меню
Обращения
О Компании
Стратегический отчет
Отчет о деятельности в области устойчивого развития
Отчет о корпоративном управлении
Финансовая отчетность
Русский English
3.
Стратегический отчет
3.1. Бизнес-модель
3.2. География деятельности
3.3. Структура компании
3.4. Обзор рынка
3.5. Стратегия развития
3.6. Анализ результатов деятельности
Мы идем.
Мы бежим.
Мы куда-то спешим...
Оставляя в истории след.
Бесконечным вращением мощных турбин.
Мы ТЬМУ превращаем в СВЕТ.

Мы мечтаем.
Стремимся. Достигаем высот.
Генерируем оптимизм.
Энергетик - важнейшая из работ.
Ведь ЭНЕРГИЯ - наша ЖИЗНЬ.

Алина Карпова,
Начальник санитарно-промышленной лаборатории Серовской ГРЭС
Добавить в мой отчет

3.4
Обзор рынка

Отраслевой обзор

Потребление и выработка электроэнергии

Выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России в 2020 г. составила 1 047,0 млрд кВт∙ч, что ниже уровня 2019 г. на 3,1%. Потребление электроэнергии в 2020 г. составило 1 033,7 млрд кВт∙ч, что ниже уровня 2019 г. на 2,4%.

Структура выработки электроэнергии электростанциями ЕЭС России в 2020 г.

Установленная мощность

В 2020 году в России введено в эксплуатацию 1,87 ГВт нового генерирующего оборудования

На конец 2020 г. установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 245 313,25 МВт, что ниже показателей 2019 г. на 0,4%. Это обусловлено выводом из эксплуатации генерирующих мощностей и перемаркировкой действующего оборудования со снижением установленной мощности.

Структура установленной мощности электростанций

Число часов использования установленной мощности электростанций в целом по ЕЭС России в 2020 г. составило 4 238 часа или 48,25% календарного времени (коэффициент использования установленной мощности — КИУМ).

Перспективы модернизации мощностей на период 2022–2031 гг.

Одной из главных задач реформы российской электроэнергетики 2000-х гг. — привлечение в отрасль значительного объема инвестиций в строительство новых и модернизацию действующих объектов генерации. Основным механизмом реализации поставленной задачи стало заключение договоров о предоставлении мощности (ДПМ). С момента начала этой программы в 2010 г. ОГК-2 введено в эксплуатацию 4 169 МВт новых мощностей по ДПМ.

К концу 2020 г. основная часть мощностей по программе ДПМ была введена (ОГК-2 завершен этот процесс еще в 2019 г.). Программу можно оценить как главный фактор поддержки прибыльности российских генерирующих компаний, обеспечивший в 2015–2020 гг. в среднем 62% EBITDA  в сегменте тепловой генерации. По расчетам некоторых аналитиков инвестиционных банков, для ОГК-2 вклад платежей по ДПМ составит в итоге до 70% EBITDA. Однако из этого следует, что в ближайшие пять лет вклад ДПМ в прибыль российских генерирующих компаний будет сокращаться.

Программа модернизации ДПМ-2 в целом по России:

  • 41 ГВт тепловой мощности
  • 1,9 трлн руб. инвестиций за 10 лет
  • Гарантировано 14% рентабельности

По оценке Министерства энергетики, до половины мощности в России могут потребовать в ближайшие годы либо вывода из эксплуатации, либо модернизации. При этом по мере истечения ДПМ тарифная составляющая может быть перераспределена на модернизацию в рамках программы ДПМ-2.

25.01.2019 Правительство Российской Федерации одобрило программу модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций (КОММод), разработанную Минэнерго России. Этот проект позволит модернизировать почти 41 ГВт установленной мощности генерирующих объектов, что составляет порядка 16% установленной мощности ЕЭС России.

Экономический эффект от модернизации мощностей для ОГК-2 может составить в пиковые периоды до 25,5 млрд руб. EBITDA в год

Предполагается, что программа модернизации будет действовать до 2031 г., а инвесторы получат доступ к долгосрочному рынку — договоры о поставке мощности КОММод предусматривают период поставки мощности 192 месяца (16 лет). По оценкам Минэнерго России, программа модернизации позволит привлечь в течение 10 лет до 1,9 трлн руб. частных инвестиций.

Первые конкурсные отборы были проведены в апреле 2019 г. с началом поставки мощности в 2022–2024 гг. В декабре 2020 г. Системный оператор ЕЭС опубликовал предварительный перечень отобранных проектов модернизации на 2026 г. в рамках программы ДПМ-2. В перечень были включены 15 проектов общей мощностью 3 804 МВт, из которых 3 020 МВт в первой ценовой зоне, остальные — во второй. Одноставочная цена составила от 1 797 руб. до 2 417 руб. за один МВт‧ч. Отбор проектов с использованием локализованных газовых турбин большой мощности был перенесен на 2021 г., а ввод мощностей в эксплуатацию сдвинут с 2026–2028 гг. на 2027–2029 гг.

