач «Энергетика: как это работает?», видеоролики об энергоэффективности, наружная социальная реклама, просветительский сайт об энергетике «Моя энергия», выставки, публичные мероприятия, публикации в СМИ и сети Интернет).
Ремонтная программа 2015 г. ОАО «ТГК-1» сформирована для поддержания основных производственных фондов в исправном состоянии при оптимальных затратах на техническое обслуживание и ремонт.
Ремонтная программа ОАО «ТГК-1» на 2015 г. разработана на основании:
2015 г. | 2014 г. | |
---|---|---|
Филиал «Невский» | 2 215 825 | 1 914 264 |
Филиал «Карельский» | 365 579 | 348 064 |
Филиал «Кольский» | 375 985 | 365 331 |
ОАО «ТГК-1» | 2 957 389 | 2 627 659 |
Филиалы | Всего | Хозяйственный способ | Доля в общем объеме затрат, % | Подрядный способ | Доля в общем объеме затрат, % |
---|---|---|---|---|---|
Филиал «Невский» | 2 215 825 | 453 990 | 20,5 | 1 761 835 | 79,5 |
Филиал «Карельский» | 365 579 | 87 018 | 23,8 | 278 561 | 76,2 |
Филиал «Кольский» | 375 985 | 222 573 | 59,2 | 153 412 | 40,8 |
ОАО «ТГК-1» | 2 957 389 | 763 581 | 25,8 | 2 193 808 | 74,2 |
Наименование | ОАО «ТГК-1» | В том числе филиалы | ||
---|---|---|---|---|
«Невский» | «Карельский» | «Кольский» | ||
Затраты на ремонт, в т. ч. | 2 957 389 | 2 215 825 | 365 579 | 375 985 |
Фонд оплаты труда и страховые взносы | 606 331 | 368 379 | 50 143 | 187 809 |
Материалы и запчасти хоз. способа | 157 250 | 85 611 | 36 875 | 34 764 |
Материалы давальческие | 147 708 | 92 088 | 31 662 | 23 958 |
Услуги подрядчиков | 2 046 100 | 1 669 747 | 246 899 | 129 454 |
Наименование оборудования | Филиал «Невский» | Филиал «Карельский» | Филиал «Кольский» | ОАО «ТГК-1» |
---|---|---|---|---|
Энергетические котлы, ( шт. / т / ч ) | 5/2286 | 2/840 | 2/440 | 9/3566 |
Водогрейные котлы, ( шт. / Гкал / ч ) | 1/100 | — | — | 1/100 |
Турбоагрегаты, ( шт. / МВт ) | 9/1032 | 1/60 | — | 10/1092 |
Гидроагрегаты, ( шт. / МВт ) | 4/107,6 | 4/57,64 | 2/75,5 | 10/240,74 |
Турбогенераторы, ( шт. / МВт ) | 5/563 | — | — | 5/563 |
Задачи ремонтной кампании на 2016 г.:
В соответствии с годовым графиком ремонта основного оборудования в 2016 г. необходимо выполнить 18 капитальных и 7 средних ремонтов агрегатов.
Наименование агрегатов | Капитальные ремонты | Средние ремонты |
---|---|---|
Турбоагрегаты (в т.ч. входящие в энергоблоки) | 4/483 | 2/220 |
Гидроагрегаты | 8/197,5 | — |
Турбогенераторы | — | 1/156 |
Котлоагрегаты | 6/2440 | 4/960 |
Наименование показателей | 2016 год (план) |
---|---|
Ремонт основных средств, в т.ч.: | 2 744 887 |
Фонд оплаты труда на ремонт хозяйственным способом | 467 111 |
Страховые взносы на ремонт хозяйственным способом | 148 082 |
Материалы на ремонт хозяйственным способом | 155 289 |
Давальческие материалы | 111 694 |
Резерв главного инженера | 43 127 |
Услуги сторонних подрядных организаций | 1 819 584 |
Плановые затраты на ремонт основных фондов в 2016 г. составляют 2 744 887 тыс. руб., в том числе на ремонт подрядным способом – 1 974 405 тыс. руб. и на ремонт хозяйственным способом – 770 482 тыс. руб. (соответственно 71,9 % и 28,1 % от плановых затрат на ремонт).
Цель сбытовой функции Компании – получение максимального маржинального дохода от работы электростанций на рынках электроэнергии, мощности и при реализации тепловой энергии.
Принципы сбытовой политики Компании:
В 2015 г. объем реализации электроэнергии ОАО «ТГК-1» составил 28 969 млн кВт·ч, что на 1,8 % ниже величины 2014 г. ПАО «Мурманская ТЭЦ» не является участником оптового рынка электроэнергии и мощности, весь объем выработанной электроэнергии в 2014-2015 гг. использовался на собственные нужды.
Наибольший объем электроэнергии Компании реализуется на рынке на сутки вперед – в 2015 г. на долю РСВ пришлось 85,2 % от всего объема продаж и 87,9 % от всей выручки от реализации электроэнергии, а также по регулируемым договорам – объем реализации составил 8,6 %, доля в выручке электроэнергии составила 5,1 %.
Объем реализации мощности Компании зафиксирован на уровне 3 490 МВт/месяц, что на 31,1 % меньше значения 2014 г. Данное уменьшение произошло в связи с прохождением КОМ 2015 года с меньшим объемом отобранной мощности. В 2015 г. в структуре продаж мощности 34,1 % пришлось на реализацию по ДПМ, 7,7 % – на реализацию по регулируемым договорам, 16 % мощности продавалось на КОМ. При этом наибольшая доля выручки от реализации мощности сформирована за счет продаж по ДПМ – 68,8 %, вклад в структуру выручки реализации на КОМ – 7,5 %, доля регулируемых договоров – 3,1 %.
В 2015 г. объем покупки электроэнергии составил 5 043,5 млн кВт·ч, что на 0,4 % меньше 2014 г., покупка мощности – 127,6 МВт/месяц, что на 16,2 % больше 2014 г.
ОАО «ТГК-1» | Филиал «Невский» | Филиал «Карельский» | Филиал «Кольский» | |
---|---|---|---|---|
РД | 2 494,7 | 2 342,8 | 0,0 | 151,9 |
РСВ | 24 680,6 | 13 655,9 | 3 810,8 | 7 213,9 |
БР | 1 096,6 | 416,3 | 69,0 | 611,3 |
Экспортные поставки | 633,7 | 181,7 | 0,0 | 452,0 |
Розничные поставки | 63,3 | 0,1 | 61,4 | 1,8 |
ИТОГО | 28 968,9 | 16 596,8 | 3 941,2 | 8 430,9 |
ОАО «ТГК-1» | Филиал «Невский» | Филиал «Карельский» | Филиал «Кольский» | |
---|---|---|---|---|
РД | 270,0 | 198,9 | 0,0 | 71,1 |
КОМ | 557,2 | 401,4 | 0,0 | 155,8 |
ДПМ | 1 191,1 | 1 191,1 | 0,0 | 0,0 |
ВР | 1 471,7 | 1 255,2 | 205,0 | 11,5 |
ИТОГО | 3 490,0 | 3 046,6 | 205,0 | 238,4 |
Для ОАО «ТГК-1», как участника оптового рынка, тарифы на электрическую энергию и мощность утверждаются ФСТ России (Федеральная служба по тарифам упразднена Указом Президента Российской Федерации от 21 июля 2015 года № 373, правопреемником является Федеральная антимонопольная служба (ФАС России).
В соответствии с п. 62 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2010 г. № 1172, поставки электрической энергии и мощности по регулируемым ценам (тарифам) осуществляются только для обеспечения электрической энергией и мощностью населения и приравненных к нему категорий потребителей. Согласно п. 65 Правил оптового рынка суммарный объем электрической энергии и суммарный объем мощности, которые поставляются по регулируемым договорам в календарном году, не могут превышать 35 % объема производства электрической энергии и мощности, определенном в прогнозном балансе на период регулирования для указанного поставщика.
В 2015 году расчеты за электроэнергию, поставляемую на рынок регулируемых договоров оптового рынка, производились по тарифам на энергию и мощность, установленным ФСТ России индивидуально для каждой электростанции компании. Расчеты за электроэнергию, поставляемую на рынок «на сутки вперед» и балансирующий рынок, производились по ценам, сложившимся на основе конкурентных заявок участников торгов.
Расчеты за мощность, поставляемую на рынок по регулируемым договорам и по станциям, работающим в «вынужденном режиме», осуществлялись по тарифам, утвержденным ФСТ России. Расчеты за мощность, поставляемую на КОМ – по ценам, сформировавшимся по результатам прохождения конкурентного отбора на 2015 год. Расчеты в рамках договоров ДПМ - по ценам, рассчитанным Ассоциацией «НП Совет рынка».
