РИА Аналитикаvid-1.rian.ru/ig/ratings/electroenergy1.pdfВ 2010 году...

«РИА-Аналитика» Центр экономических исследований

Аналитический бюллетень

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА: ТЕНДЕНЦИИ И ПРОГНОЗЫ

ВЫПУСК № 1 ИТОГИ 2010 ГОДА

Москва 2011

РИА-Аналитика / Центр экономических исследований

СОДЕРЖАНИЕ

КЛЮЧЕВЫЕ ИНДИКАТОРЫ ....................................................................................................3

1. ОСНОВНЫЕ ТЕНДЕНЦИИ......................................................................................................4

2. ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ..........................................................................5

2.1. ОБЪЕМ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.....................................................................5

2.2. ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РЕГИОНАХ.........................................................7

2.3. ГЕНЕРИРУЮЩАЯ СТРУКТУРА ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ..................11 2.3.1. Тепловые электростанции .................................................................11 2.3. Гидроэлектростанции ............................................................................15 2.3.3. Атомные электростанции ..................................................................18 2.3.4. Электростанции промышленных предприятий ...........................20

3. ВНУТРЕННИЙ РЫНОК...........................................................................................................21

3.1. ОБЪЕМ ПОТРЕБЛЕНИЯ ............................................................................................................21

3.2. ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РЕГИОНАХ.........................................................21

3.3. ЦЕНЫ НА ВНУТРЕННЕМ РЫНКЕ.........................................................................................28

4. ВНЕШНЯЯ ТОРГОВЛЯ (САЛЬДО-ПЕРЕТОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ) ...30

5. УСТАНОВЛЕННЫЕ МОЩНОСТИ.................................................................................32

6. ФИНАНСОВОЕ СОСТОЯНИЕ ОТРАСЛИ ................................................................35

6.1. ПРИБЫЛЬ ОТРАСЛИ ..................................................................................................................35

6.2. РЕНТАБЕЛЬНОСТЬ......................................................................................................................37

6.3. ФИНАНСОВАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ..........................................................................................39

7 ФИНАНСОВОЕ СОСТОЯНИЕ КОМПАНИЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ....................................................................43

7.1. ПРИБЫЛЬ КОМПАНИЙ.............................................................................................................43

7.2. РЕНТАБЕЛЬНОСТЬ КОМПАНИЙ...........................................................................................44

7.3. ПЛАТЕЖЕСПОСОБНОСТЬ КОМПАНИЙ.............................................................................47

7.4. ЛИКВИДНОСТЬ КОМПАНИЙ..................................................................................................52

Аналитический бюллетень / Электроэнергетка: Тенденции и прогнозы 2



КЛЮЧЕВЫЕ ИНДИКАТОРЫ ОСНОВНЫЕ ФАКТЫ

Спрос на электроэнергию в России в 2010 году увеличился до рекордного максимума. Около 30% прироста спроса на электроэнергию обеспечили температурные аномалии в I и III кварталах. Ухудшение гидрологической ситуации стимулировало рост производства на тепловых электростанциях и

АЭС. Среднегодовая цена электроэнергии на конкурентном рынке в Европейской зоне в 2010 году была более чем

на 30% выше, чем годом ранее. РусГидро резко снизила производство электроэнергии, но, тем не менее, стала одной из наиболее

финансово успешных энергокомпаний. Китай становится одним из крупнейших зарубежных рынков сбыта российской электроэнергии. Ввод новых генерирующих мощностей в 2010 году составил 2.9 ГВт, но в 2011 году этот показатель

может увеличиться почти в 3 раза. По прогнозу рост электропотребления в 2011 году составит 4%.

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Показатель 2010 г. % к 2009 г. Выработка электроэнергии, млн. кВт ч 1004729.6 105.0

Электропотребление, млн. кВт ч 988960.6 104.9

Сальдо перетоков электроэнергии, млн. кВт ч -15769.0 110.4

Установленная мощность электростанций ЕЭС России, МВт

214.87 101.4

Потребление электроэнергии в России

900

920

940960

980

1000

1020

2005 2006 2007 2008 2009 2010

млрд

. кВт ч

Производство электроэнергии в России

600

700

800

900

1000

1100

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

млрд

. кВт ч

Установленная мощность электростанций ЕЭС России

200

205

210

215

220

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

МВт

ФИНАНСОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ Производство, передача и распределение электроэнергии

Показатель 11 мес. 2010 г.

% к 11 мес. 2009 г.

Сальдо прибылей и убытков, млрд. руб. +296.7 147.6 Доля прибыльных предприятий, % 71.5 Объем просроченной задолженности по кредитам и займам, млрд.руб. 2.8 110.4

Доля в просроченной задолженности по кредитам и займам, % 3.5

9 мес. 2010 9 мес. 2009Рентабельность продаж, % 10.0 10.8 Рентабельность активов, % 4.7 3.6 Коэффициент автономии, % 59.3 61.6 Коэффициент текущей ликвидности, % 237.8 203.8

Динамика сальдо прибылей и убытков отрасли

0

50

100

150

200

250

300

350

2007 2008 2009 11 мес. 2010

млн.

