Загрузка...

Финансовые
и операционные
результаты

ОАО «ТГК-1»
в экономике и отрасли

Ситуация в экономике
и энергетической отрасли

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:

  • ввод новой мощности в 2015 году на электростанциях ЕЭС России с учетом электростанций промышленных предприятий составил 4 710,0 МВт;
  • увеличение установленной мощности действующего генерирующего оборудования за счёт его модернизации – 317,0 МВт.

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:

  • ТЭС – 614,1 млн кВт·ч (снижение на 1,1 %);
  • ГЭС – 160,2 млн кВт·ч (снижение на 4,1 %);
  • АЭС – 195,3 млн кВт·ч (увеличение на 8,2 %);
  • электростанции промышленных предприятий – 57,6 млн кВт·ч (увеличение на 1,9 %).

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:

  • производство электроэнергии ТЭС ОГК – 247 391,0 млн кВт·ч (снижение к объему производства в 2014 году составило 6,1 %);
  • производство электроэнергии ГЭС ОГК – 77 473,6 млн кВт·ч (снижение производства электроэнергии относительно 2014 года составило 2,8 %).

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 ТЭС ТГК – 307 570,0 млн кВт·ч (увеличение объема производства на 0,1 % к 2014 году);
  • производство электроэнергии ГЭС ТГК – 51 794,7 млн кВт·ч (снижение объема производства на 9,5 % к 2014 году).

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.

Фактическое потребление электроэнергии
по ЕЭС России в 2015 году

0   млн кВт·ч
ниже факта 2014 года на –0,55 %

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.

Конкурентное окружение

Рынок электроэнергии

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:

  • ценовое преимущество ТЭЦ Компании в области комбинированной выработки (по сравнению с ГРЭС);
  • большая доля выработки ГЭС в общем объеме производства электроэнергии и ценовое преимущество ГЭС по сравнению с тепловыми станциями;
  • возможность быстрого изменения на ГЭС активной нагрузки, и поставка электроэнергии в заданных «Системным оператором» условиях;
  • территориальное расположение станций Компании, обуславливающее возможность экспорта электроэнергии.

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 и Ленинградская АЭС-2

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

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

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

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.

Рынок теплоэнергии

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»).

Санкт-Петербург

Основными производителями тепловой энергии Санкт-Петербурга являются:

  • ОАО «ТГК-1»;
  • ГУП «ТЭК Санкт-Петербурга»;
  • ООО «Петербургтеплоэнерго»;
  • Филиал «Северо-Западная ТЭЦ»
 АО «Интер РАО - Электрогенерация».
Структура рынка тепловой энергии Санкт-Петербурга
Наименование ТСОУстановленная тепловая мощность,
Гкал/ч
Подключенная тепловая нагрузка,
Гкал/ч
Объем отпуска тепловой энергии потребителям,
тыс. Гкал
Доля на рынке, %
ОАО «ТГК-1»11 7599 88618 73745
ГУП «ТЭК Санкт-Петербурга»9 1859 02918 76845
ООО «Петербургтеплоэнерго»2 3771 5893 0617
Филиал «Северо-Западная ТЭЦ» АО «Интер РАО-Электрогенерация»7002821 2743

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 %.

Ленинградская область

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.

Мурманская область

Апатитская ТЭЦ филиала «Кольский» ОАО «ТГК-1» является единственным источником теплоснабжения г. Апатиты и г. Кировска.

Структура рынка тепловой энергии г. Апатиты и г. Кировска Мурманской области
Наименование ТСОУстановленная тепловая мощность,
Гкал/ч
Подключенная тепловая нагрузка,
Гкал/ч
Объем отпуска тепловой энергии потребителям,
тыс. Гкал
Доля на рынке, %
ОАО «ТГК-1»5904661 205100

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».

Республика Карелия

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.

Основные направления развития в 2015 году

Перевооружение генерации

Основными направлениями развития Компании в рамках инвестиционной деятельности являются:

  • завершение реализуемых приоритетных инвестиционных проектов;
  • сохранение баланса подключенной нагрузки и установленной мощности ТЭЦ после вывода выработавшего свой ресурс оборудования из состава действующего;
  • обеспечение перспективной тепловой нагрузки районов, прилегающих к ТЭЦ ОАО «ТГК-1»;
  • реализация программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности, предусматривающей модернизацию устаревших генерирующих мощностей и использование оборудования, имеющего более высокий коэффициент полезного действия и принципиально иной уровень надежности, соотносимый с принятыми международными стандартами;
  • замена энергетического оборудования, достигшего предельного технического состояния;
  • проекты, направленные на защиту окружающей среды, повышение экономичности и экологической безопасности энергетических объектов.

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).

Модернизация сетевого бизнеса

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.

Повышение эффективности операционной деятельности

Основным направлением программы повышения эффективности операционной деятельности ОАО «ТГК-1» на 2016 г. являются производственные инициативы, а именно:

  • вывод из эксплуатации неэффективных и невостребованных мощностей – 367 млн руб. или 41 % от общего эффекта;
  • совершенствование производственной системы – 100 млн руб. или 11 % от общего эффекта;
  • техническое обслуживание и ремонт – 90 млн руб. или 10 % от общего эффекта.

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:

  • cнижение маржинального убытка ТЭЦ;
  • оптимизация активов незавершенного строительства.

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»).

Эффект от реализации инициатив программы повышения эффективности операционной деятельности составил

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.

Риски, связанные с деятельностью Компании

Принципы построения системы управления рисками ОАО «ТГК-1»

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.

Мероприятия в рамках системы управления рисками

ОАО «ТГК-1» выполнило основные запланированные на 2015 год мероприятия:

  • разработанный в ОАО «ТГК-1» проект создания Комплексной системы управления рисками с новыми требованиями ПАО «Газпром» (Политики управления рисками ПАО «Газпром» и Положения о системе управления рисками Группы «Газпром»);
  • подготовлен проект Политики по управлению рисками Общества и в рамках рабочего совещания менеджмента Общества принято решение о реализации проекта повышения эффективности существующей системы управления рисками;
  • с учетом накопленного опыта и практики работы с рисками актуализирован реестр и карта рисков Общества.

В 2016 году планируется выполнить следующие мероприятия:

  • провести самооценку текущего состояния системы управления рисками и с учетом ее результатов доработать план мероприятий по совершенствованию системы управления рисками;
  • назначить должностное лицо, ответственное за управление рисками Общества;
  • утвердить Политику управления рисками и Положение о системе управления рисками Общества решением Совета директоров Общества;
  • выполнить основные этапы плана мероприятий по совершенствованию системы управления рисками Общества.

Существенные судебные разбирательства с участием ОАО «ТГК-1»

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.