Наименование станции | Тариф на электроэнергию, руб./МВтч (без НДС) | Тариф на мощность, руб./МВт/мес. (без НДС) | ||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
Утверждены ФСТ России на 2015 год | Утверждены ФАС России на 2016 год ![]() | Утверждены ФСТ России на 2015 год | Утверждены ФАС России на 2016 год ![]() | |||||
с 01.01.15 | с 01.07.15 | с 01.01.16 | с 01.07.16 | с 01.01.15 | с 01.07.15 | с 01.01.16 | с 01.07.16 | |
Филиал «Невский» | ||||||||
Центральная ТЭЦ | 1 596,91 | 1 596,91 | 1 322,95 | 1 322,95 | 387 659,52 | 425 015,70 | — | — |
Правобережная ТЭЦ Бл-1 | 1 014,76 | 1 014,76 | 913,56 | 1 174,57 | 132 988,00 | 132 988,00 | 122 174,60 | 122 174,60 |
Правобережная ТЭЦ Бл-2 ПГУ (ДПМ) | 859,27 | 859,27 | 771,68 | 771,68 | — | — | — | — |
Василеостровская ТЭЦ ТГ-4,5 | 1 198,48 | 1 198,48 | 848,94 | 848,94 | 132 999,00 | 132 999,00 | 132 999,00 | 132 999,00 |
Василеостровская ТЭЦ ТГ-3 (ДПМ) | 1 032,77 | 1 040,98 | 691,98 | 691,98 | — | — | — | — |
Первомайская ТЭЦ ПГУ-1 (ДПМ) | 883,59 | 883,59 | 819,3 | 819,3 | — | — | — | — |
Первомайская ТЭЦ ПГУ-2 (ДПМ) | 903,98 | 903,98 | 844,99 | 844,99 | — | — | — | — |
Автовская ТЭЦ ТГ-1,4,5 | 1 127,13 | 1 127,13 | 687,96 | 687,96 | 132 995,00 | 132 995,00 | — | — |
Автовская ТЭЦ ТГ-2,3,6,7 | 1 127,13 | 1 127,13 | 851,93 | 851,93 | 132 995,00 | 132 995,00 | 132 995,00 | 132 995,00 |
Выборгская ТЭЦ ТГ-2,3 | 1 085,83 | 1 085,83 | 657,79 | 657,79 | 132997 | 132997 | 125 272,97 | 135 837,94 |
Выборгская ТЭЦ ТГ-4 | 1 085,83 | 1 085,83 | 806,12 | 806,12 | 132997 | 132997 | 115 826,29 | 115 826,29 |
Северная ТЭЦ Бл-1,3,5 | 1 087,41 | 1 087,41 | 854,77 | 854,77 | 132983 | 132983 | 132 983 | 132 983 |
Северная ТЭЦ Бл-2,4 | 1 087,41 | 1 087,41 | 854,77 | 854,77 | 132985 | 132985 | 132 985 | 132 985 |
Южная ТЭЦ Бл-1,2,3 | 1 141,33 | 1 141,33 | 803,22 | 803,22 | 132 990,00 | 132 990,00 | 106 268,39 | 114 950,65 |
Южная ТЭЦ Бл-4 ПГУ (ДПМ) | 765,06 | 785,09 | 715,17 | 715,17 | — | — | — | — |
Волховская ГЭС (Каскад Ладожских ГЭС) | 36,68 | 36,86 | 36,86 | 40,14 | 153 906,97 | 155 006,53 | 155 006,53 | 167 586,91 |
Верхне-Свирская ГЭС (Каскад Ладожских ГЭС) | 36,62 | 36,8 | 36,8 | 40,1 | 113 774,43 | 114 577,57 | 114 577,57 | 124 070,89 |
Нижне-Свирская ГЭС (Каскад Ладожских ГЭС) | 36,62 | 36,8 | 36,8 | 40,1 | 113 774,43 | 114 577,57 | 114 577,57 | 124 070,89 |
Нарвская ГЭС | 36,4 | 36,57 | 36,57 | 39,86 | 95 447,2 | 96 352,98 | 96 352,98 | 104 443,09 |
Лесогорская ГЭС ГГ-1 (Каскад Вуоксинских ГЭС) | 10,01 | 10,2 | 10,2 | 13,13 | 123 913,13 | 123 913,13 | 123 913,13 | 133 082,70 |
Лесогорская ГЭС ГГ-2 (Каскад Вуоксинских ГЭС) | 10,01 | 10,19 | 10,19 | 13,14 | 127 837,24 | 127 837,24 | 127 837,24 | 137 297,20 |
Лесогорская ГЭС ГГ-3 (Каскад Вуоксинских ГЭС) | 10,01 | 10,19 | 10,19 | 13,14 | 133 000,00 | 133 000,00 | 133 000,00 | 142 842,00 |
Лесогорская ГЭС ГГ-4 (Каскад Вуоксинских ГЭС) | 10,19 | 10,19 | 10,19 | 13,17 | 128 400,00 | 128 400,00 | 128 400,00 | 137 901,60 |
Светогорская ГЭС ГГ-1 (Каскад Вуоксинских ГЭС) | 11,08 | 11,23 | 11,23 | 14,22 | 123 913,13 | 123 913,13 | 123 913,13 | 133 082,70 |
Светогорская ГЭС ГГ-2 (Каскад Вуоксинских ГЭС) | 10,33 | 10,54 | 10,54 | 13,5 | 133 000,00 | 133 000,00 | 133 000,00 | 142 842,00 |
Светогорская ГЭС ГГ-3 (Каскад Вуоксинских ГЭС) | 10,3 | 10,59 | 10,59 | 13,5 | 123 913,13 | 123 913,13 | 123 913,13 | 133 082,70 |
Светогорская ГЭС ГГ-4 (Каскад Вуоксинских ГЭС) | 10,3 | 10,39 | 10,39 | 13,63 | 127 837,24 | 127 837,24 | 127 837,24 | 137 297,20 |
Филиал «Кольский» | ||||||||
Апатитская ТЭЦ ТГ-6,7,8 | 972,12 | 985,1 | 555,97 | 555,97 | 133 000,00 | 133 000,00 | 133 000,00 | 133 000,00 |
Апатитская ТЭЦ ТГ-1,3,4 | 972,12 | 985,1 | 487,19 | 487,19 | 133 000,00 | 133 000,00 | — | — |
Княжегубская ГЭС (Каскад Нивских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Нива ГЭС-1 (Каскад Нивских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Нива ГЭС-2 (Каскад Нивских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Нива ГЭС-3 (Каскад Нивских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Верхне-Туломская ГЭС (Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Нижне-Туломская ГЭС (Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Кайтакоски ГЭС (Каскад Пазских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Янискоски ГЭС (Каскад Пазских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Раякоски ГЭС (Каскад Пазских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Хевоскоски ГЭС (Каскад Пазских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Борисоглебская ГЭС (Каскад Пазских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Кумская ГЭС (Каскад Нивских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Иовская ГЭС (Каскад Нивских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Серебрянская ГЭС-1 (Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Серебрянская ГЭС-2 (Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Верхне-Териберская ГЭС (Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Нижне-Териберская ГЭС (Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС) | 19,09 | 19,39 | 19,39 | 22,85 | 81 298,22 | 81 984,19 | 81 984,19 | 87 986,87 |
Филиал «Карельский» | ||||||||
Петрозаводская ТЭЦ ТГ-1,2,3 | 1 060,55 | 1 060,55 | 911,61 | 911,61 | 133 000,00 | 133 000,00 | 133 000,00 | 133 000,00 |
Маткожненская ГЭС (Каскад Выгских ГЭС) | — | — | 19,78 | 22,98 | — | — | 174 809,34 | 188 090,81 |
Выгоостровская ГЭС (Каскад Выгских ГЭС) | — | — | 19,78 | 22,98 | — | — | 174 809,34 | 188 090,81 |
Беломорская ГЭС (Каскад Выгских ГЭС) | — | — | 19,78 | 22,98 | — | — | 174 809,34 | 188 090,81 |
Палокоргская ГЭС (Каскад Выгских ГЭС) | — | — | 19,78 | 22,98 | — | — | 174 809,34 | 188 090,81 |
Кондопожская ГЭС (Каскад Сунских ГЭС) | — | — | 19,24 | 24,18 | — | — | 143 630,07 | 165 279,03 |
Пальеозерская ГЭС (Каскад Сунских ГЭС) | — | — | 19,24 | 24,18 | — | — | 143 630,07 | 165 279,03 |
Путкинская ГЭС (Каскад Кемских ГЭС) | — | — | 19,71 | 23,23 | — | — | 180 732,81 | 191 238,32 |
Подужемская ГЭС (Каскад Кемских ГЭС) | — | — | 19,71 | 23,23 | — | — | 180 732,81 | 191 238,32 |
Юшкозерская ГЭС (Каскад Кемских ГЭС) | — | — | 19,71 | 23,23 | — | — | 180 732,81 | 191 238,32 |
Кривопорожская ГЭС (Каскад Кемских ГЭС) | — | — | 19,71 | 23,23 | — | — | 180 732,81 | 191 238,32 |
2012 г. | 2013 г. | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | |
---|---|---|---|---|---|
Филиал «Невский» | 892,37 | 1011,33 | 1 117,89 | 1 179,87 | 1 294,21 |
Санкт-Петербург | 887,31 | 1005,91 | 1 112,70 | 1 174,79 | 1 295,40 |
Ленинградская область ![]() | 1133,86 | 1257,50 | 1 364,13 | 1 406,87 | 1 208,60 |
Филиал «Карельский» | 626,74 | 688,54 | 738,75 | 1 538,91 ![]() | 1 628,76 |
Филиал «Кольский» | 964,95 | 1051,73 | 1 067,30 | 1 020,34 | 1 078,09 |
ОАО «ТГК-1» | 877,22 | 989,74 | 1 087,56 | 1 198,03 | 1 306,54 |
ПАО «Мурманская ТЭЦ» ![]() | 1730,85 | 1 960,27 | 2 167,75 | 2 294,09 | 2 412,40 |
Филиалы | ||||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
ОАО «ТГК-1» | «Невский» | «Карельский» | «Кольский» | |||||
2014 год | 2015 год | 2014 год | 2015 год | 2014 год | 2015 год | 2014 год | 2015 год | |
РД | 3 438,00 | 1 385,2 | 3 223,4 | 1 382,3 | 189,9 | 0,0 | 24,7 | 2,9 |
РСВ | 22 062,50 | 23 955,5 | 14 377,20 | 14 128,0 | 3 024,8 | 3 684,6 | 4 660,5 | 6 142,9 |
БР | 695,2 | 678,4 | 365,7 | 333,9 | 40,6 | 40,5 | 288,9 | 304,0 |
Экспорт | 717,3 | 1 131,7 | 93,3 | 390,2 | 0,0 | 0,0 | 624,0 | 741,5 |
Розница | 80,4 | 87,9 | 0,2 | 0,1 | 75,7 | 82,9 | 4,5 | 4,9 |
ИТОГО | 26 993,40 | 27 238,7 | 18 059,8 | 16 234,5 | 3 331,0 | 3 808,0 | 5 602,6 | 7 196,2 |
Филиалы | ||||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
ОАО «ТГК-1» | «Невский» | «Карельский» | «Кольский» | |||||
2014 год | 2015 год | 2014 год | 2015 год | 2014 год | 2015 год | 2014 год | 2015 год | |
РД | 1 852,8 | 353,6 | 1 059,6 | 283,9 | 327,0 | 0,0 | 466,2 | 69,7 |
КОМ | 4 126,4 | 862,5 | 2 540,8 | 614,9 | 551,4 | 0,0 | 1 034,2 | 247,6 |
ДПМ | 6 952,8 | 7 862,3 | 6 952,8 | 7 862,3 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
ВР | 272,8 | 2 348,9 | 145,5 | 2 001,4 | 0,0 | 330,4 | 127,3 | 17,1 |
ИТОГО | 13 204,8 | 11 427,3 | 10 698,7 | 10 762,5 | 878,4 | 330,4 | 1 627,7 | 334,4 |
Основными причинами покупки электроэнергии в 2015 г. явились:
Основными причинами покупки мощности в 2015 г. стали:
2015 г. | 2014 г. | |||
---|---|---|---|---|
Покупка электроэнергии | ||||
млн кВт·ч | млн руб. | млн кВт·ч | млн руб. | |
Филиал «Невский» | 3 120,1 | 3 057,0 | 3 138,4 | 3 130,2 |
Филиал «Карельский» | 292,7 | 281,8 | 295,9 | 295,8 |
Филиал «Кольский» | 1 630,7 | 1 166,3 | 1 628,5 | 1 307,8 |
ИТОГО | 5 043,5 | 4 505,1 | 5 062,8 | 4 733,8 |
Покупка мощности | ||||
МВт/месяц | млн руб. | МВт/месяц | млн руб. | |
Филиал «Невский» | 42,6 | 128,5 | 21,0 | 61,3 |
Филиал «Карельский» | 3,0 | 7,7 | 2,0 | 6,8 |
Филиал «Кольский» | 82,0 | 249,3 | 86,0 | 220,4 |
ИТОГО | 127,6 | 385,5 | 109,0 | 288,5 |
Благодаря уникальному географическому положению ряда электростанций ОАО «ТГК-1» располагает возможностями для экспорта части вырабатываемой электроэнергии. Экспортные поставки осуществляются в Финляндию и Норвегию.