Модернизация устаревших мощностей позволит сократить ежегодное потребление газа до 17 млрд м3 и угля до 16 млн т.

Источник: Расчеты ВТБ Капитал

Положение в отрасли

Основным направлением повышения эффективности деятельности Компании в 2020 г. являлось улучшение показателей по рентабельности продаж путем гибкого реагирования на изменение конъюнктуры рынков сбыта электроэнергии, а также снижения себестоимости производства, в том числе максимально эффективного использования возможностей диверсификации топливного баланса и повышение качества договорной работы с поставщиками угля.

Основными направлениями в отношении будущей деятельности Общества в части реализации тепло- и электроэнергии и мощности являются:

  • проведение модернизации основного генерирующего оборудования, в том числе за счет привлечения заемных средств;
  • оптимизация топливного баланса и режима работы оборудования, снижение издержек на производство электро- и теплоэнергии и, как следствие, себестоимости производимой продукции;
  • снижение негативных финансовых последствий от нарушений платежной дисциплины со стороны потребителей электро- и теплоэнергии оптового и розничного рынка, соответственно;
  • повышение клиентоориентированности.
Конкурентный обзор
Сравнение с некоторыми российскими публичными компаниями электроэнергетической отрасли, акции которых обращаются на Московской Бирже

 

Капитализация на 31.12.2020, млрд руб.

Среднедневной объем торгов в 2020 г., млн руб.

Дивидендная доходность, 2019 г., %

EBITDA за 2020 г., млн руб.

Рентабельность EBITDA в 2020 г., %

EV/EBITDA за 2020 г.

Р/Е за 2020 г.

ОГК-2

80,94

152,81

10,79

31,57

26,16%

3,1

5,4 

Мосэнерго

82,34

49,29

5,33

30,47

16,84%

2,7

8,8

ТГК-1

42,85

99,28

10,10

21,94

24,68%

2,4 

5,0

Энел Россия

31,91

61,35

8,40

9,02

20,48%

4,4 

7,3 

Юнипро

176,35

240,12

8,34

26,41

35,06%

6,9 

12,3 

Интер РАО

555,09

1 472,78

4,64

122,30

12,40%

1,0

5,2 

РусГидро

345,76

1 471,31

6,69

120,30

28,00%

4,2

6,5

Основные конкуренты на рынке электроэнергии и мощности

Основными конкурентами ОГК-2 на рынке электроэнергии и мощности являются компании, владеющие крупными генерирующими мощностями на территории России.

* По данным компаний (информация из открытых источников), ОГК-2. По объектам генерации на территории РФ.
** Контрольные пакеты акций ПАО «ТГК-1» и ПАО «ОГК-2» принадлежат Группе «Газпром энергохолдинг».
*** С учетом Богучанской ГЭС.

Конкуренция в электроэнергетике ограничена ценовыми зонами, в которых расположены электростанции. Основными конкурентами ОГК-2 являются электростанции, расположенные в одной зоне и соседних регионах, связанных высоковольтными линиями. 

Регионы сбыта

Филиал

ОГК-2

Основные конкуренты

Конкурентные преимущества

Прогноз спроса на электроэнергию на основе анализа схем и программ развития ЕЭС России на период до 2024 года

ОЭС Северо-Запада

Киришская ГРЭС

Северо-Западная ТЭЦ (АО «Интер РАО — Электрогенерация»), Ленинградская АЭС (АО «Концерн Росэнергоатом»), станции ПАО «ТГК-1»
  • главный регулятор частоты и мощности в ОЭС Северо-Запада (совокупная регулирующая мощность других электростанций в зимний период меньше регулирующего диапазона мощности Киришской ГРЭС и не удовлетворяет потребностям центральной части ОЭС в регулировании).

На основе анализа схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2020–2026 гг. ожидается рост потребления электроэнергии, связанный с ростом и развитием добычи полезных ископаемых, машиностроения и других отраслей промышленности в ОЭС Северо-Запада. Прогнозируется увеличение доли транспорта в структуре потребления электрической энергии.

Псковская ГРЭС

Северо-Западная ТЭЦ (АО «Интер РАО — Электрогенерация»), Ленинградская АЭС (АО «Концерн Росэнергоатом»), станции ПАО «ТГК-1»
  • зависимость производства электрической энергии от спроса на электроэнергию, в том числе и в странах Балтии и Республики Беларусь.