Риски, связанные с деятельностью ОАО «ТГК-1»

Карта основных рисков ОАО «ТГК-1»
Высокий уровень существенности риска
Средний уровень существенности риска
Низкий уровень существенности риска
РискиСущественность рискаПринимаемые 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.
  • многоуровневый характер подготовки и принятия решений, определяющих стратегию развития Общества;
  • рассмотрение различных сценариев развития Общества;
  • стресс-тестирование и отказ от реализации мероприятий, связанных с повышенным уровнем риска.
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.
  • реализация программ, направленных на повышение операционной эффективности;
  • разработка и реализация мероприятий по выводу из эксплуатации неэффективных генерирующих мощностей;
  • совершенствование работы в области сбыта и взаимодействия с должниками.
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.
  • реализация программ, направленных на повышение операционной эффективности;
  • переориентация загрузки на наиболее эффективные генерирующие мощности (новые энергоблоки с ПГУ, введенные в рамках ДПМ).
Изменение цен на энергоносители, услуги (в т.ч. ремонтные), материалы и оборудование.
  • реализация программ, направленных на снижение производственных издержек и экономию топлива (в т.ч. за счет переориентации загрузки на новые, более экономичные энергоблоки с ПГУ);
  • заключение среднесрочных договоров с поставщиками с фиксацией цен (переход от ежегодных к более долгосрочным закупкам);
  • снижение стоимости закупок в рамках выполнения требований законодательства по проведению закупок на конкурентной основе;
  • оптимизация затрат на ремонтно-эксплуатационные нужды, оптимизация запасов материалов.
Риск роста неплатежей за поставленную электро- и теплоэнергию.
  • переход на прямую оплату от конечных потребителей энергоресурсов, исключение посредников (организаций сферы ЖКХ);
  • активизация работы по взысканию долгов в судебном порядке;
  • инициирование банкротства должников – посредников.
Производственно-технические и конкурентные риски
Внеплановое прекращение генерации энергии из-за внештатной остановки работы основного производственного оборудования.
  • реализация инвестиционной программы с заменой устаревших мощностей на новые;
  • своевременное проведение ремонтных работ и работ по модернизации, реконструкции и техническому перевооружению;
  • выявление оборудования, подлежащего замене (ремонту) в приоритетном порядке.
Конкуренция с Концерном Росэнергоатом, генерирующим электрическую энергию на АЭС (обладает статусом приоритетного поставщика электрической энергии и мощности).
  • анализ планов и фактических мероприятий Росэнергоатома по вводу в эксплуатацию и выводу из эксплуатации блоков АЭС;
  • подготовка предложений по обеспечению равного доступа на рынок электрической энергии и мощности АЭС, ГЭС и ТЭЦ.
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.
  • анализ планов и фактических мероприятий конкурентов по вводу в эксплуатацию новых мощностей по ДПМ;
  • анализ планов и фактических мероприятий по строительству высоковольтных линий электропередачи, влияющих на конъюнктуру в первой ценовой зоне;
  • реализация программ, направленных на повышение операционной эффективности;
  • своевременное проведение ремонтных работ и работ по модернизации, реконструкции и техническому перевооружению.
Риски в сфере государственного регулирования
Принятие государственными органами решений по замораживанию или ограничению темпов роста тарифов на тепловую энергию.
  • взаимодействие с региональными энергетическими комиссиями в регионах и городах, в которых работают генерирующие мощности Общества с целью установления экономически обоснованного уровня тарифов;
  • взаимодействие с органами власти регионов в случае существенных отклонений фактических параметров, влияющих на размер тарифа, от прогнозируемого их уровня.
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.
  • регулярный анализ чувствительности Общества к изменению уровня процентных ставок на рынке кредитования;
  • своевременное увеличение срока заимствований с фиксированием размера процентной ставки (в связи с прогнозным на 2015 год увеличением уровня процентной ставки);
  • конкурентный отбор банков – кредиторов в целях снижения темпов роста процентных ставок по привлеченным кредитам.
Инфляционные риски:
  • снижение реальной стоимости дебиторской задолженности при отсрочке или задержке платежей;
  • увеличение цены закупаемых товаров, работ и услуг;
  • необходимость привлечения дополнительных средств для реализации инвестиционной программы.
  • поддержание системы принятия решений о заключении сделок, связанных с валютным риском (по сделкам в иностранной валюте или привязанным к динамике иностранных валют), на уровне Совета директоров;
  • учет фактора «долгосрочной зависимости от валютных курсов» при принятии решения о выборе отечественного или зарубежного оборудования.
Валютные риски.
  • поддержание открытой валютной позиции на минимально возможном уровне;
  • реализация программы импортозамещения в целях снижения объема будущих закупок товаров и услуг в иностранных валютах;
  • увеличение объема выручки от экспорта электроэнергии в Финляндию и Норвегию в 2015 году по сравнению с 2014 годом (в целях компенсации расходов по обязательствам в евро).
Риски в экологической сфере
Риски нанесения ущерба окружающей среде, риски привлечения к гражданской ответственности и проведения работ по устранению нанесенного ущерба.
  • поддержание системы управления экологической безопасностью на объектах Общества;
  • обучение персонала правильным действиям при возникновении риска чрезвычайных ситуаций, в результате которых может быть нанесен вред окружающей среде (совместные учения с участием МЧС России);
  • реконструкция и модернизация активов и изменение производственных процессов с целью снижения степени воздействия на окружающую среду при штатной работе.
Риски, связанные с контрагентами и персоналом
Риски, связанные с технологическими нарушениями и авариями по причине ошибочных действий персонала.
  • контроль соблюдения требований охраны труда и производственной дисциплины;
  • инструктаж, обучение и повышение квалификации персонала (включая специальную подготовку с использованием тренажеров);
  • страхование имущества, гражданской ответственности владельцев опасных производственных объектов и гидротехнических сооружений, транспортных средств и т.д.
Риски потери деловой репутации.
  • оценка деловой репутации партнеров и контрагентов как при заключении договоров, так и в процессе выполнения договоров.
Невыполнение договорных обязательств подрядчиками и партнерами по срокам и качеству поставок товаров, оказания услуг и выполнения работ.
  • совершенствование системы предварительного анализа рисков контрагентов до принятия решения о возможности заключения с ними договоров (до признания их победителями в закупочных процедурах);
  • совершенствование контроля исполнения обязательств.
Обзор производственной
деятельности

Производственные мощности

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.

Производственные мощности ОАО «ТГК-1» на 31.12.2015 г.
Установленная электрическая мощность, МВтУстановленная тепловая мощность,
Гкал/ч
Располагаемая мощность, МВтКИУМ (по электрической мощности) , %Топливо (основное/ резервное)
Филиал «Невский»4 350,3011 741,04 186,738,6
Центральная ТЭЦ55,01 346,055,030,0газ/мазут
Правобережная ТЭЦ643,01 283,0630,035,3газ/мазут
Василеостровская ТЭЦ135,01 113,0135,059,8газ/мазут
Дубровская ТЭЦ 5,0134,03,00,4газ/мазут
Первомайская ТЭЦ524,01 419,0460,038,7газ/мазут
Автовская ТЭЦ321,01 849,0321,039,0газ/мазут
Выборгская ТЭЦ250,51 056,0250,528,3газ/мазут
Северная ТЭЦ500,01 188,0500,038,9газ/мазут
Южная ТЭЦ1 207,02 353,01 207,037,0газ/мазут
Каскад Ладожских ГЭС345,0260,438,7
Нарвская ГЭС124,8124,847,3
Каскад Вуоксинских ГЭС240,0240,060,4
Филиал «Карельский»833,7689,0568,252,9
Петрозаводская ТЭЦ280,0689,0254,044,0газ/мазут
Каскад Выгских ГЭС160,0109,262,1
Каскад Кемских ГЭС330,0168,756,3
Каскад Сунских ГЭС (с учетом Малых ГЭС)63,736,350,6
Филиал «Кольский»1 860,6590,01 792,443,1
Апатитская ТЭЦ266,0590,0203,018,6уголь/ мазут
Каскад Нивских ГЭС569,5564,369,7
Каскад Пазских ГЭС187,6187,658,3
Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС837,5837,529,4
Итого ОАО «ТГК-1» (без ПАО «Мурманская ТЭЦ»)7 044,613 020,06 547,341,5
ПАО «Мурманская ТЭЦ»12,01 122,012,016,2мазут
ОАО «ТГК-1» с учетом ПАО «Мурманская ТЭЦ»7 056,614 142,06 559,341,4