Поставка электроэнергии в Финляндию производится:
Поставка электроэнергии в Норвегию производится:
В 2015 г. фактический объем экспортных поставок ОАО «ТГК-1» составил 633,739 млн кВт·ч, показав увеличение на 30,5 % относительно объема 2014 г.
Ценообразование в экспортных контрактах привязано к ценам спотового рынка электроэнергии на биржевой площадке NordPool. Складывающаяся конъектура цен, а также рост курса евро по отношению к рублю послужили основными причинами увеличения объема экспортных поставок Компании.
Контракт | Контрагент | Страна | Дата заключения |
---|---|---|---|
Действующий | Fortum Power and Heat | Финляндия | от 04.12.2014 г. |
Действующий | RAO Nordic Oy ![]() | Норвегия | от 31.10.2012 г. |
Действующий | RAO Nordic Oy ![]() | Финляндия | от 31.10.2012 г. |
В 2015 году факторами, определяющими динамику объемов реализации электроэнергии на экспорт, являлись уровень цен, складывающихся на скандинавском рынке электроэнергии NordPool, а также значительное изменение курса евро по отношению к рублю.
Перспективы развития экспорта зависят от уровня цен, складывающихся на скандинавском рынке электроэнергии NordPool, и, соответственно, степени заинтересованности иностранных покупателей в российской электроэнергии.
Эффективность экспортных поставок зависит, в том числе, от факторов, обуславливающих потенциал экспортной торговли. На сегодняшний день к таким факторам можно отнести:
В 2015 г. полезный отпуск тепловой энергии от станций ОАО «ТГК-1» потребителям с учетом ПАО «Мурманская ТЭЦ» составил 23 507 тыс. Гкал, что на 3,9 % меньше аналогичного показателя 2014 г. Полезный отпуск тепловой энергии без учета ПАО «Мурманская ТЭЦ» – 21 523 тыс. Гкал. По итогам 2015 г. выручка от поставленной тепловой энергии ОАО «ТГК-1» увеличилась на 6,8 % до 26 117,6 млн руб.
Наименование показателя | 2015 г. | 2014 г. | ∆ (%) | |
---|---|---|---|---|
Филиал «Невский» | Полезный отпуск тепловой энергии | 18 390 | 19 360 | –5 |
– потребителям | 16 540 | 17 493 | –5 | |
– реализация потерь ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» | 1 850 | 1 867 | –0,9 | |
Филиал «Кольский» | Полезный отпуск тепловой энергии | 1 372 | 1 502 | –9 |
– потребителям | 1 204 | 1 376 | –13 | |
– реализация потерь АО «Апатитыэнерго» | 72 | 75 | –4 | |
– реализация потерь АО «ХТК» | 25 | 17 | 47,1 | |
– реализация потерь АО «Апатит» | 71 | 34 | 108,8 | |
Филиал «Карельский» | Полезный отпуск тепловой энергии | 1 761 | 1 577 | 12 |
– потребителям | 1 619 | 1 577 | 3 | |
– реализация потерь ОАО «ПКС-Тепловые сети» | 142 | 0 | 100 | |
ОАО «ТГК-1» | Полезный отпуск тепловой энергии | 21 523 | 22 439 | –4 |
– потребителям | 19 363 | 20 446 | –5 | |
– реализация потерь | 2 160 | 1 993 | 8 | |
ПАО «Мурманская ТЭЦ» | Полезный отпуск тепловой энергии | 1 984 | 2 028 | –2 |
– потребителям | 1 877 | 1 917 | –2 | |
– реализация потерь | 107 | 111 | –3,6 | |
ОАО «ТГК-1» с учетом ПАО «Мурманская ТЭЦ» | Полезный отпуск тепловой энергии | 23 507 | 24 467 | –4 |
– потребителям | 21 240 | 22 363 | –5 | |
– реализация потерь | 2 267 | 2 104 | 8 |
Деятельность по реализации тепловой энергии, отпущенной от ТЭЦ Санкт-Петербурга и Ленинградской области ОАО «ТГК-1», ведет Дирекция по сбыту тепловой энергии филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».
Кроме того, ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» оказывает ОАО «ТГК-1» услуги по передаче тепловой энергии от ТЭЦ ОАО «ТГК-1» до конечного потребителя, покупая при этом у ОАО «ТГК-1» тепловую энергию на компенсацию потерь в тепловых сетях.
Тепловая энергия, реализуемая от Апатитской ТЭЦ филиалом «Кольский» ОАО «ТГК-1», поступает потребителям по договорам теплоснабжения через тепловые сети АО «Апатитыэнерго», АО «ХТК» и АО «Апатит».
В целях обеспечения реализации договоров теплоснабжения ОАО «ТГК-1» заключены договоры передачи тепловой энергии с АО «Апатитыэнерго», АО «ХТК» и АО «Апатит», на основании которых ОАО «ТГК-1» оплачивает транзит тепловой энергии, а АО «Апатитыэнерго», АО «ХТК» и АО «Апатит» покупают тепловую энергию для компенсации потерь в тепловых сетях.
Деятельность по реализации тепловой энергии, отпущенной Петрозаводской ТЭЦ, ведет филиал «Карельский».
До 1 февраля 2015 года продажа тепловой энергии осуществлялась на границе балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности ОАО «ТГК-1» и потребителей. Следует отметить, что 98 % тепловой энергии отпускалось оптовому покупателю-перепродавцу АО «ПКС».
С 1 февраля 2015 года в связи с присвоением ОАО «ТГК-1» в Карелии статуса единой теплоснабжающей организации все потребители тепловой энергии в Петрозаводске переведены на прямые отношения с филиалом «Карельский» ОАО «ТГК-1».
В свою очередь, между ОАО «ТГК-1» и АО «ПКС», как арендатором городских тепловых сетей, заключен договор по передаче тепловой энергии и договор покупки тепловых потерь. Часть тепловой энергии Филиал «Карельский» приобретает у ОАО «ПКС-Тепловые сети», ООО «КАРТЭК» и ОАО «СЛАВМО».
Также с 1 февраля 2015 года ОАО «ТГК-1» является теплоснабжающей организацией на территории поселений Прионежского и Пряжинского районов. Тепловая энергия по районам приобретается по договорам поставки с ООО «Питэр-Пит» и ОАО «ПКС-Тепловые сети», а также вырабатывается на котельных по договорам аренды.
Дебиторская задолженность за тепловую энергию | ||||||
---|---|---|---|---|---|---|
ВСЕГО | Бюджето-зависимые потребители | Промышленные и приравненные к ним потребители | Оптовые покупатели-перепродавцы | Объекты жилищно-коммунального хозяйства | Прочие потребители | |
Филиал «Невский» | 7 951 078 | 486 740 | 103 740 | 589 823 | 6 498 508 | 272 267 |
Филиал «Кольский» | 996 943 | 23 243 | 36 057 | 182 360 | 687 896 | 67 387 |
Филиал «Карельский» | 580 711 | 36 264 | 2 779 | 0 | 442 685 | 98 983 |
ОАО «ТГК-1» | 9 528 732 | 546 247 | 142 576 | 772 183 | 7 629 089 | 438 637 |
ПАО «Мурманская ТЭЦ» | 3 425 315 | 119 870 | 38 500 | 0 | 3 063 103 | 203 842 |
ОАО «ТГК-1» с учетом ПАО «Мурманская ТЭЦ» | 12 954 047 | 666 117 | 181 076 | 772 183 | 10 692 192 | 642 479 |
2015 г. | 2014 г. | ∆ (%) | |
---|---|---|---|
Филиал «Невский» (с учетом услуг по поддержанию резервной тепловой мощности) | 21 353 522 | 21 119 479 | 1,1 |
Филиал «Кольский» (с учетом субсидий на компенсацию недополученных доходов) | 2 213 752 | 2 261 415 | –2,1 |
Филиал «Карельский» | 2 550 291 | 1 080 024 | 136,1 |
ОАО «ТГК-1» | 26 117 565 | 24 460 918 | 6,8 |
ПАО «Мурманская ТЭЦ» (с учетом субсидий на компенсацию недополученных доходов) | 6 009 446 | 5 421 148 | 10,9 |
ГК ОАО «ТГК-1» | 32 127 011 | 29 882 066 | 7,5 |
ВСЕГО | Текущая задолженность (до 1 месяца) | Просроченная задолженность | |
---|---|---|---|
Филиал «Невский» | 7 951 078 | 2 633 919 | 5 317 159 |
Филиал «Кольский» | 996 943 | 191 131 | 805 812 |
Филиал «Карельский» | 580 711 | 311 425 | 269 286 |
ОАО «ТГК-1» | 9 528 732 | 3 136 475 | 6 392 257 |
ПАО «Мурманская ТЭЦ» | 3 425 315 | 632 971 | 2 792 344 |
ОАО «ТГК-1» с учетом ПАО «Мурманская ТЭЦ» | 12 954 047 | 3 769 446 | 9 184 601 |
Основными видами топлива, используемым на электростанциях ОАО «ТГК-1», являются:
Резервными видами топлива являются:
Аварийно-растопочным видом топлива является:
Основным топливом, используемым на ПАО «Мурманская ТЭЦ», является топочный мазут.