руб

.


1. ОСНОВНЫЕ ТЕНДЕНЦИИ В 2010 году российская электроэнергетика работала в условиях увеличивающегося спроса на электроэнергию за счет посткризисных восстановительных процессов в экономике, а также за счет климатического форс-мажора. В январе-феврале 2010 года средняя температура в рамках Единой энергосистемы была на 5.5 градуса ниже, чем за тот же период 2009 года. Аномальные морозы вызвали увеличение потребления электроэнергии в этот период более чем на 6% по сравнению с январем-февралем 2009 года. Аномальная жара в июле-августе также привела к росту потребления электроэнергии в Европейской части России. Так, в Кубанской энергосистеме в этот период был достигнут исторический максимум потребления мощности. Засуха усугубила неблагоприятную гидрологическую ситуацию в Волжско-Камском бассейне. В целом по России потребление электроэнергии в 2010 году выросло на 4.3%, а ее производство – на 4.4%, но из-за неблагоприятной гидрологической обстановки гидроэлектростанции снизили выработку на 4.4%.

В 2010 году произошло дальнейшее увеличение доли продаж электроэнергии по нерегулируемым ценам. В результате рынок электроэнергии стал более зависим от конъюнктуры. В периоды аномальных температурных перепадов наблюдался резкий рост средней цены приобретения электроэнергии промышленными предприятиями. Вместе с тем рост цен на электроэнергию происходил медленнее, чем рост цен на топливо. Поэтому многие генерирующие компании ухудшили свое финансовое положение по итогам года, несмотря на рост доходов.

В 2010 году электроэнергетика продолжала оставаться одной из самых инвестиционно активных отраслей российской промышленности. Рост инвестиций составил по сравнению с 2009 годом 28%, а ввод новых генерирующих мощностей был в 2.3 раза больше, чем в 2009 году. Наиболее крупные энергетические объекты, введенные в строй в 2010 году, – энергоблоки Ростовский АЭС, Шатурской ГРЭС и Калининградской ТЭЦ-2. В течение года происходило активное восстановление мощностей Саяно-Шушенской ГЭС, выведенной из строя в результате аварии в августе 2009 года.

В 2010 году электроэнергетика продолжала оставаться одной из самых инвестиционно активных отраслей российской промышленности

В 2011 году ожидается дальнейший поступательный рост спроса на электроэнергию и ее производство. При этом ввод новых генерирующих мощностей должен превзойти результат 2010 года почти в 3 раза.

Таблица 1 Баланс электрической энергии по ЕЭС России

Показатели 2010 год, млн. кВт ч 2010/2009, % 2010/2008, % Выработка электроэнергии 1004729.6 105.0 99.8 Электропотребление 988960.6 104.9 99.9 Сальдо перетоков электроэнергии -15769.0 110.4 93.5

Источник: АО «Системный оператор ЕЭС»



2. ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 2.1. ОБЪЕМ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Производство электроэнергии в России в 2010 году вышло на докризисный уровень (см. рисунок 1) – 1025 млрд. кВт ч по данным СО ЕЭС и 1037 млрд. кВт ч по данным Росстата. По сравнению с 2009 годом рост составил 4.4%.

В том числе в рамках Единой энергосистемы (ЕЭС) выработано 1004.7 млрд. кВт ч, что на 4.9% больше, чем в 2009 году. По сравнению с 2008 годом фактическое производство в ЕЭС снизилось на 0.2%, но если сделать поправку на дополнительный день високосного года, то производство за этот период увеличилось на 0.1%.

Результаты года в отрасли частично обусловлены восстановлением спроса со стороны реального сектора экономики (см. рисунок 2), а также, в немалой степени, температурными аномалиями в начале года и в III квартале (см. рисунок 3). Отметим, что рост производства в июле и августе был вызван повышением, а не снижением температур, что случается довольно редко. 11 августа в Кубанской энергосистеме был достигнут исторический максимум потребления мощности. Это был первый случай в истории ЕЭС России, когда рекордное значение максимума потребления мощности в энергосистеме было достигнуто в летнее время.

По оценке экспертов «РИА-Аналитика», аномальный холод в январе-феврале и аномальная жара в июле-августе дали дополнительный спрос на электроэнергию примерно на 14 млрд. кВт ч. То есть без климатического фактора рост производства по сравнению с 2009 годом был бы скромнее – примерно 2%.

Погодные аномалии 2010 года дали дополнительный спрос на электроэнергию 14 млрд. кВт ч

Еще одной характерной особенностью 2010 года стала неблагоприятная гидрологическая ситуация в Европейской части России, которая отчасти также была вызвана аномальной жарой, а отчасти цикличным характером данного феномена. Как результат, произошло резкое снижение производства на гидроэлектростанциях. Вынужденное снижение производства на ГЭС на фоне растущего спроса было компенсировано увеличением выработки на тепловых электростанциях и АЭС.