Установленная электрическая мощность в течение 2015 года:

  • уменьшилась на ЭС-2 Центральной ТЭЦ на 20,5 МВт по сравнению с 2014 г. в связи с выводом турбоагрегата типа Т-20,5-26;
  • уменьшилась на 87 МВт на Дубровской ТЭЦ в связи с выведением из эксплуатации турбоагрегатов ст. № 5 типа Т-37-90 и ст. № 6 типа К-50-90.

Установленная и располагаемая тепловая мощность в 2015 году изменилась на следующих станциях:

  • увеличилась по сравнению с 2014 г. на 30 Гкал/ч на ЭС-2 Центральной ТЭЦ за счет изменения тепловой схемы станции;
  • уменьшилась на 51 Гкал/ч на Дубровской ТЭЦ вследствие вывода из эксплуатации котлоагрегата № 1 типа ПК-10Ш;
  • увеличилась на 11 Гкал/ч на Мурманской ТЭЦ за счет модернизации водогрейного котла ПТВМ-100 ст. № 10 КТЦ.
Коэффициент использования установленной электрической мощности в 2015 г., %
ТЭЦГЭСГЭС+ТЭЦ
Филиал «Невский»36,947,538,6
Филиал «Карельский»44,057,452,9
Филиал «Кольский»18,647,243,1
ОАО «ТГК-1»36,249,341,5
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 %.

Производство электрической энергии

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».

Выработка электрической энергии станциями ОАО «ТГК-1» в 2014-2015 гг., тыс. кВт·ч
2015 г.2014 г.
Филиал «Невский» 14 904 13416 586 392
Центральная ТЭЦ144 516226 918
Правобережная ТЭЦ1 985 6092 827 100
Василеостровская ТЭЦ707 386691 626
Дубровская ТЭЦ2 11159 982
Первомайская ТЭЦ1 774 2571 974 801
Автовская ТЭЦ1 097 5081 077 122
Выборгская ТЭЦ620 029667 520
Северная ТЭЦ1 704 7131 922 560
Южная ТЭЦ3 912 2293 879 122
Нарвская ГЭС517 551548 697
Каскад Вуоксинских ГЭС1 270 0271 415 428
Каскад Ладожских ГЭС1 168 1971 295 517
Филиал «Карельский»3 860 4603 780 362
Петрозаводская ТЭЦ1 079 9631 162 532
Каскад Выгских ГЭС870 8671 042 076
Каскад Кемских ГЭС1 627 5421 323 346
Каскад Сунских ГЭС (с учетом Малых ГЭС)282 088252 408
Филиал «Кольский»7 029 8016 042 788
Апатитская ТЭЦ434 181470 832
Каскад Нивских ГЭС3 479 1192 542 918
Каскад Пазских ГЭС958 127722 132
Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС2 158 3742 306 907
Всего ОАО «ТГК-1» без учета ПАО «Мурманская ТЭЦ»25 794 39426 409 542
ПАО «Мурманская ТЭЦ»17 03116 639
Всего ОАО «ТГК-1» с учетом ПАО «Мурманская ТЭЦ»25 811 42526 426 181
Всего ТЭЦ13 479 53314 976 752
Всего ГЭС12 331 89311 449 429
Гидрологическая обстановка в регионах деятельности Компании. Влияние водности на объем выработки электроэнергии
Филиал «Невский»

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.

Филиал «Карельский»

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.

Филиал «Кольский»

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.

Производство тепловой энергии

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 %.

Отпуск тепловой энергии станциями ОАО «ТГК-1» в 2014-2015 гг., Гкал
 2015 г.2014 г.
Филиал «Невский»17 829 83418 938 870
Центральная ТЭЦ2 161 8042 300 164
Правобережная ТЭЦ1 937 6402 047 185
Василеостровская ТЭЦ1 663 3651 757 290
Дубровская ТЭЦ164 738219 855
Первомайская ТЭЦ1 433 2351 677 689
Автовская ТЭЦ3 000 4043 106 036
Выборгская ТЭЦ1 087 8681 166 502
Северная ТЭЦ2 732 3062 925 863
Южная ТЭЦ3 645 3213 734 422
Котельные3 1533 864
Филиал «Карельский» 1 614 7981 631 935
Петрозаводская ТЭЦ1 560 7101 631 935
Котельные54 0880
Филиал «Кольский» 1 515 9531 599 309
Апатитская ТЭЦ1 513 3651 596 843
Электрические бойлерные2 5882 466
Всего ОАО «ТГК-1» без учета ПАО «Мурманская ТЭЦ»20 960 58522 170 114
ПАО «Мурманская ТЭЦ»2 059 7172 168 917
Всего ОАО «ТГК-1» с учетом ПАО «Мурманская ТЭЦ»23 020 30224 339 031
Температура наружного воздуха, °С
 Температура наружного воздуха, среднегодоваяΔТемпература наружного воздуха, средняя за отопительный периодΔ
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

Анализ топливоиспользования
на ТЭЦ ОАО «ТГК-1»

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.

Удельные расходы условного топлива по ТЭЦ ОАО «ТГК-1» в 2014-2015 гг.
 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»256,7138,8258,9139,8
Центральная ТЭЦ438,8165,7433,4166,0
Правобережная ТЭЦ211,5137,9215,5136,3
Василеостровская ТЭЦ312,1140,7308,1138,3
Дубровская ТЭЦ611,5191,4455,3174,6
Первомайская ТЭЦ256,5154,4250,9159,4
Автовская ТЭЦ332,1131,6345,5129,8
Выборгская ТЭЦ288,3128,3279,5131,9
Северная ТЭЦ273,2122,1270,9123,4
Южная ТЭЦ235,5135,6246,4139,3
В среднем по филиалу «Карельский»281,1133,5279,3129,4
Петрозаводская ТЭЦ281,1128,9279,3129,4
Котельные Пряжинский р-н0254,900
Котельные Прионежский р-н0273,900
В среднем по филиалу «Кольский»324,8143,9321,6141,8
Апатитская ТЭЦ324,8143,9321,6141,8
В среднем по ОАО «ТГК-1»260,5138,8262,3139,2
ПАО «Мурманская ТЭЦ»174,2174,1

Энергосбережение и энергоэффективность

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:

  • техническое перевооружение и реконструкция существующего основного генерирующего и вспомогательного оборудования (установка частотно регулируемого привода на насосах баков аккумуляторов Василеостровской ТЭЦ, реконструкция системы охлаждения выпара атмосферных деаэраторов с установкой пластинчатого теплообменника на Выборгской ТЭЦ, оснащение двух насосов декарбонизированной воды и двух питателей сырого угля котлов (ПСУ) Апатитской ТЭЦ частотно-регулируемым приводом);
  • выполнен комплекс мероприятий во время ремонтной программы;
  • продолжена замена трубопроводов теплосети с использованием ППУ труб на Апатитской ТЭЦ;
  • проведены проектно-изыскательские работы по модернизации мазутного хозяйства с целью оборудования схемы возврата конденсата на паровую котельную на Правобережной ТЭЦ;
  • замена ламп накаливания на энергосберегающие на энергообъектах и в здании управления филиала «Карельский».
Суммарный ожидаемый годовой эффект от реализованных мероприятий по энергосбережению оценивается более чем в 10 000 тонн условного топлива и 2 500 тыс. кВт·ч.