Для обеспечения надежного топливоснабжения электростанций ОАО «ТГК-1» в 2015 году были обеспечены бесперебойные поставки газа, мазута и угля. Задания по созданию нормативных запасов топлива на контрольные даты выполнены. Оплата поставок топлива производилась своевременно и без нарушений договорных условий.
Газ | Мазут | Уголь | |
---|---|---|---|
Филиал «Невский» | 99,96 | 0,04 | — |
Филиал «Карельский» | 99,88 | 0,12 | — |
Филиал «Кольский» | — | 0,29 | 99,71 |
В целом по ОАО «ТГК-1» | 94,52 | 0,06 | 5,42 |
ПАО «Мурманская ТЭЦ» | — | 100,0 | — |
ОАО «ТГК-1» с учетом ПАО «Мурманская ТЭЦ» | 89,39 | 5,48 | 5,13 |
Основными поставщиками топлива на электростанции ОАО «ТГК-1» в 2015 году являлись:
Основными поставщиками мазута на ПАО «Мурманская ТЭЦ» являлись ООО «Газпромнефть-Региональные продажи», ООО «Единые коммунальные системы», ООО «Аквамак-Процессинг», ООО «ИНТЭК-М», ОАО «НК «Роснефть», ООО «ТеплоЭнергоКомплект» и ООО «РУТЭК».
На конкурсной основе для нужд ТЭЦ ОАО «ТГК-1» в 2015 году было закуплено:
Вид топлива | Запасы на начало 2015 г. | Поставка в 2015 г. | Расход в 2015 г. | Запасы на конец периода |
---|---|---|---|---|
Филиал «Невский» | ||||
Уголь (тыс. тнт) | 9,6 | — | 9,6 ![]() | — |
Мазут (тыс. тнт) | 153,1 | 2,7 | 4,5 ![]() | 151,3 |
Газ (млн м3) | — | 4 524,0 | 4 524,0 | — |
Филиал «Карельский» | ||||
Мазут (тыс. тнт) | 16,9 | 2,6 | 2,2 ![]() | 17,3 |
Газ (млн м3) | — | 404,7 | 404,7 | |
Филиал «Кольский» | ||||
Уголь (тыс. тнт) | 113,7 | 418,9 | 454,9 | 77,7 |
Мазут (тыс. тнт) | 1,7 | 0,6 | 0,8 | 1,5 |
ПАО «Мурманская ТЭЦ» | ||||
Мазут (тыс. тнт) | 24,0 | 263,4 | 256,3 ![]() | 31,1 |
Вид топлива | Количество (млн м3/тыс. тнт) | Стоимость закупки млн руб. (с НДС) | Цена закупки (средняя) руб./1000 м3, руб./тнт (с НДС) |
---|---|---|---|
Филиал «Невский» | |||
Газ | 4 524,0 | 24 956,2 | 5 516,3 |
Мазут М-100 | 2,7 | 31,9 | 11 895,5 |
Филиал «Карельский» | |||
Газ | 404,7 | 2 123,4 | 5 246,4 |
Мазут М-100 | 2,5 | 30,8 | 12 489,1 |
Уголь | 10,3 | 30,1 | 2 926,6 |
Дрова | 0,05 | 32,8 | 616,9 |
Торф | 1,7 | 3,0 | 1 790,7 |
Филиал «Кольский» | |||
Уголь Кузбасс | 56,5 | 128,4 | 2 271,5 |
Уголь Хакасия | 352,7 | 826,3 | 2 342,5 |
Итого уголь | 409,2 | 954,7 | 2 332,7 |
Мазут М-100 | 0,6 | 5,9 | 10 500,0 |
ПАО «Мурманская ТЭЦ» | |||
Мазут-100 | 263,5 | 3 029,6 | 11 497,8 |
ИТОГО: | 31 198,4 |
2015 г. | 2014 г. | |||||
---|---|---|---|---|---|---|
Приобретение | Использование | Приобретение | Использование | |||
На производ. цели | На иные цели | На производ. цели | На иные цели | |||
Газ | 22 948 743,5 | 22 939 900,6 | 8 842,8 | 24 424 673,7 | 24 409 733,3 | 14 940,4 |
Мазут | 59 131,7 | 25 481,5 | 23 233,3 | 84 657,9 | 17 445,7 | 7 782,4 |
Уголь | 839 096,6 | 911 658,7 | 1 032,8 | 969 970,1 | 941 495,7 | 1 171,3 |
Топливо | 23 846 971,8 | 23 877 040,8 | 33 108,9 | 25 479 301,7 | 25 368 674,7 | 23 894,1 |
Вид топлива | 2015 г. | 2014 г. | ∆ (%) по нат. топливу | ∆ (%) по условному топливу | ∆ (%) в топливном балансе | |||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
Расход нат. топлива, млн м3/тыс. т | Расход условного топлива, тыс. т.у.т. | % в топливном балансе | Расход нат. топлива, млн м3/тыс. т | Расход условного топлива, тыс. т.у.т. | % в топливном балансе | |||||
Филиал «Невский» | газ | 4 522,2 | 5 236,9 | 100,0 | 4 993,3 | 5 760,9 | 100,0 | 90,6 | 90,9 | — |
мазут | 1,6 | 2,1 | 0,0 | 1,4 | 2,0 | 0,0 | 109,0 | 106,4 | — | |
уголь | — | — | — | — | — | — | — | — | — | |
итого | — | 5 239,0 | 100,0 | — | 5 762,9 | 100,0 | — | 90,9 | — | |
Филиал «Карельский» | газ | 404,5 | 468,7 | 99,9 | 432,7 | 499,5 | 100,0 | 93,5 | 93,8 | –0,1 |
мазут | 0,4 | 0,6 | 0,1 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 1 425,0 | 1 449,0 | 0,1 | |
итого | — | 469,3 | 100,0 | — | 499,5 | 100,0 | — | 93,9 | — | |
Филиал «Кольский» | уголь | 454,3 | 327,4 | 99,7 | 464,7 | 346,5 | 99,8 | 97,7 | 94,5 | –0,1 |
мазут | 0,7 | 1,0 | 0,3 | 0,6 | 0,8 | 0,2 | 123,4 | 120,9 | 0,1 | |
Итого | — | 328,4 | 100,0 | — | 347,3 | 100,0 | — | 94,5 | — | |
ОАО «ТГК-1» | газ | 4 926,6 | 5 705,7 | 94,5 | 5 426,1 | 6 260,4 | 94,7 | 90,8 | 91,1 | –0,2 |
мазут | 2,7 | 3,6 | 0,1 | 2,1 | 2,8 | 0,0 | 131,1 | 129,3 | 0,0 | |
уголь | 454,3 | 327,4 | 5,4 | 464,7 | 346,5 | 5,3 | 97,8 | 94,5 | 1,2 | |
итого | — | 6 036,7 | 100,0 | — | 6 609,7 | 100,0 | — | 91,3 | — | |
ПАО «Мурманская ТЭЦ» | мазут | 251,1 | 346,5 | 100,0 | 265,4 | 363,3 | 100,0 | 94,6 | 95,3 | — |
Вид энергетического ресурса | Объем потребления в натуральном выражении | Единица измерения | Объем потребления тыс. руб. |
---|---|---|---|
Бензин автомобильный | 937 | тыс. л. | 26 319,3 |
Топливо дизельное | 727 | тыс. л. | 19 970,8 |
Мазут топочный | 2 712 | тонн | 25 709,6 |
Газ естественный (природный) | 4 926 895 | тыс. м3 | 22 939 900,6 |
Уголь | 463 628 | тонн | 911 658,7 |
Торф | 1 317 | тонн | 2 362,2 |
Дрова | 46,5 | тыс. м3 | 29 639,1 |
Закупочная деятельность в ОАО «ТГК-1» (далее Общество) в 2015 году регламентировалась следующими документами:
Основной целью деятельности Общества в области закупок является своевременное и полное обеспечение потребностей Общества в товарах, работах, услугах, совершенствование порядка и повышение эффективности размещения заказов.
Основными принципами политики в области закупок Общества в 2015 г. было:
Контроль и координация закупочной деятельности осуществлялись Комитетом по закупкам. Деятельность Комитета по закупкам регламентировалась Положением о постоянно действующем Комитете по закупкам Общества, утвержденным решением Совета Директоров Общества и введенным в действие приказом Генерального директора Общества № 82-а от 18.07.2013 г.
Ответственность за закупочную деятельность в 2015 году была возложена на Отдел организации закупочной деятельности Общества.
Закупочные процедуры в интересах структурных подразделений Общества проводились группой тендеров Отдела организации закупочной деятельности в соответствии с ГКПЗ Общества, утвержденной решением Совета директоров.
В установленном порядке право на осуществление функций Организатора закупок от имени Общества по отдельным закупкам, в соответствии с Положением о закупках товаров, работ, услуг Общества и приказом Генерального директора от 28.01.2015 г. № 5, было предоставлено филиалам «Карельский» и «Кольский», а также внешнему организатору – ООО «Предприятие производственно-технологической комплектации» (ООО «ППТК», г. Москва), в соответствии с Агентским договором от 13.02.2009 г. № 20381.
Годовая комплексная программа закупок за 2015 г. выполнена на 99 %. Общая доля конкурентных закупок в объеме закупок за 2015 г. составила 61 %, из них открытых процедур – 100 %. Из запланированных 1 241 регламентированных конкурентных закупок состоялось 1 228, что составляет 99 %. Первоначальная стоимость лотов составила 6 232,85 млн рублей, однако проведение конкурентных закупочных процедур торгов позволило значительно снизить цены на приобретение материально-технических ценностей, работ и услуг для Общества. Экономический эффект от проведения конкурентных закупок составил 471,58 млн руб.
