Территориальная генерирующая компания № 1 (ТГК-1) - энергетическая компания Северо-Запада России. В управлении компании 40 гидроэлектростанций общей мощностью 3 ГВт и 12 тепловых электростанций мощностью 4 ГВт и 12 тыс. Гкал-ч.

• 4 региона — территория присутствия: Санкт-Петербург, Ленинградская область, Карелия, Мурманская область.
• 50% - доля рынка теплоснабжения Санкт-Петербурга и Ленинградской области.
  Компания вырабатывает 30 млн кВт-ч электроэнергии и 25 млн Гкал тепловой энергии в год.
• Контролирующий бенефициар - Газпром.

Структура выручки:

• 48% тепловая энергия
• 26% электроэнергия
• 26% мощность
  

Продажа тепловой энергии

ТЭЦ нагревает воду, сжигая природный газ, и направляет ее в тепловые пункты. Там через теплообменник она передает тепло воде из домов, которая затем поступает в системы отопления и водоснабжения.

Тарифы на тепло устанавливаются Государством и повышаются на уровень инфляции. Продажи тепловой энергии имеют явно выраженный сезонный характер. Пиковые нагрузки приходятся на зиму, а летом отопление не подается.

Продажа электроэнергии
ТГК-1 реализует электроэнергию через Оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Электроэнергию продают по разным ценам:

• 70% — на рынок «на сутки вперёд», где цена формируется спросом и предложением электроэнергии на следующие сутки
• 21% — по регулируемым тарифам для населения и социальных объектов.
• 9% — через балансирующий рынок и двусторонние договоры. Балансирующий рынок компенсирует разницу между прогнозным и фактическим потреблением в течение суток.
  Двусторонние договоры заключаются напрямую с крупными клиентами.
  

Продажа мощности

Продавая мощность, компания гарантирует, что в случае необходимости она сможет произвести электроэнергию для покупателя.

С 2009 года станции ТГК-1 участвуют в программе договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Компания получает дополнительную выручку за счет повышенных тарифов, в обмен на обязательство построить новые или модернизировать старые мощности.

Цены по ДПМ в несколько раз выше тарифов на рынке конкурентного отбора мощности (КОМ). Пик выплат ТГК-1 от ДПМ пришёлся на 2018 год. После завершения программы для ТЭС в 2020–2021 годах, выручка от мощности упала на 43%. Сейчас выплаты по ДПМ сохраняются только для малых ГЭС, они незначительны и завершатся к 2029 году.

В 2019 году Правительство РФ одобрило программу по модернизации мощностей (КОММод), которая продлится до 2032 года. Выручка ТГК-1 от новой программы ожидается небольшая.

Unit-экономика

Энергетический эквивалент — это способ перевести разные виды энергии в одну единицу для удобства сравнения. В случае с ТГК-1, где компания производит и продает оба вида энергии, энергетический эквивалент позволяет оценить общую выработку и рентабельность бизнеса в одной системе измерений, например, пересчитав всё в Гкал (1 МВт·ч ≈ 0,86 Гкал)

За продажу 1 Гкал энергетического эквивалента получает ₽110 чистой прибыли.

Затраты на производство составляют ₽1490:

• ₽605 – топливо
• ₽195 – заработная плата
• ₽180 – амортизация оборудования
• ₽115 – покупка электроэнергии и мощности
• ₽90 – ремонт и техническое обслуживание
• ₽45 – проценты по кредитам
• ₽260 – прочие расходы (налоги, водопользование, охрана, транспорт)

ТГК-1 использует три вида топлива для ТЭЦ

1. Газ — 91 %
2. Мазут — 5 %
3. Уголь — 4 %.

Газ компания закупает у Газпрома. В последние годы оптовые цены на газ для промышленных потребителей в среднем росли на 10% в год.

ГЭС не используют топливо. Вместо этого они генерируют электричество за счет падающей или текущей воды.

Если ТГК-1 предоставила потребителю меньше электроэнергии и мощности, чем было запланировано, то недостающий объём придется приобрести самостоятельно на рынке ОРЭМ.

В таких случаях ТГК-1 покупает и перепродает электроэнергию, что может приносить прибыль, так и приводить к убыткам. Всё зависит от рыночных цен.

В 1897 году в Санкт-Петербурге общество «Гелиос» запустило первую в России электростанцию - Центральную ТЭЦ. Она претерпела модернизации и работает уже 127 лет.

В 1920-х годах СССР приняли план ГОЭЛРО и начали активно строить новые ТЭЦ. В 1930-х приступили к освоению гидроресурсов Карелии и Мурманской области — это заложило основу будущих ГЭС региона.

К 1990-м все электростанции Северо-Запада управлялись государственной компанией РАО «ЕЭС России», контролирующей энергосистему страны.

В 2001 году началась масштабная модернизация ТЭЦ: уголь заменили на природный газ. Это повысило КПД станций и снизило вредные выбросы в атмосферу.

В 2005 году энергетика России пережила реформу: активы «Ленэнерго», «Колэнерго» и «Карелэнерго» объединили в компанию «ТГК-1». Сейчас она управляет энергопредприятиями от Балтийского до Баренцева моря.

В 2007 году компания провела IPO на Московской бирже. В 2009 году начала работу государственная программа ДПМ. Повышенные тарифы на электроэнергию позволили ТГК-1 ввести в эксплуатацию 7 объектов с общей мощностью 1,7 ГВт . В результате установленная мощность ТГК-1 выросла на четверть — с 5,7 до 7,1 ГВт.

С 2017 года компания стабильно выплачивала дивиденды в размере 50% чистой прибыли. Но последние три года выплаты не проводились.

В 2024 году доходы за мощность по программам ДПМ прекратились. Новые программы по мощности незначительны для масштабов компании.

Низкие издержки на генерацию электроэнергии
43% электрической энергии производится на ГЭС, где себестоимость в 7 раза ниже, чем на ТЭЦ.

Энергетика - стабильный бизнес
Тарифы на электро- и теплоэнергию ежегодно индексируются с учетом затрат. Стоимость газа и зарплат закладывается в тариф через региональные энергетические комиссии. Это помогает компании сохранять рентабельность.

Лидирующие позиции на Северо-Западном рынке тепла
Компания контролирует 50% рынка в Санкт-Петербурге, 72% в Мурманске и 100% в Петрозаводске, Апатитах и Кировске. Такая монополия обеспечивает стабильный спрос. Появление конкурентов маловероятно из-за огромных инвестиций в инфраструктуру.

Высокие капитальные затраты на поддержание инфраструктуры
ТГК-1 вкладывает 80% от EBITDA в модернизацию оборудования. Это соотношение отражает высокие капитальные расходы в операционной прибыли.

Потеря стабильных доходов от ДПМ
Период пиковых выплат по ДПМ завершился. Тарифы на мощность вернулись к рыночным. Это повысило финансовые риски компании, снизив её гарантированные доходы и сделав ее более подверженной колебаниям рынка.

Климатическая уязвимость ГЭС
Маловодье снижает выработку на гидростанциях. В 2021 году из-за низкого уровня воды в Карелии производство упало на 8%.

Какой будет спрос на электроэнергию в регионах присутствия?

Сколько компания продолжит тратить на поддержание и модернизацию станций?

Будут ли заключены новые договоры ДПМ (КОММОД) на строительство новых мощностей?