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

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:

  • перспективных графиков ремонта основного оборудования электростанций;
  • годовых графиков ремонта основного, вспомогательного оборудования, зданий и сооружений электростанций;
  • результатов технического диагностирования и ремонтной кампании 2014 г.;
  • прогнозных величин индексов потребительских цен и цен производителей промышленной продукции;
  • экспертных оценок уровня затрат на ремонт, учитывающих затраты на ремонт аналогичных основных средств за прошлые периоды.
Количество выполненных текущих ремонтов основного оборудования в 2015 г.
  • Филиал «Невский»
  • Филиал «Карельский»
  • Филиал «Кольский»
  • ОАО «ТГК-1»

Задачи ремонтной кампании на 2016 г.:

  • выполнение программы ремонта по номенклатуре основных фондов и в установленные сроки;
  • восстановление технико-экономических характеристик оборудования;
  • повышение надежности оборудования электростанций;
  • выполнение мероприятий по подготовке энергообъектов ОАО «ТГК-1» к работе в ОЗП 2016/2017 гг.;
  • сокращение продолжительности плановых ремонтов;
  • повышение качества ремонтных работ и более широкое применение новых материалов и технологий.

В соответствии с годовым графиком ремонта основного оборудования в 2016 г. необходимо выполнить 18 капитальных и 7 средних ремонтов агрегатов.

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).

Обзор сбытовой
деятельности

Цель сбытовой функции Компании – получение максимального маржинального дохода от работы электростанций на рынках электроэнергии, мощности и при реализации тепловой энергии.

Принципы сбытовой политики Компании:

  • мониторинг технических, концептуальных изменений на оптовом рынке, активное влияние Компании в проводимых изменениях, контроль исполнения всеми структурными подразделениями Компании Правил оптового рынка электрической энергии и мощности;
  • окупаемость производства электрической энергии и мощности, тепловой энергии на всех секторах рынка;
  • развитие экспортных поставок электроэнергии;
  • разработка предложений по увеличению маржинального дохода от реализации электроэнергии, теплоэнергии и мощности на основе анализа результатов сбытовой деятельности.

Реализация электроэнергии и мощности

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.

Реализация электроэнергии по филиалам в 2015 г., млн кВт·ч
 ОАО «ТГК-1»Филиал «Невский»Филиал «Карельский»Филиал «Кольский»
РД2 494,72 342,80,0151,9
РСВ24 680,613 655,93 810,87 213,9
БР1 096,6416,369,0611,3
Экспортные поставки633,7181,70,0452,0
Розничные поставки63,30,161,41,8
ИТОГО28 968,916 596,83 941,28 430,9
Реализация мощности по филиалам в 2015 г., МВт
 ОАО «ТГК-1»Филиал «Невский»Филиал «Карельский»Филиал «Кольский»
РД270,0198,90,071,1
КОМ557,2401,40,0155,8
ДПМ1 191,11 191,10,00,0
ВР1 471,71 255,2205,011,5
ИТОГО3 490,03 046,6205,0238,4

Тарифное регулирование

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».