В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 11.12.2014 г. № 1352 «Об особенностях участия субъектов малого и среднего предпринимательства в закупках товаров, работ, услуг отдельными видами юридических лиц» (с изменениями от 26.06.2015 г. № 641) годовой объем закупок у субъектов малого и среднего предпринимательства (далее - СМиСП) в 2015 г. был установлен в размере не менее чем 9 % совокупного годового стоимостного объема договоров, заключенных по результатам закупок. При этом совокупный годовой стоимостной объем договоров, заключенных с СМиСП по результатам закупок, участниками которых являются только СМиСП в размере не менее чем 5 % совокупного годового стоимостного объема договоров, заключенных по результатам закупок.
План закупок у СМиСП, установленный Постановлением Правительства, Обществом в 2015 году был выполнен в полном объеме.
Стоимостной объем договоров, заключенных за период с 01 июля по 31 декабря 2015 года с СМиСП, по результатам закупок, составил:
В 2015 году при проведении конкурентных закупок использовались Интернет – технологии и современные средства связи:
В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 21.06.2012 г. № 616 «Об утверждении перечня товаров, работ и услуг, закупка которых осуществляется в электронной форме» на сайте Торговая Система «ГазНефтеторг.ру» www.gazneftetorg.ru в 2015 году проведено 330 закупок.
Копии всех публикаций о проводимых закупках и их результатах размещались на официальном сайте ОАО «ТГК-1» www.tgс1.ru в разделе «Тендеры и конкурсы». Услуги консультантов по вопросам проведения конкурсных и регламентированных внеконкурсных закупок в 2015 г. не требовались.
В 2015 году организатором процедур соблюдалось требование о предоставлении поставщиками продукции (товаров, работ, услуг) сертификатов обязательной и добровольной систем сертификации в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании» от 27.12.2002 г. № 184-ФЗ.
Также соблюдалось требование Приказа Минрегиона РФ от 30.12.2009 г. № 624 «Об утверждении перечня видов работ по инженерным изысканиям, по подготовке проектной документации, по строительству, реконструкции, капитальному ремонту объектов капитального строительства, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства» о предоставлении участниками закупочных процедур свидетельств (допусков) к определенным видам работ, влияющих на безопасность, и выданных саморегулируемыми организациями.
В 2015 году специалисты Отдела организации закупочной деятельности проходили необходимую специализированную подготовку в области организации проведения конкурентных процедур, а также повышение квалификации в рамках действующего Федерального закона от 18 июля 2011 г. № 223-ФЗ «О закупках товаров, работ, услуг отдельными видами юридических лиц».
Результаты деятельности Компании подвержены воздействию ряда факторов: наличие государственного влияния на регулирование тарифов на производство теплоэнергии и электроэнергии, стоимость основного вида топлива (газа) и система налогообложения. Значительно сказываются на результате работы Компании следующие факторы: падение спроса на продукцию, избыток свободных электрических мощностей на рынке энергии и мощности, а также водность в регионах.
Основным видом топлива для Компании, составляющим 97,5 % топливных затрат, является газ. Поставщиком газа для нужд Компании является ЗАО «Газпром межрегионгаз Санкт-Петербург».
Компания использует как лимитный (газ в пределах заранее определенных лимитов, установленных для регионов, по регулируемым ценам, утверждаемым ФСТ России), так и дополнительный газ (поставляемый сверх объемов, зафиксированных в базовом договоре поставки газа). Средневзвешенные цены на газ увеличились по сравнению с 2014 годом на 3,5 %.
По итогам 2015 года доля затрат на топливо составила 39,9 % от общего объема операционных затрат Компании. В целом расходы на топливо в 2015 году сократились на 1 454 млн руб. (-5,7 %) по отношению к 2014 году и составили 23 915 млн руб. Снижение расходов на топливо обусловлено уменьшением объемов выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ.
Данный фактор оказывает влияние на выработку электроэнергии на ГЭС, расположенных на территории республики Карелия, Ленинградской и Мурманской областей, и является определяющим в результатах работы Кольского и Карельского филиалов Компании. В 2015 г. отмечалось увеличение выработки ГЭС филиалов Компании на 7,7 % по отношению к 2014 г.
Выработка электроэнергии электростанциями Компании зависит от спроса на электроэнергию, который изменяется в зависимости от времени года, времени суток, погодных условий, температуры наружного воздуха, продолжительности светового дня, дня недели (выходной или рабочий).
Востребованность предложения конкретных электростанций зависит как от спроса на электроэнергию, так и от структуры генерирующих мощностей в зонах его покрытия (с учетом требований по обеспечению системной надежности).
ОАО «ТГК-1» является одним из самых крупных налогоплательщиков в четырех субъектах Российской Федерации: Санкт-Петербург, Ленинградская область, Республика Карелия, Мурманская область. По суммам налогов и сборов, подлежащих к перечислению в бюджет, компания отнесена к категории крупнейших и с 2006 года состоит на налоговом администрировании в Межрегиональной инспекции ФНС России по крупнейшим налогоплательщикам № 4 (г. Москва).
За 2015 год ОАО «ТГК-1» получена чистая прибыль в размере 2 676 млн руб. Сумма налогов и взносов, начисленных Обществом за этот же период, составляет 5 368,8 млн руб., в том числе в Федеральный бюджет и внебюджетные фонды – 4 015,4 млн руб., региональный и местные бюджеты – 1 353,4 млн руб.
Принимаемая ОАО «ТГК-1» учетная политика как совокупность принципов, правил организации и технологии реализации способов ведения бухгалтерского учета разработана с целью формирования в учете и отчетности максимально полной, объективной и достоверной, а также оперативной финансовой и управленческой информации с учетом организационных и отраслевых особенностей.
Способы ведения бухгалтерского и налогового учетов, избранные ОАО «ТГК-1», утверждаются приказом Генерального директора и последовательно применяются с даты регистрации Общества.
Учетная политика Общества утверждена приказом ОАО «ТГК-1» № 181 от 31 декабря 2015 г.
ОАО «ТГК-1» (далее по тексту «Общество») организует и ведет бухгалтерский учет в соответствии с Федеральным законом от 06 декабря 2011 г. № 402-ФЗ «О бухгалтерском учете», Положением по ведению бухгалтерского учета и отчетности в РФ, утвержденным приказом Минфина РФ от 29 июля 1998 г. № 34н (далее по тексту Положение № 34н) и рабочим Планом счетов, разработанным на основе Плана счетов бухгалтерского учета финансово-хозяйственной деятельности и Инструкции по его применению, утвержденных приказом Минфина РФ от 31 октября 2000 г. № 94н, с учетом отраслевых и организационных особенностей.
Правила документооборота в Обществе в целях ведения бухгалтерского и налогового учета, а также составления отчетности регулируются графиком документооборота. График документооборота устанавливает сроки, порядок и объем представления первичных учетных и иных документов в Центральную бухгалтерию другими департаментами, и службами Общества, его филиалами, представительствами и структурными подразделениями. Сроки и объем представления бухгалтерской и налоговой отчетности Общества в соответствующие государственные контролирующие органы графиком документооборота не устанавливаются и регулируются действующим законодательством.
Основные правила ведения бухгалтерского учета и документирования хозяйственных операций соответствуют Положению по ведению бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности в Российской Федерации с учетом отдельных отраслевых особенностей, принятых и отраженных в настоящем документе и иных распорядительных документах Общества.
Годовая бухгалтерская отчетность Общества рассматривается и утверждается общим собранием акционеров и представляется в сроки, установленные статьей 13 Федерального закона от 06 декабря 2011 г. № 402-ФЗ «О бухгалтерском учете».
Документы по хозяйственным операциям, которые предполагают движение денежных средств (на счетах в банках и в кассе организации), подписываются Генеральным директором Общества и Главным бухгалтером, а также лицами, ими уполномоченными в соответствии с доверенностями.
Бухгалтерский учет имущества, обязательств и хозяйственных операций ведется в рублях с копейками.
Инвентаризация имущества и обязательств проводится в соответствии со статьей 11 Федерального закона от 06.12.2011 № 402-ФЗ «О бухгалтерском учете» и Методическими указаниями по инвентаризации имущества и финансовых обязательств, утвержденными приказом Министерства финансов Российской Федерации от 13.06.1995 г. № 49.
Инвентаризация имущества, в том числе переданного по договорам аренды, проводится на месте филиалами, структурными подразделениями, осуществляющими эксплуатацию соответствующих объектов.
Порядок и сроки проведения годовой инвентаризации имущества и обязательств устанавливаются приказом Генерального директора Общества.
Учет основных средств в Обществе ведется в соответствии с ПБУ 6/01, утвержденным приказом Минфина России от 30.03.2001 г. № 26н. Амортизация по объектам основных средств производится линейным способом, исходя из сроков полезного использования этих объектов.
На основании Приказа Руководителя Общество может один раз в год переоценивать группы однородных объектов основных средств по текущей (восстановительной) стоимости путем прямого пересчета по документально подтвержденным рыночным ценам.
Бухгалтерский учет нематериальных активов осуществляется в соответствии с ПБУ 14/2007, утвержденным приказом Минфина России от 27.12.2007 г. № 153н.
Амортизация нематериальных активов производится линейным способом, исходя из срока полезного использования нематериальных активов.
Амортизационные отчисления по нематериальным активам отражаются в бухгалтерском учете путем накопления соответствующих сумм на балансовом счете 05 «Амортизация нематериальных активов».
Бухгалтерский учет финансовых вложений осуществляется в соответствии с ПБУ 19/02, утвержденным приказом Минфина России от 10.12.2002 г. № 126н (с изменениями и дополнениями).
При выбытии финансовых вложений, по которым не определяется рыночная стоимость, применяется первоначальная стоимость каждой единицы бухгалтерского учета финансовых вложений.
Все затраты, непосредственно связанные с приобретением активов в качестве финансовых вложений, независимо от их размера включаются в первоначальную стоимость финансовых вложений.
Бухгалтерский учет материальных запасов осуществляется в соответствии с ПБУ 5/01, утвержденным приказом Минфина России от 09.06.01 г. № 44н.
Аналитический учет материалов ведется оперативно-бухгалтерским (сальдовым) методом. В качестве учетных цен принимаются договорные цены.
Расходы будущих периодов списываются по назначению равномерно на основании специальных расчетов в течение периодов, к которым они относятся.
Расходы будущих периодов, относящиеся к периодам, начинающимся после окончания года, следующего за отчетным, показываются в бухгалтерском балансе как долгосрочные активы по статье «Прочие внеоборотные активы» бухгалтерского баланса. Расходы будущих периодов, относящихся к текущему году, отражаются в бухгалтерском балансе по статье «Прочие оборотные активы».