ОЭС Центра

Рязанская ГРЭС

Костромская ГРЭС и Черепетская ГРЭС (АО «Интер РАО — Электрогенерация»), Шатурская ГРЭС и Смоленская ГРЭС (ПАО «Юнипро»), Конаковская ГРЭС (ПАО «Энел Россия»). Кроме того, в сети 500 кВ также поступает энергия Нововоронежской, Калининской и Смоленской АЭС (АО «Концерн Росэнергоатом»), Волжской ГЭС (ПАО «РусГидро») и энергия из ОЭС Средней Волги и Урала
  • один из основных поставщиков на балансирующем рынке электроэнергии региона;
  • использует 2 вида топлива: основным топливом 1-й очереди является бурый уголь, основным топливом 2-й очереди является природный газ.

На основе анализа схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2020–2026 гг. в ОЭС Центра ожидается увеличение спроса на электрическую энергию в г. Москве и Московской области. Также увеличится спрос в Белгородской области в связи с расширением существующих предприятий.

Череповецкая ГРЭС

Станции, связанные с районом по ЛЭП 500 кВ, а именно: Костромская ГРЭС (АО «Интер РАО — Электрогенерация») и Конаковская ГРЭС (ПАО «Энел Россия»), а также Калининская АЭС (ЛЭП 750 кВ, базовый график) (АО «Концерн Росэнергоатом»)
  • конкурентным преимуществом Череповецкой ГРЭС является низкая себестоимость производства электроэнергии на ПГУ. 

ОЭС Юга

Новочеркасская ГРЭС

Ростовская АЭС (АО «Концерн Росэнергоатом»), Невинномысская ГРЭС (ПАО «Энел Россия»)
  • системообразующая станция ЗСП Кубани;
  • частично участвует в балансирующем рынке.

В соответствии со схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2020–2026 гг. прогнозируются относительно высокие темпы роста потребления электрической энергии в ОЭС Юга. Рост спроса связан в первую очередь с реализацией ряда крупных инвестиционных проектов, обусловленных развитием существующих промышленных предприятий.

Ставропольская ГРЭС

Невинномысская ГРЭС (ПАО «Энел Россия»), Краснодарская ТЭЦ (ООО «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго»)
  • играет ключевую роль в поддержании системной надежности ОЭС Юга;
  • большой диапазон регулирования мощности, скорость набора и сброса нагрузки, что обеспечивает максимальные возможности электростанции в покрытии графика потребления.

Адлерская ТЭС

Сочинская ТЭС (АО «Интер РАО — Электрогенерация»), Невинномысская ГРЭС (ПАО «Энел Россия»), Краснодарская ТЭЦ (ООО «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго»)
  • обеспечивает надежное электро- и теплоснабжения объектов спортивной и туристической инфраструктуры в г. Сочи;
  • современные газотурбинные технологии производства электрической энергии, которые обеспечивают высокие показатели эффективности;
  • большой диапазон регулирования мощности, скорость набора и сброса нагрузки, что обеспечивает максимальные возможности электростанции в покрытии графика потребления.

Грозненская ТЭС

ГЭС Северного-Кавказа ПАО «Русгидро» («Дагестанский филиал», «Кабардино-Балкарский филиал», «Карачаево-Черкесский филиал», «Северо-Осетинский филиал»)
  • крупнейшая электростанция в регионе, обладает высокими показателями эффективности, которые обеспечиваются за счет современных газотурбинных технологий;
  • газовые турбины Грозненской ТЭС обладают высокой степенью маневренности, а также обеспечивают прикрытие пиковых нагрузок в условиях маловодности ГЭС в регионе.

    ОЭС Урала

    Сургутская ГРЭС-1

    Нижневартовская ГРЭС (АО «Интер РАО — Электрогенерация»), Сургутская ГРЭС-2 (ПАО «Юнипро), Уренгойская ГРЭС и Няганская ГРЭС (ПАО «Фортум»)
    • основным и резервным топливом является попутный нефтяной газ приобских месторождений;
    • основными потребителями электроэнергии генерирующих мощностей являются нефтегазодобывающие компании, расположенные на территории Тюменской области.

    В соответствии со схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2020–2026 гг. прогнозируются относительно невысокие темпы прироста спроса в ОЭС Урала, которые определяются развитием экономики и, прежде всего, особенностями развития профилирующих производств нефте-, газодобычи и металлургии.

    Троицкая ГРЭС

    Рефтинская ГРЭС (ООО «Сибирская генерирующая компания»), Южно-Уральская ГРЭС (АО «Интер РАО — Электрогенерация»), и Курганская ТЭЦ (ПАО «Фортум»)
    • высокая востребованность генерирующего оборудования ввиду близости электростанции к крупным энергоемким потребителям.