Динамика регулируемых тарифов на электроэнергию и мощность в 2015-2016 гг.
Наименование станцииТариф на электроэнергию, руб./МВтч (без НДС)Тариф на мощность, руб./МВт/мес. (без НДС)
Утверждены ФСТ России на 2015 годУтверждены ФАС России на 2016 год Утверждены ФСТ России на 2015 годУтверждены ФАС России на 2016 год
с 01.01.15с 01.07.15с 01.01.16с 01.07.16с 01.01.15с 01.07.15с 01.01.16с 01.07.16
Филиал «Невский»
Центральная ТЭЦ1 596,911 596,911 322,951 322,95387 659,52425 015,70
Правобережная ТЭЦ Бл-11 014,761 014,76913,561 174,57132 988,00132 988,00122 174,60122 174,60
Правобережная ТЭЦ Бл-2 ПГУ (ДПМ)859,27859,27771,68771,68
Василеостровская ТЭЦ ТГ-4,51 198,481 198,48848,94848,94132 999,00132 999,00132 999,00132 999,00
Василеостровская ТЭЦ ТГ-3 (ДПМ)1 032,771 040,98691,98691,98
Первомайская ТЭЦ ПГУ-1 (ДПМ)883,59883,59819,3819,3
Первомайская ТЭЦ ПГУ-2 (ДПМ)903,98903,98844,99844,99
Автовская ТЭЦ ТГ-1,4,51 127,131 127,13687,96687,96132 995,00132 995,00
Автовская ТЭЦ ТГ-2,3,6,71 127,131 127,13851,93851,93132 995,00132 995,00132 995,00132 995,00
Выборгская ТЭЦ ТГ-2,31 085,831 085,83657,79657,79132997132997125 272,97135 837,94
Выборгская ТЭЦ ТГ-41 085,831 085,83806,12806,12132997132997115 826,29115 826,29
Северная ТЭЦ Бл-1,3,51 087,411 087,41854,77854,77132983132983132 983132 983
Северная ТЭЦ Бл-2,41 087,411 087,41854,77854,77132985132985132 985132 985
Южная ТЭЦ Бл-1,2,31 141,331 141,33803,22803,22132 990,00132 990,00106 268,39114 950,65
Южная ТЭЦ Бл-4 ПГУ (ДПМ)765,06785,09715,17715,17
Волховская ГЭС
(Каскад Ладожских ГЭС)
36,6836,8636,8640,14153 906,97155 006,53155 006,53167 586,91
Верхне-Свирская ГЭС
(Каскад Ладожских ГЭС)
36,6236,836,840,1113 774,43114 577,57114 577,57124 070,89
Нижне-Свирская ГЭС
(Каскад Ладожских ГЭС)
36,6236,836,840,1113 774,43114 577,57114 577,57124 070,89
Нарвская ГЭС36,436,5736,5739,8695 447,296 352,9896 352,98104 443,09
Лесогорская ГЭС ГГ-1
(Каскад Вуоксинских ГЭС)
10,0110,210,213,13123 913,13123 913,13123 913,13133 082,70
Лесогорская ГЭС ГГ-2
(Каскад Вуоксинских ГЭС)
10,0110,1910,1913,14127 837,24127 837,24127 837,24137 297,20
Лесогорская ГЭС ГГ-3
(Каскад Вуоксинских ГЭС)
10,0110,1910,1913,14133 000,00133 000,00133 000,00142 842,00
Лесогорская ГЭС ГГ-4
(Каскад Вуоксинских ГЭС)
10,1910,1910,1913,17128 400,00128 400,00128 400,00137 901,60
Светогорская ГЭС ГГ-1
(Каскад Вуоксинских ГЭС)
11,0811,2311,2314,22123 913,13123 913,13123 913,13133 082,70
Светогорская ГЭС ГГ-2
(Каскад Вуоксинских ГЭС)
10,3310,5410,5413,5133 000,00133 000,00133 000,00142 842,00
Светогорская ГЭС ГГ-3
(Каскад Вуоксинских ГЭС)
10,310,5910,5913,5123 913,13123 913,13123 913,13133 082,70
Светогорская ГЭС ГГ-4
(Каскад Вуоксинских ГЭС)
10,310,3910,3913,63127 837,24127 837,24127 837,24137 297,20
Филиал «Кольский»
Апатитская ТЭЦ ТГ-6,7,8972,12985,1555,97555,97133 000,00133 000,00133 000,00133 000,00
Апатитская ТЭЦ ТГ-1,3,4972,12985,1487,19487,19133 000,00133 000,00
Княжегубская ГЭС
(Каскад Нивских ГЭС)
19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Нива ГЭС-1
(Каскад Нивских ГЭС)
19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Нива ГЭС-2
(Каскад Нивских ГЭС)
19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Нива ГЭС-3
(Каскад Нивских ГЭС)
19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Верхне-Туломская ГЭС (Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС)19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Нижне-Туломская ГЭС (Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС)19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Кайтакоски ГЭС
(Каскад Пазских ГЭС)
19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Янискоски ГЭС
(Каскад Пазских ГЭС)
19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Раякоски ГЭС
(Каскад Пазских ГЭС)
19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Хевоскоски ГЭС
(Каскад Пазских ГЭС)
19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Борисоглебская ГЭС
(Каскад Пазских ГЭС)
19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Кумская ГЭС
(Каскад Нивских ГЭС)
19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Иовская ГЭС
(Каскад Нивских ГЭС)
19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Серебрянская ГЭС-1 (Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС)19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Серебрянская ГЭС-2 (Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС)19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Верхне-Териберская ГЭС (Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС)19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Нижне-Териберская ГЭС (Каскад Туломских и Серебрянских ГЭС)19,0919,3919,3922,8581 298,2281 984,1981 984,1987 986,87
Филиал «Карельский»
Петрозаводская ТЭЦ ТГ-1,2,31 060,551 060,55911,61911,61133 000,00133 000,00133 000,00133 000,00
Маткожненская ГЭС (Каскад Выгских ГЭС)19,7822,98174 809,34188 090,81
Выгоостровская ГЭС (Каскад Выгских ГЭС)19,7822,98174 809,34188 090,81
Беломорская ГЭС (Каскад Выгских ГЭС)19,7822,98174 809,34188 090,81
Палокоргская ГЭС (Каскад Выгских ГЭС)19,7822,98174 809,34188 090,81
Кондопожская ГЭС (Каскад Сунских ГЭС)19,2424,18143 630,07165 279,03
Пальеозерская ГЭС (Каскад Сунских ГЭС)19,2424,18143 630,07165 279,03
Путкинская ГЭС
(Каскад Кемских ГЭС)
19,7123,23180 732,81191 238,32
Подужемская ГЭС
(Каскад Кемских ГЭС)
19,7123,23180 732,81191 238,32
Юшкозерская ГЭС
(Каскад Кемских ГЭС)
19,7123,23180 732,81191 238,32
Кривопорожская ГЭС
(Каскад Кемских ГЭС)
19,7123,23180 732,81191 238,32
Тарифы на тепловую энергию утверждаются региональными регулирующими органами
Санкт-Петербурга, Ленинградской области, Республики Карелия и Мурманской области по группам потребителей.
Среднегодовые установленные тарифы на тепловую энергию в 2012-2016 гг., руб./Гкал
 2012 г.2013 г.2014 г.2015 г.2016 г.
Филиал «Невский»892,371011,331 117,891 179,871 294,21
Санкт-Петербург887,311005,911 112,701 174,791 295,40
Ленинградская область 1133,861257,501 364,131 406,871 208,60
Филиал «Карельский»626,74688,54738,751 538,91 1 628,76
Филиал «Кольский»964,951051,731 067,301 020,341 078,09
ОАО «ТГК-1»877,22989,741 087,561 198,031 306,54
ПАО «Мурманская ТЭЦ» 1730,851 960,272 167,752 294,092 412,40
Динамика выручки от реализации электроэнергии в 2014-2015 гг.
по секторам рынка и филиалам Компании, млн руб.
Филиалы
ОАО «ТГК-1»«Невский»«Карельский»«Кольский»
2014 год2015 год2014 год2015 год2014 год2015 год2014 год2015 год
РД3 438,001 385,23 223,41 382,3189,90,024,72,9
РСВ22 062,5023 955,514 377,2014 128,03 024,83 684,64 660,56 142,9
БР695,2678,4365,7333,940,640,5288,9304,0
Экспорт717,31 131,793,3390,20,00,0624,0741,5
Розница80,487,90,20,175,782,94,54,9
ИТОГО26 993,4027 238,718 059,816 234,53 331,03 808,05 602,67 196,2

 

Динамика выручки от реализации мощности в 2014-2015 гг.
по секторам рынка и филиалам Компании, млн руб.
Филиалы
ОАО «ТГК-1»«Невский»«Карельский»«Кольский»
2014 год2015 год2014 год2015 год2014 год2015 год2014 год2015 год
РД 1 852,8353,61 059,6283,9327,00,0466,269,7
КОМ4 126,4862,52 540,8614,9551,40,01 034,2247,6
ДПМ6 952,87 862,36 952,87 862,30,00,00,00,0
ВР272,82 348,9145,52 001,40,0330,4127,317,1
ИТОГО13 204,811 427,310 698,710 762,5878,4330,41 627,7334,4

Покупка электроэнергии и мощности

Основными причинами покупки электроэнергии в 2015 г. явились:

  • покупка в обеспечение экспортных поставок;
  • покупка на собственные нужды.

Основными причинами покупки мощности в 2015 г. стали:

  • покупка на собственные нужды при превышении максимума потребления над нормативом (в том числе в обеспечение экспортных поставок);
  • покупка в обеспечение обязательств по РД.
Покупка электроэнергии и мощности в 2014-2015 гг.
 2015 г.2014 г.
Покупка электроэнергии
 млн кВт·чмлн руб.млн кВт·чмлн руб.
Филиал «Невский»3 120,13 057,03 138,43 130,2
Филиал «Карельский»292,7281,8295,9295,8
Филиал «Кольский»1 630,71 166,31 628,51 307,8
ИТОГО5 043,54 505,15 062,84 733,8
Покупка мощности
 МВт/месяцмлн руб.МВт/месяцмлн руб.
Филиал «Невский»42,6128,521,061,3
Филиал «Карельский»3,07,72,06,8
Филиал «Кольский»82,0249,386,0220,4
ИТОГО127,6385,5109,0288,5

Экспорт электроэнергии

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:

  • с шин Светогорской ГЭС Каскада Вуоксинских ГЭС в Ленинградской области по линии Иматра-1 напряжением 110 кВ. Максимальная мощность поставки составляет 110 МВт;
  • с шин Кайтакоски ГЭС Каскада Пазских ГЭС в Мурманской области по линии Л-82 напряжением 110 кВ. Максимальная мощность поставки составляет в паводок до 70-75 МВт.