Учет выручки от продажи продукции и товаров, поступления, связанные с выполнением работ, оказанием услуг ведется по видам деятельности.
Доходами от обычных видов деятельности являются выручка от продажи электрической и тепловой энергии, прочих видов деятельности. Бухгалтерский учет расходов по обычным видам деятельности осуществляется в соответствии с ПБУ 10/99 «Расходы организации» с учетом отраслевых особенностей учета затрат на производство и реализации продукции (товаров, работ, услуг) в соответствии с разработанными Обществом основными принципами учета и распределения затрат, составления отчетов по себестоимости.
Дебиторская задолженность покупателей учитывается в сумме счетов-фактур, предъявленных к оплате по обоснованным ценам и тарифам. Расчеты с прочими дебиторами и по претензиям отражаются в учете и отчетности исходя из цен, предусмотренных договорами.
Дебиторская задолженность отражается в бухгалтерской отчетности за минусом резерва по сомнительным долгам. Резерв по сомнительным долгам создается один раз в год на основании распорядительного документа после проведения ежегодной инвентаризации перед составлением годовой отчетности организации.
Прочие активы Общества, его филиалов и структурных подразделений оцениваются по фактическим затратам на момент их принятия к учету.
Кредиторская задолженность по полученным кредитам и займам учитывается и отражается в отчетности с учетом причитающихся на конец отчетного периода процентов.
Кредиторская задолженность поставщикам и другим кредиторам - в сумме принятых к оплате счетов и величине начисленных обязательств.
Суммы отложенного налогового актива и отложенного налогового обязательства отражаются в бухгалтерском балансе развернуто в составе внеоборотных активов по строке «Отложенные налоговые активы» и долгосрочных обязательств по строке «Отложенные налоговые обязательства» бухгалтерского баланса соответственно.
Бухгалтерский учет расходов на научно-исследовательские, опытно-конструкторские и технологические работы осуществляется в соответствии с ПБУ 17/02, утвержденным приказом Минфина России от 19.11.2002 г. № 115н.
События после отчетной даты, которые оказали или могут оказать влияние на финансовое состояние Общества, отражаются в бухгалтерской отчетности путем раскрытия соответствующей информации в пояснительной записке.
Общество исчисляет и уплачивает налоги и сборы в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах, законодательством субъектов Российской Федерации о налогах и сборах, нормативными правовыми актами органов местного самоуправления о налогах и сборах.
Изменение учетной политики может производиться при следующих условиях:
Изменение учетной политики должно быть обоснованным и подлежит оформлению соответствующей организационно-распорядительной документацией (приказом) Общества.
Отчет о финансовых результатах, тыс. руб. | 2015 г. | 2014 г. |
---|---|---|
Доходы и расходы по обычным видам деятельности | ||
Выручка (нетто) от продажи товаров, продукции, работ, услуг: | 65 183 587 | 65 172 916 |
электроэнергии и мощности внутренним потребителям | 37 534 183 | 39 480 881 |
электроэнергии и мощности на экспорт | 1 131 683 | 717 353 |
теплоэнергии | 26 117 565 | 24 460 918 |
прочих товаров, продукции, работ, услуг | 400 156 | 513 764 |
Себестоимость | (60 000 856) | (59 445 057) |
электроэнергии и мощности внутренним потребителям | (31 249 504) | (32 399 999) |
электроэнергии и мощности на экспорт | (271 220) | (241 111) |
теплоэнергии | (28 328 975) | (26 633 063) |
прочих товаров, продукции, работ, услуг | (151 157) | (170 884) |
Валовая прибыль | 5 182 731 | 5 727 859 |
Прибыль (убыток) от продаж | 5 182 731 | 5 727 859 |
Прочие доходы и расходы | ||
Проценты к получению | 394 017 | 275 097 |
Проценты к уплате | (2 132 271) | (1 757 115) |
Доходы от участия в других организациях | 0 | 0 |
Прочие доходы | 4 599 740 | 3 809 890 |
Прочие расходы | (4 637 691) | (4 442 311) |
Прибыль (убыток) до налогообложения | 3 406 526 | 3 613 420 |
Текущий налог на прибыль | (796 682) | (281 942) |
в т.ч. Постоянные налоговые обязательства (активы) | 129 605 | 109 269 |
Изменение отложенных налоговых обязательств | 101 736 | (21 516) |
Изменение отложенных налоговых активов | (21 453) | (427 500) |
Прочее | (14 074) | 592 659 |
Чистая прибыль | 2 676 053 | 3 475 121 |
Выручка Компании в 2015 году сформировалась за счет продаж тепловой энергии, электроэнергии и мощности на оптовом и розничном рынках, поставок на экспорт, а также за счет реализации прочей продукции, работ, услуг и составила 65 184 млн руб., оставшись на уровне аналогичного показателя 2014 года.
2014 г. | 2015 г. | ∆ (%) | |||
---|---|---|---|---|---|
млн руб. | доля, % | млн руб. | доля, % | ||
Электроэнергия и мощность, в т.ч. | 40 198 | 61,7 | 38 666 | 59,3 | –3,8 |
Электроэнергия и мощность в регулируемом секторе | 5 291 | 8,1 | 1 739 | 2,7 | –67,1 |
Электроэнергия и мощность в конкурентном секторе | 34 110 | 52,3 | 35 707 | 54,8 | 4,7 |
Электроэнергия на экспорт | 717 | 1,1 | 1 132 | 1,7 | 57,9 |
Электроэнергия на розничном рынке | 80 | 0,1 | 88 | 0,1 | 10,0 |
Тепловая энергия | 24 461 | 37,5 | 26 118 | 40,1 | 6,8 |
Прочая продукция, работы, услуги | 514 | 0,8 | 400 | 0,6 | –22,2 |
Выручка всего | 65 173 | 100,0 | 65 184 | 100,0 | 0,02 |
По итогам 2015 года выручка от реализации электроэнергии и мощности уменьшилась на 3,8 % по сравнению с 2014 годом и составила 38 666 млн руб. против 40 198 млн руб. годом ранее.
Доля выручки от реализации электрической энергии и мощности в регулируемом секторе оптового рынка в структуре суммарной выручки ОАО «ТГК-1» снизилась на 5 п.п. по сравнению с 2014 годом и составила 2,7 % (1 739 млн руб.) в связи со снижением объемов привязки по регулируемым договорам, утвержденной ФСТ России, по результатам прохождения конкурентного отбора мощности электрическими станциями компании на 2015 год.
В то же время доля выручки от реализации в конкурентном секторе выросла до 54,8 % против 52,3 % годом ранее и составила 35 707 млн руб., в основном в связи с увеличением объемов продажи электроэнергии на РСВ (11,6 %), но при этом цена РСВ по сравнению с 2014 г. снизилась на 3 %.
Выручка от реализации электроэнергии на экспорт составила 1 132 млн руб., что эквивалентно 1,7 % в общем объеме выручки Компании, в связи с увеличением поставок на экспорт на 30,5 % из-за сложившейся благоприятной конъюнктуры скандинавском рынке электроэнергии NordPool, а также значительного изменения курса евро по отношению к рублю.
Выручка от реализации электроэнергии на розничном рынке составила 88 млн руб., что эквивалентно 0,1 % в общем объеме выручки Компании.
Себестоимость производства и реализации продукции, работ и услуг в 2015 г. составила 60 001 млн руб., в том числе по основной деятельности 59 850 млн руб., по неосновной 151 млн руб.
Основную долю себестоимости составляют расходы на производство электроэнергии (31 521 млн руб.) и теплоэнергии (28 329 млн руб.).
По итогам 2015 г. выручка от реализации тепловой энергии увеличилась на 6,8 % по сравнению с 2014 г. и составила 26 118 млн руб. против 24 461 млн руб. годом ранее. Увеличение выручки от реализации тепловой энергии связано с ростом средних тарифов на тепловую энергию на 11 % относительно величин 2014 г., а также в связи с присвоением статуса единой теплоснабжающей организации (ЕТО) в Петрозаводском городского округе.
В 2015 г. доля выручки от реализации тепловой энергии в общем объеме выручки Компании увеличилась на 2,6 п.п. и составила 40,1 %.
Основным источником выручки от реализации прочей продукции, работ, услуг являются услуги по присоединению потребителей к тепловым сетям, услуги железнодорожного и прочего транспорта, коммерческого водоснабжения.
По итогам 2015 г. выручка от реализации прочей продукции, работ, услуг снизилась на 22,2 % по сравнению с 2014 г. и составила 400 млн руб. против 514 млн руб. годом ранее. Данное снижение связано с уменьшением выручки от услуг по присоединению потребителей к тепловым сетям более чем на 30 % в связи с изменением нормативной базы по теплоснабжению и переходом на индексацию тарифов на присоединение. Доля выручки от реализации прочей продукции, работ, услуг в общем объеме выручки Компании в 2015 г. составила 0,6 %, снижение на 0,2 п.п. по сравнению с 2014 г.
Рентабельность продаж Компании по итогам 2015 г. снизилась до 7,95 % при 8,79 % в 2014 г., в связи со снижением валовой прибыли.