    Серовская ГРЭС

    Яйвинская ГРЭС (ПАО «Юнипро»), Нижнетуринская ГРЭС (ПАО «Т ПЛЮС»)
    • расположение в Серово-Богословском узле, в котором присутствуют энергоемкие производства стали, алюминия и ферросплавов;
    • в 2015 г. введено в эксплуатацию высокоэффективное парогазовое оборудование (ПГУ-420) с низкой топливной составляющей.
    Доля рынка электростанций ОГК-2 в разбивке по региональным энергосистемам

    Филиалы

    Регионы сбыта / объединенные энергосистемы (ОЭС)

    Доля рынка, %

    Комментарии по изменению доли рынка

    Доля в ОЭС по электроэнергии, %

    Доля в ОЭС по мощности, %

    2019

    2020

    2019

    2020

    Киришская ГРЭС

    ОЭС Северо-Запада

    8,68

    5,07

    13,92

    14,53

    Снижение доли выработки электрической энергии связано с инициативами Системного оператора в условиях схемно-балансовой обстановки ОЭС Северо-Запада, а также с выводом блока станции из эксплуатации и ремонтом генерирующего оборудования. Увеличение доли в ОЭС Северо-Запада по мощности связано с выводом из эксплуатации блока Ленинградской АЭС установленной мощностью 1 000 МВт.

    Псковская ГРЭС

    0,22

    0,18

    2,36

    2,5

    Снижение доли выработки электрической энергии связано с работой электростанции по инициативе Системного оператора в условиях схемно-балансовой обстановки ОЭС Северо-Запада. Увеличение доли в ОЭС Северо-Запада по мощности связано с выводом из эксплуатации блока Ленинградской АЭС установленной мощностью 1 000 МВт.

    Рязанская ГРЭС

    ОЭС Центра

    0,65

    0,66

    5,95

    5,84

    Востребованность угольной генерации в ОЭС Центра остается на достаточно низком уровне. Снижение установленной мощности связанно с выводом блока ГРЭС-24 из эксплуатации.

    Череповецкая ГРЭС

    1,42

    1,23

    2,05

    2,06

    Снижение доли выработки электрической энергии связано со сложившейся схемно-балансовой ситуации в ОЭС Центра. Доля установленной мощности осталась практически на том же уровне.

    Новочеркасская ГРЭС

    ОЭС Юга

    7,50

    6,67

    9,08

    8,70

    Снижение доли выработки электрической энергии связано со сложившейся схемно-балансовой ситуации в ОЭС Юга. Снижение доли установленной мощности связано со вводом в эксплуатацию в ОЭС Юга новых генерирующих мощностей.

    Ставропольская ГРЭС

    4,90

    3,99

    9,75

    9,34

    Снижение доли выработки электрической энергии связано со сложившейся схемно-балансовой ситуации в ОЭС Юга. Снижение доли установленной мощности связано со вводом в эксплуатацию в ОЭС Юга новых генерирующих мощностей.

    Грозненская ТЭС

    0,65

    1,27

    1,45

    1,39

    Увеличение выработки электрической энергии связано с увеличением загрузки оборудования по инициативе Системного оператора в условиях схемно-балансовой обстановки в ОЭС Юга.

    Адлерская ТЭС

    1,66

    1,82

    1,48

    1,41

    Увеличение доли выработки электрической энергии связано со схемно-балансовой ситуаций в ОЭС Юга.

    Троицкая ГРЭС

    ОЭС Урала

    0,46

    0,38

    2,45

    2,44

    Снижение доли выработки электрической энергии связано с работой электростанции по инициативе Системного оператора в условиях схемно-балансовой обстановки ОЭС Урала.

    Серовская ГРЭС

    1,07

    1,23

    0,84

    0,84

    Увеличение доли в выработке электроэнергии связано со сложившейся схемно-балансовой ситуации в ОЭС Урала, а именно снижением выработки ГЭС.

    Сургутская ГРЭС-1

    7,02

    6,48

    6,21

    6,24

    Снижение доли в выработке электрической энергии ОЭС Урала связано с ремонтами генерирующего оборудования.

    Показатели установленной мощности и выработки электроэнергии станций ОГК-2 в сопоставлении с основными конкурентами по состоянию на 31.12.2020.

    ОЭС Северо-Запада

    ОЭС Центра

    ОЭС Юга

    * Приблизительное значение, указанное на официальном сайте http://kubanenergo.lukoil.ru/ru/
    ** «Дагестанский филиал», «Кабардино-Балкарский филиал», «Карачаево-Черкесский филиал», «Северо-Осетинский филиал».

    ОЭС Урала

    * С учетом Южно-Уральской ГРЭС-2.

    3.1. Бизнес-модель
    3.2. География деятельности
    3.3. Структура компании
    3.4. Обзор рынка
    3.5. Стратегия развития
    3.6. Анализ результатов деятельности