Поставка электроэнергии в Норвегию производится:

  • с шин Борисоглебской ГЭС Каскада Пазских ГЭС в Мурманской области по линии Л-225 напряжением 154 кВ. Максимальная мощность поставки может достигать 56 МВт, но в нормальном режиме работы мощность составляет 28 МВт.

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.

Перечень экспортных контрактов
КонтрактКонтрагентСтранаДата заключения
ДействующийFortum Power and HeatФинляндияот 04.12.2014 г.
ДействующийRAO Nordic Oy Норвегияот 31.10.2012 г.
ДействующийRAO Nordic Oy Финляндияот 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:

  • ограниченная пропускная способность сетей;
  • режимы загрузки станций, определяемые «Системным оператором Единой энергетической системы»;
  • рост тарифов на услуги сетевых компаний;
  • резервирование мощности, оплачиваемой на ОРЭМ в обеспечение экспорта (в том числе дорогой мощности по ДПМ);
  • пробелы в правовом регулировании экспортной деятельности в рамках ОРЭМ.
  • изменение курса евро по отношению к рублю.

Реализация теплоэнергии

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.

Полезный отпуск тепловой энергии в 2014-2015 гг., тыс. Гкал
 Наименование показателя2015 г.2014 г.∆ (%)
Филиал «Невский»Полезный отпуск тепловой энергии18 39019 360–5
– потребителям16 54017 493–5
– реализация потерь ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга»1 8501 867–0,9
Филиал «Кольский»Полезный отпуск тепловой энергии1 3721 502–9
– потребителям1 2041 376–13
– реализация потерь АО «Апатитыэнерго»7275–4
– реализация потерь АО «ХТК»251747,1
– реализация потерь АО «Апатит»7134108,8
Филиал «Карельский»Полезный отпуск тепловой энергии1 7611 57712
– потребителям1 6191 5773
– реализация потерь ОАО «ПКС-Тепловые сети»1420100
ОАО «ТГК-1»Полезный отпуск тепловой энергии21 52322 439–4
– потребителям19 36320 446–5
– реализация потерь2 1601 9938
ПАО «Мурманская ТЭЦ»Полезный отпуск тепловой энергии1 9842 028–2
– потребителям1 8771 917–2
– реализация потерь107111–3,6
ОАО «ТГК-1» с учетом ПАО «Мурманская ТЭЦ»Полезный отпуск тепловой энергии23 50724 467–4
– потребителям21 24022 363–5
– реализация потерь2 2672 1048

Действующая схема реализации тепловой энергии по филиалам Компании

Филиал «Невский»

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.

Филиал «Кольский»

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.

Филиал «Карельский»

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.

 

Структура дебиторской задолженности за тепловую энергию
по группам потребителей по состоянию на 31.12.2015 г., тыс. руб. с НДС
 Дебиторская задолженность за тепловую энергию
ВСЕГОБюджето-зависимые потребителиПромышленные и приравненные к ним потребителиОптовые покупатели-перепродавцыОбъекты жилищно-коммунального хозяйстваПрочие потребители
Филиал «Невский»7 951 078486 740103 740589 8236 498 508272 267
Филиал «Кольский»996 94323 24336 057182 360687 89667 387
Филиал «Карельский»580 71136 2642 7790442 68598 983
ОАО «ТГК-1»9 528 732546 247142 576772 1837 629 089438 637
ПАО «Мурманская ТЭЦ»3 425 315119 87038 50003 063 103203 842
ОАО «ТГК-1» с учетом ПАО «Мурманская ТЭЦ»12 954 047666 117181 076772 18310 692 192642 479
Топливообеспечение
и закупки

Топливообеспечение

Основными видами топлива, используемым на электростанциях ОАО «ТГК-1», являются:

  • газ природный и сухой отбензиненный на ТЭЦ филиала «Невский»;
  • газ природный на Петрозаводской ТЭЦ филиала «Карельский»;
  • уголь энергетический марок Д и Г на Апатитской ТЭЦ филиала «Кольский».

Резервными видами топлива являются:

  • топочный мазут, энергетический уголь марки Г на ТЭЦ филиала «Невский»;
  • топочный мазут на Петрозаводской ТЭЦ филиала «Карельский».

Аварийно-растопочным видом топлива является:

  • топочный мазут на Апатитской ТЭЦ филиала «Кольский».

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.

В 2015 году электростанциями ОАО «ТГК-1» израсходовано на отпуск электрической и тепловой энергии

без учета ПАО «Мурманская ТЭЦ»
0 тыс. тонн
0 млн м3
0 тыс. тонн
Уголь
Газ
Мазут
Структура топливного баланса в 2015 г., %
 ГазМазутУголь
Филиал «Невский»99,960,04
Филиал «Карельский»99,880,12
Филиал «Кольский»0,2999,71
В целом по ОАО «ТГК-1»94,520,065,42
ПАО «Мурманская ТЭЦ»100,0
ОАО «ТГК-1» с учетом ПАО «Мурманская ТЭЦ»89,395,485,13

Основными поставщиками топлива на электростанции ОАО «ТГК-1» в 2015 году являлись:

  • по газу – ЗАО «Газпром межрегионгаз Санкт-Петербург»;
  • по мазуту – ООО «Газпромнефть-Региональные продажи» и ОАО «НК «Роснефть»;
  • по углю – ОАО «Русский уголь» и ООО «СУЭК-Хакасия».

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:

  • угля в количестве 235,0 тыс. тонн у ОАО «Русский уголь» и 174,3 тыс. тонн у ООО «СУЭК-Хакасия»;
  • мазута в количестве 4,8 тыс. тонн у ОАО «НК «Роснефть» и 0,9 тыс. тонн у ООО «Газпромнефть-Региональные продажи».
Расход топлива на производство в 2014-2015 гг.
 Вид топлива2015 г.2014 г.∆ (%) по нат. топливу∆ (%) по условному топливу∆ (%) в топливном балансе
Расход нат. топлива, млн м3/тыс. тРасход условного топлива, тыс. т.у.т. % в топливном балансеРасход нат. топлива, млн м3/тыс. тРасход условного топлива, тыс. т.у.т. % в топливном балансе
Филиал «Невский»газ4 522,25 236,9100,04 993,35 760,9100,090,690,9
мазут1,62,10,01,42,00,0109,0106,4
уголь
итого5 239,0100,05 762,9100,090,9
Филиал «Карельский»газ404,5468,799,9432,7499,5100,093,593,8–0,1
мазут0,40,60,10,00,00,01 425,01 449,00,1
итого469,3100,0499,5100,093,9
Филиал «Кольский»уголь454,3327,499,7464,7346,599,897,794,5–0,1
мазут0,71,00,30,60,80,2123,4120,90,1
Итого328,4100,0347,3100,094,5
ОАО «ТГК-1»газ4 926,65 705,794,55 426,16 260,494,790,891,1–0,2
мазут2,73,60,12,12,80,0131,1129,30,0
уголь454,3327,45,4464,7346,55,397,894,51,2
итого6 036,7100,06 609,7100,091,3
ПАО «Мурманская ТЭЦ»мазут251,1346,5100,0265,4363,3100,094,695,3
Информация об объеме каждого из используемых видов энергетических ресурсов,
в натуральном и денежном выражении за 2015 год
Вид энергетического ресурсаОбъем потребления в натуральном выраженииЕдиница измеренияОбъем потребления
тыс. руб.
Бензин автомобильный937тыс. л.26 319,3
Топливо дизельное727тыс. л.19 970,8
Мазут топочный2 712тонн25 709,6
Газ естественный (природный)4 926 895тыс. м322 939 900,6
Уголь463 628тонн911 658,7
Торф1 317тонн2 362,2
Дрова46,5тыс. м329 639,1