2014 г. | 2015 г. | ∆ (%) | |||
---|---|---|---|---|---|
млн руб. | доля, % | млн руб. | доля, % | ||
Себестоимость по основному виду деятельности, всего | 59 274 | 100,0 | 59 850 | 100,0 | 1,0 |
Топливо | 25 369 | 42,8 | 23 915 | 40,0 | –5,7 |
Покупная энергия | 5 230 | 8,8 | 5 536 | 9,2 | 5,9 |
Вода на технологические нужды | 2 411 | 4,1 | 2 458 | 4,1 | 1,9 |
Ремонт основных средств | 2 022 | 3,4 | 2 351 | 3,9 | 16,3 |
ФОТ и страховые взносы | 4 877 | 8,2 | 5 081 | 8,5 | 4,2 |
Амортизация | 7 765 | 13,1 | 8 060 | 13,5 | 3,8 |
Транзит теплоэнергии | 6 932 | 11,7 | 7 662 | 12,8 | 10,5 |
Услуги на оптовом и розничном рынках | 836 | 1,4 | 857 | 1,4 | 2,5 |
Аренда | 215 | 0,4 | 249 | 0,4 | 15,8 |
Налоги | 908 | 1,5 | 863 | 1,4 | –5,0 |
Прочие | 2 709 | 4,6 | 2 818 | 4,8 | 4,0 |
2014 г. | 2015 г. | ∆ (%) | |||
---|---|---|---|---|---|
млн руб. | доля, % | млн руб. | доля, % | ||
Себестоимость всего | 32 641 | 100,0 | 31 521 | 100,0 | –3,4 |
Топливо | 13 641 | 41,8 | 12 445 | 39,5 | –8,8 |
Покупная энергия | 5 022 | 15,4 | 4 891 | 15,5 | –2,6 |
Вода на технологические нужды | 176 | 0,5 | 124 | 0,4 | –29,5 |
Ремонт основных средств | 1 422 | 4,4 | 1 650 | 5,2 | 16,0 |
Фонд оплаты труда и страховые взносы | 3 100 | 9,5 | 3 074 | 9,8 | –0,8 |
Амортизация | 5 969 | 18,3 | 6 079 | 19,3 | 1,8 |
Услуги на оптовом и розничном рынках | 836 | 2,6 | 857 | 2,7 | 2,5 |
Аренда | 141 | 0,4 | 143 | 0,5 | 1,4 |
Налоги | 686 | 2,1 | 660 | 2,1 | –3,8 |
Прочие | 1 648 | 5,0 | 1 598 | 5,1 | –3,0 |
2014 г. | 2015 г. | ∆ (%) | |||
---|---|---|---|---|---|
млн руб. | доля, % | млн руб. | доля, % | ||
Себестоимость всего | 26 634 | 100 | 28 329 | 100 | 6,4 |
Топливо | 11 728 | 44,0 | 11 470 | 40,5 | –2,2 |
Покупная энергия | 208 | 0,8 | 645 | 2,3 | 210,1 |
Вода на технологические нужды | 2 235 | 8,4 | 2 334 | 8,2 | 4,4 |
Ремонт основных средств | 599 | 2,2 | 701 | 2,5 | 17,0 |
Фонд оплаты труда и страховые взносы | 1 777 | 6,7 | 2 007 | 7,1 | 12,9 |
Амортизация | 1 796 | 6,7 | 1 981 | 7,0 | 10,3 |
Транзит теплоэнергии | 6 931 | 26,0 | 7 662 | 27,0 | 10,5 |
Аренда | 74 | 0,3 | 106 | 0,4 | 43,2 |
Налоги | 222 | 0,8 | 203 | 0,7 | –8,6 |
Прочие | 1 064 | 4,0 | 1 220 | 4,3 | 14,7 |
В сравнении с 2014 годом себестоимость по основной деятельности выросла на 576 млн руб.
Основными причинами изменения себестоимости являются:
Прибыль от продаж в 2015 году снизилась на 545,2 млн руб. и составила 5 182,7 млн руб. Прибыль до налогообложения составила 3 406,5 млн руб. Чистая прибыль компании в 2015 году составила 2 676,1 млн руб., снизилась по сравнению с 2014 годом на 799,0 млн руб. Уменьшение чистой прибыли произошло за счет увеличения процентов к уплате в связи c ростом процентных ставок как по краткосрочным, так и по долгосрочным кредитам, и более высокой налогооблагаемой базы по налогу на прибыль в 2015 году.
2014 г. | 2015 г. | ∆ (%) | |
---|---|---|---|
Прибыль от продаж | 5 727,9 | 5 182,7 | –9,5 |
Прибыль до налогообложения | 3 613,4 | 3 406,5 | –5,7 |
Чистая прибыль | 3 475,1 | 2 676,1 | –23,0 |
Показатель EBITDA увеличился на 2,7 % и составил 13 млрд 213,9 млн руб.
Кредитный портфель по итогам 2015 года снизился и составил 25 917 073 тыс. руб. В структуре заемного капитала на отчетную дату произошли изменения в сторону увеличения краткосрочных заемных ресурсов до 11 353 573 тыс. руб., что связано с переквалификацией долгосрочного займа, предоставленного ПАО «Газпром», в размере 10 000 000 тыс. руб. Общий объем кредитов увеличился с 38,32 % до 45,61 %, а общая величина займов, соответственно, снизилась с 61,68 % до 54,39 %. Просроченная задолженность по кредитам и займам отсутствует. Общество полностью удовлетворяет ковенантам, предписанным в кредитных соглашениях.
Средневзвешенная ставка по рублевым кредитам по итогам 2015 года составила 10,23 %, по валютным кредитам – 3,59 %, в 2014 году средневзвешенные ставки по рублевым и валютным кредитам составили 8,34 % и 3,89 % соответственно. В 2015 году процентные ставки по рублевым кредитам выросли вследствие повышения ставок по кредитам и займам как по действующим договорам, так и по вновь привлекаемым заемным ресурсам.
Показатель | 2014 г. | 2015 г. | ∆ (%) | |||
---|---|---|---|---|---|---|
тыс. руб. | Доля в балансе, % | тыс. руб. | Доля в балансе, % | |||
Активы | Внеоборотные активы | 99 824 948 | 83,28 | 98 504 710 | 82,25 | –1,32 |
Оборотные активы | 20 039 651 | 16,72 | 21 261 547 | 17,75 | 6,10 | |
Всего | 119 864 599 | 100,00 | 119 766 257 | 100,00 | –0,08 | |
Пассивы | Капитал и резервы | 82 177 934 | 68,56 | 83 985 207 | 70,12 | 2,20 |
Долгосрочные обязательства | 25 553 116 | 21,32 | 18 844 823 | 15,74 | –26,25 | |
Краткосрочные обязательства | 12 133 549 | 10,12 | 16 936 226 | 14,14 | 39,58 | |
Всего | 119 864 599 | 100,00 | 119 766 257 | 100,00 | –0,08 |
По состоянию на 31.12.2015 г. валюта баланса составляет 119 766 257 тыс. руб. Внеоборотные активы в денежном выражении составляют 98 504 710 тыс. руб. Доля внеоборотных активов в составе активов компании равна 82,25 %, из которых большая часть приходится на основные средства – 59,51 % или 71 267 334 тыс. руб.
Незавершенное строительство в составе активов составляет 9,38 % или 11 233 564 тыс. руб. Данный показатель за отчетный период увеличился на 2 388 894 тыс. руб., что свидетельствует о продолжении проведения ряда работ по модернизации, реконструкции производства и строительстве новых энергетических объектов в рамках реализации инвестиционной программы ОАО «ТГК-1».
На долгосрочные финансовые вложения приходится 13,12 % от валюты баланса, в состав которых входят акции дочерних и зависимых обществ таких как ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга», ПАО «Мурманская ТЭЦ», АО «ХТК», ООО «ТГК-Сервис» и ООО «Дубровская ТЭЦ», а также займы, выданные Обществом ПАО «Мурманская ТЭЦ» в 2014 г. в размере 1 380 000 тыс. руб. в рамках реализации плана по реструктуризации задолженности ПАО «Мурманская ТЭЦ» перед ОАО «ТГК-1», и задолженность ОАО «ПКС-Тепловые сети» в рамках соглашения по предоставлению рассрочки платежей за потребленную тепловую энергию и процентов на общую сумму 744 228 тыс. руб., 186 383 тыс. руб. из которых относятся к долгосрочным финансовым вложениям.
На прочие внеоборотные активы компании (в т.ч. отложенные налоговые активы) приходится 0,23 % и на нематериальные активы – 0,01 %.
Общая доля оборотных активов в суммарных активах на отчетную дату составляет 17,75 %, что в денежном выражении составляет 21 261 547 тыс. руб. По итогам 2015 года оборотные активы компании по сравнению с 2014 годом увеличились на 1 221 896 тыс. руб., что является следствием роста дебиторской задолженности, краткосрочных финансовых вложений и задолженности прочих дебиторов.
Дебиторская задолженность | 2014 г. | 2015 г. | ∆ (%) | |||
---|---|---|---|---|---|---|
тыс. руб. | Доля в балансе, % | тыс. руб. | Доля в балансе, % | |||
Покупателей и заказчиков | долгосрочная | 549 128 | 79,87 | 492 034 | 77,12 | –10,40 |
краткосрочная | 10 841 901 | 11 497 763 | 6,05 | |||
Авансы выданные | долгосрочная | 0 | 8,02 | 969 477 | 10,24 | — |
краткосрочная | 1 144 600 | 623 142 | –45,56 | |||
Прочая ДЗ | долгосрочная | 28 560 | 12,11 | 27 693 | 12,64 | –3,04 |
краткосрочная | 1 698 263 | 1 936 869 | 14,05 | |||
Всего | 14 262 453 | 100,00 | 15 546 978 | 100,00 | 9,01 |
По итогам 2015 года дебиторская задолженность выросла как за счет увеличения дебиторской задолженности покупателей и заказчиков на 5,26 %, так и за счет роста задолженности прочих дебиторов на 13,77 % и задолженности по авансам, выданным на 39,14 %. Рост долгосрочной дебиторской задолженности, главным образом, связан с выдачей аванса ООО «ТЭР-Сервис» по договору на приобретение и поддержание аварийного комплекса запасных частей для турбин в сумме 969 477 тыс. руб. Авансы, выданные подрядчикам, будут зачтены в соответствии с условиями договоров.
Краткосрочные финансовые вложения компании в 2015 году выросли на 33,13 %, что, в частности, связано с заключением соглашения между ОАО «ТГК-1» и ОАО «ПКС-Тепловые сети» по предоставлению рассрочки платежей за потребленную тепловую энергию.
По состоянию на 31.12.2015 г. пассивы ОАО «ТГК-1» составляют 119 766 257 тыс. руб. Наибольший удельный вес по данным финансовой отчетности приходится на третий раздел баланса – «Капитал и резервы» – 70,12 % от валюты баланса или 83 985 207 тыс. руб. Долгосрочные обязательства на отчетную дату составляют 15,74 % или 18 844 823 тыс. руб., краткосрочные обязательства – 14,14 % или 16 936 227 тыс. руб.
ПАССИВЫ | 31.12.2014 | 31.12.2015 | ∆ (%) | |||
---|---|---|---|---|---|---|
тыс. руб. | Доля в балансе, % | тыс. руб. | Доля в балансе, % | |||
Капитал и резервы | Уставный капитал | 38 543 414 | 68,56 | 38 543 414 | 70,12 | 0,00 |
Добавочный капитал | 32 969 109 | 32 959 991 | –0,03 | |||
Резервный капитал | 919 570 | 1 093 326 | 18,90 | |||
Нераспределенная прибыль (непокрытый убыток) | 9 745 841 | 11 388 475 | 16,85 | |||
Долгосрочные обязательства | займы и кредиты | 21 167 908 | 21,32 | 14 563 500 | 15,74 | –31,20 |
отложенные налоговые обязательства | 4 337 115 | 4 240 925 | –2,22 | |||
прочие | 48 093 | 40 398 | –16,00 | |||
Краткосрочные обязательства | займы и кредиты | 5 355 128 | 10,12 | 11 353 573 | 14,14 | 112,01 |
кредиторская задолженность | 6 591 692 | 5 389 187 | –18,24 | |||
оценочные обязательства | 186 728 | 193 467 | 3,61 | |||
прочие | 0 | 0 | 0 | |||
Итого пассивы | 119 864 599 | 100,00 | 119 766 257 | 100,00 | –0,08 |
31.12.2014 | 31.12.2015 | ∆ (%) | |
---|---|---|---|
Кредиторская задолженность, в том числе: | 6 591 693 | 5 389 187 | –18,24 |
Поставщики и подрядчики, из них: | 4 472 092 | 3 764 017 | –15,83 |
Поставщики электроэнергии и теплоэнергии | 465 860 | 531 531 | 14,10 |
Поставщики топлива | 595 453 | 121 845 | –79,54 |
Строительные организации | 1 306 833 | 1 478 664 | 13,15 |
Ремонтные организации | 450 465 | 499 655 | 10,92 |
Другим поставщикам и подрядчикам | 1 653 481 | 1 132 322 | –31,52 |
Векселя к уплате | — | — | — |
Задолженность по оплате труда перед персоналом | 159 559 | 167 811 | 5,17 |
Задолженность перед государственными внебюджетными фондами | 76 350 | 85 872 | 12,47 |
Задолженность по налогам и сборам | 1 194 056 | 746 376 | –37,49 |
Авансы полученные | 428 133 | 280 015 | –34,60 |
Прочие кредиторы | 261 503 | 345 096 | 31,97 |
По состоянию на 31.12.2015 г. на кредиторскую задолженность перед поставщиками и подрядчиками приходится 3 764 017 тыс. руб. Крупными кредиторами по данной статье являются ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга», ООО «ТГК-Сервис», ОАО «Компания ЭМК-Инжиниринг», ОАО «Силовые машины», АО «ХТК», АО «ЦФР», ООО «АНТ-Сервис», ОАО «ПКС-Тепловые сети», на долю которых приходится 60,29 % задолженности поставщиков и подрядчиков. Вся задолженность является текущей, образовавшейся по условиям оплаты договоров. В состав кредиторской задолженности также входит задолженность по налогам и сборам (13,85 %), задолженность по прочим кредиторам (6,40 %), задолженность по авансам полученным (5,20 %), задолженность по оплате труда перед персоналом (3,11 %), задолженность перед государственными и внебюджетными фондами (1,59 %).
Показатели ликвидности | 2014 г. | 2015 г. |
---|---|---|
Коэффициент абсолютной ликвидности | 0,24 | 0,16 |
Коэффициент быстрой ликвидности | 1,40 | 1,03 |
Коэффициент текущей ликвидности | 1,63 | 1,18 |
Коэффициент финансовой независимости | 0,69 | 0,70 |
Значения показателей ликвидности на отчетную дату свидетельствуют об устойчивом финансовом состоянии компании ОАО «ТГК-1» и отражают достаточность финансовых ресурсов у Общества для удовлетворения требований кредиторов. Так коэффициент абсолютной ликвидности отражает, что Общество может досрочно погасить 16 % текущих обязательств. Высокий уровень значений показателей быстрой и текущей ликвидности является результатом планомерной работы менеджмента Компании по управлению кредитной позицией для поддержания необходимого уровня ликвидности и характеризует общую обеспеченность Общества оборотными средствами для ведения хозяйственной деятельности и своевременного погашения его обязательств. Уровень суммарных обязательств в пассивах ОАО «ТГК-1» составляет 30 %, что находится в пределах допустимого с точки зрения обеспечения необходимого уровня финансовой устойчивости компании. Общество удовлетворяет всем лимитам, устанавливаемым согласно внутренним нормативным документам.
Показатели рентабельности | 2014 г. | 2015 г. |
---|---|---|
Рентабельность от реализации продукции | 8,79 | 7,95 |
Рентабельность основной деятельности | 9,64 | 8,64 |
Рентабельность совокупного капитала | 3,01 | 2,84 |
Рентабельность собственного капитала | 4,28 | 3,20 |
Рентабельность по EBITDA | 19,75 | 20,27 |
Показатели рентабельности (кроме рентабельности по EBITDA) по итогам 2015 года демонстрируют отрицательную динамику. Основными причинами уменьшения значений данных показателей стали снижение выручки от реализации электроэнергии и мощности в результате снижения спроса на оптовом рынке по регулируемым договорам; снижения средней цены реализации мощности в рамках КОМ; снижение отпуска тепловой энергии вследствие более теплой погоды в осенне-зимний период; рост себестоимости производства тепловой энергии: показатель отношения себестоимости к объему отпуска тепловой энергии в натуральных единицах вырос на 20,7 %. На значения показателей рентабельности совокупного капитала и рентабельности собственного капитала в 2015 году также оказали негативное влияние рост процентных ставок по кредитам и займам, большая волатильность курса рубля на протяжении всего 2015 года, создание резерва по сомнительным долгам. Однако стоит отметить, что нисходящую динамику показателей рентабельности удалось частично нивелировать за счет оптимизации загрузки производственных мощностей в пользу эксплуатации новых энергоблоков, роста спроса на электроэнергию на рынке РСВ, повышения объемов и роста цен на экспортируемую электроэнергию, повышение тарифов на тепловую энергию. Повышение уровня рентабельности по EBITDA в 2015 году до 20,3 % достигнуто в результате опережающего роста EBITDA в отчетном году (на 2,7 %) по сравнению с выручкой компании (на 0,02 %).
Показатели деловой активности | 2014 г. | 2015 г. |
---|---|---|
Производительность труда, (тыс. руб./чел.) | 9 567,37 | 9 729,47 |
Фондоотдача | 0,87 | 0,91 |
Фондовооруженность, (тыс. руб.) | 11 029,76 | 10 637,55 |
Оборачиваемость дебиторской задолженности (в оборотах) | 4,41 | 4,57 |
Период оборачиваемости дебиторской задолженности (в днях) | 81,65 | 78,69 |
Оборачиваемость запасов (в оборотах) | 23,93 | 23,80 |
Период оборачиваемости запасов (в днях) | 15,05 | 15,13 |
Оборачиваемость кредиторской задолженности (в оборотах) | 11,05 | 11,98 |
Период оборачиваемости кредиторской задолженности (в днях) | 32,59 | 30,05 |
Продолжительность операционного цикла (в днях) | 96,70 | 93,82 |
Продолжительность финансового цикла (в днях) | 64,10 | 63,77 |
Показатели деловой активности по итогам 2015 года свидетельствуют о повышении производительности труда и фондоотдаче. Подобная динамика показателей является следствием сохранения размера выручки в размере прошлого года и снижения размера среднесписочной численности работников и основных средств. Положительная динамика показателей оборачиваемости Общества и, как следствие, сокращение операционного и финансового циклов на 2,88 дня и 0,33 дня соответственно, отражает уменьшение периода времени, когда финансовые ресурсы отвлечены из оборота, что обеспечивает стабильное финансирование операционной деятельности компании.
2014 г. | 2015 г. | ∆ (%) | |
---|---|---|---|
Выручка | 68 996 | 69 424 | 0,6 |
Операционные расходы ![]() | (62 500) | (59 407) | –4,9 |
Операционная прибыль | 6 496 | 10 017 | 54,2 |
EBITDA ![]() | 13 209 | 17 222 | 30,4 |
Прибыль до налогообложения | 3 871 | 7 463 | 92,8 |
Прибыль | 4 149 | 5 826 | 40,4 |
Итого активов | 150 330 | 154 895 | 3,0 |
По результатам 2015 года консолидированная выручка компаний, входящих в Группу ОАО «ТГК-1», увеличилась на 0,6 % по сравнению с аналогичным показателем 2014 года и составила 69 млрд 424 млн рублей.
Операционная прибыль ОАО «ТГК-1» выросла на 54,2 %, составив 10 млрд 017 млн рублей. Показатель EBITDA увеличился на 30,4 % по сравнению с аналогичным показателем 2014 года и составил 17 млрд 222 млн рублей.
По итогам 2015 года прибыль ОАО «ТГК-1» увеличилась на 40,4 %, достигнув 5 млрд 826 млн рублей.
2014 г. | 2015 г. | ∆ (%) | |
---|---|---|---|
Электроэнергия | 26 196 | 26 020 | –0,7 |
Мощность | 13 205 | 11 427 | –13,5 |
Тепловая энергия | 27 691 | 29 626 | 7,0 |
Экспорт | 717 | 1 131 | 57,7 |
Прочая реализация | 1 107 | 1 132 | 2,3 |
Поставки на розничный рынок | 80 | 88 | 10,0 |
Итого выручка | 68 996 | 69 424 | 0,6 |
2014 г. | 2015 г. | ∆ (%) | |
---|---|---|---|
Государственные субсидии | 562 | 877 | 56,0 |
Операционные расходы: | (60 661) | (61 023) | 0,6 |
Постоянные расходы | (15 664) | (16 523) | 5,5 |
Переменные расходы | (38 284) | (37 295) | –2,6 |
Амортизация ОС, НМА и инвестиционной собственности | (6 713) | (7 205) | 7,3 |
(Начисление)/восстановление резерва под обесценение основных средств за год | (2 953) | 221 | –107,5 |
Прочие операционные доходы | 552 | 518 | –6,2 |
Итого операционные расходы | (62 500) | (59 407) | –4,9 |
Операционные расходы компании за 2015 год снизились на 4,9 % по сравнению с прошлым годом, составив 59 млрд 407 млн рублей. При этом переменные затраты сократились на 2,6 % до 37 млрд 296 млн рублей в основном за счет оптимизации топливоиспользования и снижения неэффективной выработки.