Закупочная деятельность

Закупочная деятельность в ОАО «ТГК-1» (далее Общество) в 2015 году регламентировалась следующими документами:

  • Федеральным законом от 18 июля 2011 г. № 223-ФЗ «О закупках товаров, работ, услуг отдельными видами юридических лиц»;
  • Федеральным законом от 26 июля 2006 г. № 135-ФЗ «О защите конкуренции»;
  • Кодексом Российской Федерации об административных правонарушениях от 30 декабря 2001 г. № 195-ФЗ
  • Постановлением Правительства «Об утверждении перечня товаров, работ и услуг, закупка которых осуществляется в электронной форме» от 21 июня 2012 г. № 616;
  • Постановлением Правительства «Об утверждении Положения о размещении на официальном сайте информации о закупке» от 10 сентября 2012 г. № 908;
  • Постановлением Правительства «Об особенностях участия субъектов малого и среднего предпринимательства в закупках товаров, работ, услуг отдельными видами юридических лиц» от 11 декабря 2014 г. № 1352;
  • Положением о закупках товаров, работ, услуг Общества, утвержденным решением Совета директоров Общества от 18 июля 2013 г. (Протокол № 2) и введенным в действие приказом Общества № 82-а от 18.07.2013 г.; с изменениями, утвержденными решением Совета директоров Общества от 28.07.2015 г. (Протокол № 2) и введенным в действие приказом Общества № 98-а от 28.07.2015 г.; с изменениями, утвержденными решением Совета директоров Общества от 02.10.2015 г. (Протокол № 4) и введенным в действие приказом Общества № 134 от 02.10.2015 г.;
  • Положением о Комитете по закупкам Общества, утвержденным решением Совета Директоров Общества от 28 октября 2011 г. (Протокол № 6) и введенным в действие приказом Генерального директора № 156 от 09.11.2011 г.;
  • Регламентом работы Комитета по закупкам ОАО «ТГК-1» от 05 мая 2012 г. Протокол № 20;
  • Положением «О порядке подготовки и заключения договоров от имени Общества и контроля за их исполнением», утвержденное приказом Генерального директора Общества от 28.01.2015 г. № 5 (в редакции, утвержденной приказом Генерального директора Общества 18.02.2010 г. № 26, от 28.05.2012 г. № 84, от 15.10.2013 г. № 121);
  • Регламентом по организации и проведению закупок газа для нужд ОАО «ТГК-1» от 20 августа 2014 г. № 120;
  • Временным регламентом проведения маркетинговых исследований рынка отдельных видов товаров, работ, услуг, закупаемых ОАО «ТГК-1» от 14 августа 2013 г. № 90;
  • Годовой комплексной программой закупок (ГКПЗ) на 2015 г., утвержденной решениями Совета директоров Общества:
    • от 15 сентября 2014 г. (Протокол № 5) в части первоочередных закупок;
    • от 27 февраля 2015 г. (Протокол № 13) завершающая часть ГКПЗ.

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:

  • создание условий для своевременного и полного обеспечения потребностей Общества в товарах, работах, услугах с требуемыми показателями цены, качества и надежности;
  • обеспечение безопасности функционирования производственных объектов электроэнергетики;
  • обеспечение целевого и экономически эффективного расходования денежных средств Общества на приобретение товаров, работ, услуг и реализации мер, направленных на сокращение издержек Общества;
  • обеспечение равноправия, справедливости, отсутствия дискриминации и необоснованных ограничений конкуренции по отношению к участникам закупок;
  • обеспечение информационной открытости закупок в степени, достаточной для потенциальных контрагентов, государства, общественности;
  • обеспечение должной осмотрительности при выборе контрагента.

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:

  • 40,25 % (от объема закупок в рублях) - по результатам закупок, участниками которых являлись любые лица, в том числе СМиСП;
  • 6,85 % (от объема закупок в рублях) - по результатам закупок, участниками которых являлись только СМиСП.

В 2015 году при проведении конкурентных закупок использовались Интернет – технологии и современные средства связи:

  • вся информация о планируемых закупках по установленной форме (План закупок) размещалась на официальном сайте zakupki.gov.ru;
  • все открытые конкурентные закупки проводились на официальном сайте zakupki.gov.ru с одновременным размещением полного объема материалов по открытым конкурентным процедурам на сайте Общества.

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».

Обзор финансовых
результатов

Основные факторы, влияющие на результаты деятельности Компании

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.

Затраты на топливо

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.

Водность

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.

Сезонность

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).

Налогообложение

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.

Принципы учетной политики

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.

Основные средства

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.

Нематериальные активы

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».

Финансовые вложения

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.

Материально-производственные запасы

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

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».

Финансовые результаты

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.

Расчеты, прочие активы и пассивы

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.

Отложенные налоги

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.

Учет расходов по научно-исследовательским, опытно-конструкторским и технологическим работам

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

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.

Налоговый учет

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.

Изменения учетной политики

Изменение учетной политики может производиться при следующих условиях:

  • изменении требований, установленных законодательством Российской Федерации о бухгалтерском учете, федеральными и (или) отраслевыми стандартами;
  • разработке или выборе нового способа ведения бухгалтерского учета, применение которого приводит к повышению качества информации об объекте бухгалтерского учета;
  • существенном изменении условий деятельности экономического субъекта.

Изменение учетной политики должно быть обоснованным и подлежит оформлению соответствующей организационно-распорядительной документацией (приказом) Общества.

Анализ финансовых результатов по РСБУ

Отчет о финансовых результатах за 2014-2015 гг.
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 58765 172 916
 электроэнергии и мощности внутренним потребителям37 534 18339 480 881
 электроэнергии и мощности на экспорт1 131 683717 353
 теплоэнергии26 117 56524 460 918
 прочих товаров, продукции, работ, услуг400 156513 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 прибыль5 182 7315 727 859
Прибыль (убыток) от продаж5 182 7315 727 859
Прочие доходы и расходы
Проценты к получению394 017275 097
Проценты к уплате(2 132 271)(1 757 115)
Доходы от участия в других организациях00
Прочие доходы4 599 7403 809 890
Прочие расходы(4 637 691)(4 442 311)
Прибыль (убыток) до налогообложения3 406 5263 613 420
Текущий налог на прибыль(796 682)(281 942)
в т.ч. Постоянные налоговые обязательства (активы)129 605109 269
Изменение отложенных налоговых обязательств101 736(21 516)
Изменение отложенных налоговых активов(21 453)(427 500)
Прочее(14 074)592 659
Чистая прибыль2 676 0533 475 121

Выручка

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.

Структура выручки в 2014-2015 гг.

 2014 г.2015 г.∆ (%)
млн руб.доля, %млн руб.доля, %
Электроэнергия и мощность, в т.ч.40 19861,738 66659,3–3,8
Электроэнергия и мощность в регулируемом секторе5 2918,11 7392,7–67,1
Электроэнергия и мощность в конкурентном секторе34 11052,335 70754,84,7
Электроэнергия на экспорт7171,11 1321,757,9
Электроэнергия на розничном рынке800,1880,110,0
Тепловая энергия24 46137,526 11840,16,8
Прочая продукция, работы, услуги5140,84000,6–22,2
Выручка всего65 173100,065 184100,00,02

Выручка от реализации электроэнергии и мощности

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

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.).

Выручка от реализации тепловой энергии

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 %.

Выручка от реализации прочей продукции, работ и услуг

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

Рентабельность продаж Компании по итогам 2015 г. снизилась до 7,95 % при 8,79 % в 2014 г., в связи со снижением валовой прибыли.

В сравнении с 2014 годом себестоимость по основной деятельности выросла на 576 млн руб.

Основными причинами изменения себестоимости являются:

  • снижение расходов на топливо в связи с сокращением объемов производственной программы на ТЭЦ;
  • увеличение расходов на покупку и транзит тепловой энергии, а также прочих затрат связаны с присвоением статуса единой теплоснабжающей организации (ЕТО) филиалу «Карельский»;
  • рост расходов на ремонт в связи с увеличением объемов выполнения капитальных и средних ремонтов основного оборудования.

Прибыль

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.

Динамика прибыли ОАО «ТГК-1» в 2014-2015 гг. по РСБУ, млн руб.

 2014 г.2015 г.∆ (%)
Прибыль от продаж5 727,95 182,7–9,5
Прибыль до налогообложения3 613,43 406,5–5,7
Чистая прибыль3 475,12 676,1–23,0

EBITDA

Показатель EBITDA увеличился на 2,7 % и составил 13 млрд 213,9 млн руб.

Кредитный портфель

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 кредитному портфелю

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.

Анализ финансово-хозяйственной деятельности компании
Показатель2014 г.2015 г.∆ (%)
тыс. руб.Доля в балансе, %тыс. руб.Доля в балансе, %
АктивыВнеоборотные активы99 824 94883,2898 504 71082,25–1,32
Оборотные активы20 039 65116,7221 261 54717,756,10
Всего119 864 599100,00119 766 257100,00–0,08
ПассивыКапитал и резервы82 177 93468,5683 985 20770,122,20
Долгосрочные обязательства25 553 11621,3218 844 82315,74–26,25
Краткосрочные обязательства12 133 54910,1216 936 22614,1439,58
Всего119 864 599100,00119 766 257100,00–0,08

Структура активов

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.

Динамика дебиторской задолженности ОАО «ТГК-1»
Дебиторская задолженность2014 г.2015 г.∆ (%)
тыс. руб.Доля в балансе, %тыс. руб.Доля в балансе, %
Покупателей и заказчиковдолгосрочная549 12879,87492 03477,12–10,40
краткосрочная10 841 90111 497 7636,05
Авансы выданныедолгосрочная08,02969 47710,24
краткосрочная1 144 600623 142–45,56
Прочая ДЗдолгосрочная28 56012,1127 69312,64–3,04
краткосрочная1 698 2631 936 86914,05
Всего14 262 453100,0015 546 978100,009,01

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.

Величина чистых активов компании на 31.12.2015 г. составляет 83 985 207 тыс. руб. Она представляет собой стоимостную оценку имущества организации после формального или фактического удовлетворения всех требований третьих лиц. Уставный капитал Общества на 31.12.2015 г. меньше величины чистых активов компании, что удовлетворяет требованиям ст. 35 ФЗ «Об акционерных обществах».

Структура пассивов

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.

Структура пассивов ОАО «ТГК-1» в 2015 г.
ПАССИВЫ31.12.201431.12.2015∆ (%)
тыс. руб.Доля в балансе, %тыс. руб.Доля в балансе, %
Капитал и резервыУставный капитал38 543 41468,5638 543 41470,120,00
Добавочный капитал32 969 10932 959 991–0,03
Резервный капитал919 5701 093 32618,90
Нераспределенная прибыль (непокрытый убыток)9 745 84111 388 47516,85
Долгосрочные обязательствазаймы и кредиты21 167 90821,3214 563 50015,74–31,20
отложенные налоговые обязательства4 337 1154 240 925–2,22
прочие48 09340 398–16,00
Краткосрочные обязательствазаймы и кредиты5 355 12810,1211 353 57314,14112,01
кредиторская задолженность6 591 6925 389 187–18,24
оценочные обязательства186 728193 4673,61
прочие000
Итого пассивы119 864 599100,00119 766 257100,00–0,08

 

Динамика кредиторской задолженности ОАО «ТГК-1», тыс. руб.
31.12.201431.12.2015∆ (%)
Кредиторская задолженность, в том числе:6 591 6935 389 187–18,24
Поставщики и подрядчики, из них:4 472 0923 764 017–15,83
Поставщики электроэнергии и теплоэнергии465 860531 53114,10
Поставщики топлива595 453121 845–79,54
Строительные организации1 306 8331 478 66413,15
Ремонтные организации450 465499 65510,92
Другим поставщикам и подрядчикам1 653 4811 132 322–31,52
Векселя к уплате
Задолженность по оплате труда перед персоналом159 559167 8115,17
Задолженность перед государственными внебюджетными фондами76 35085 87212,47
Задолженность по налогам и сборам1 194 056746 376–37,49
Авансы полученные428 133280 015–34,60
Прочие кредиторы261 503345 09631,97

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 %).

Анализ ликвидности

Анализ ликвидности ОАО «ТГК-1»

Показатели ликвидности2014 г.2015 г.
Коэффициент абсолютной ликвидности0,240,16
Коэффициент быстрой ликвидности1,401,03
Коэффициент текущей ликвидности1,631,18
Коэффициент финансовой независимости0,690,70

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.

Анализ рентабельности

Анализ рентабельности ОАО «ТГК-1», %

Показатели рентабельности2014 г.2015 г.
Рентабельность от реализации продукции8,797,95
Рентабельность основной деятельности9,648,64
Рентабельность совокупного капитала3,012,84
Рентабельность собственного капитала4,283,20
Рентабельность по EBITDA19,7520,27

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 %).

Анализ деловой активности

Анализ деловой активности ОАО «ТГК-1»
Показатели деловой активности2014 г.2015 г.
Производительность труда, (тыс. руб./чел.)9 567,379 729,47
Фондоотдача0,870,91
Фондовооруженность, (тыс. руб.)11 029,7610 637,55
Оборачиваемость дебиторской задолженности (в оборотах)4,414,57
Период оборачиваемости дебиторской задолженности (в днях)81,6578,69
Оборачиваемость запасов (в оборотах)23,9323,80
Период оборачиваемости запасов (в днях)15,0515,13
Оборачиваемость кредиторской задолженности (в оборотах)11,0511,98
Период оборачиваемости кредиторской задолженности (в днях)32,5930,05
Продолжительность операционного цикла (в днях)96,7093,82
Продолжительность финансового цикла (в днях)64,1063,77

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.

Анализ финансовых результатов по МСФО

Закрыть меню
Закрыть