Также положительное влияние на результат отрасли в 2010 году оказал рост внешнего спроса на российскую электроэнергию со стороны Китая, который стимулировал увеличение производства на дальневосточных ГЭС.

В 2011 году Минэнерго ожидает рост потребления электроэнергии на 2% и примерно такой же рост ее производства.

Как видно из нижеприведенных графиков, имеет место устойчивая статистическая зависимость между производством



электроэнергии, темпом роста промпроизводства и изменением средних температур.

Анализ годовых данных позволил построить двухфакторную модель, описывающую взаимосвязь между темпами роста производства электроэнергии, темпами роста промпроизводства и изменением среднегодовых температур.

На основе модели был построен прогноз, в соответствии которым при темпах роста промпроизводства на 6% и отсутствии температурных аномалий производство электроэнергии в 2011 году вырастет на 4%. Учитывая возможное увеличение экспорта, производство электроэнергии вырастет на 4-4.5%.

Производство электроэнергии в 2011 году может вырасти на 4%

Рост потребления электроэнергии, по прогнозам экспертов «РИА-Аналитика», составит 3-3.5%.

Рисунок 1

600

650

700

750

800

850

900

950

1000

1050

млрд

. кВт

ч

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Производство электроэнергии в России

Источник: Росстат

Рисунок 2

Соотношение динамики промышленного производства и изменения объемов производства электроэнергии

-8-6-4-202468

янв.0

9фев.0

9

мар.0

9апр.0

9

май.0

9

июн.0

9

июл.0

9авг

.09сен

.09окт.0

9ноя.0

9дек.0

9янв.1

0фев.1

0

мар.1

0апр.1

0

май.1

0

июн.1

0

июл.1

0авг

.10сен

.10окт.1

0ноя.1

0дек.1

0

млрд

. кВт

ч

-20-15-10-505101520

Рост

промы

шленного

производства

, %

разница производства электороэнергии по отношению к аналогичному периоду предыдущего года, млрд. кВт ч

темп роста промышленного производоства по отношению к аналогичному периоду прошлого года

Источник: Росстат, расчет РИА-Аналитика



Рисунок 3

Соотношение между колебаниями температуры воздуха и изменением объемов производства электроэнергии

-6-4-202468

10

янв.0

9фев.0

9

мар.0

9апр.0

9

май.0

9

июн.0

9

июл.0

9авг

.09сен

.09окт.0

9ноя.0

9дек.0

9янв.1

0фев.1

0

мар.1

0апр.1

0

май.1

0

июн.1

0

июл.1

0авг

.10сен

.10окт.1

0ноя.1

0дек.1

0

млрд

. кВт

ч

-8-6-4-202468

С°

обратная разница температур по отношению к соответствующему периоду предыдущего года С °разница производства электороэнергии по отношению к аналогичному периоду предыдущего года, млрд. кВт ч

Источник: СО ЕЭС, Росстат, расчет РИА-Аналитика

2.2. ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РЕГИОНАХ Среди региональных объединенных энергосистем практически везде наблюдался рост производства электроэнергии по сравнению с 2009 годом. Исключением стала только ОЭС Средняя Волга (см. таблицу 2), что объясняется неудовлетворительной гидрологической ситуацией и маловодностью местных водохранилищ. При этом не все ОЭС вышли на докризисный уровень производства. Опять же наибольшее отставание наблюдается в ОЭС Средняя Волга. Это обусловлено не только падением производства на ГЭС, но и тем, что в регионах, входящих в эту энергосистему, велика доля машиностроительного сектора в структуре промышленного производства, в особенности - автомобилестроительного, который, хотя и показал высокие темпы роста по сравнению с 2009 годом, но еще существенно отстает от докризисного уровня производства.

Также отметим, что наивысший темп роста производства по сравнению с докризисным уровнем продемонстрировали энергетики ОЭС Восток. При этом, как видно из таблицы 3, у ОЭС Восток наблюдался один из самых высоких приростов производства электроэнергии по сравнению с 2008 годом в абсолютном выражении, а по приросту, нормированному на установленную мощность, эта энергосистема является абсолютным лидером. Отчасти это связано с тем, что на Дальнем востоке кризис не оказал такого сильного негативного влияния на промышленное производство. В 2010 году по отношению к 2008 году промышленное производство в Дальневосточном Федеральном округе выросло почти на 11% – это лучший показатель среди всех федеральных округов. Кроме того, как уже говорилось выше, серьезную поддержку местной энергетике оказал спрос на электроэнергию со стороны КНР, поставки в которую выросли за год почти на треть.

Энергетики ОЭС Востока продемонстрировали наивысший темп роста производства электроэнергии по сравнению с докризисным уровнем



Таблица 2 Выработка электроэнергии объединенными энергосистемами (ОЭС)

ОЭС 2010 год, млн. кВт ч 2010/2009, % 2010/2008, %

Восток (с учетом изолированных систем) 31089.7 106.2 108.2 Сибирь (с учетом изолированных систем) 200538.3 103.7 98.5 Урал 250471.0 107.5 100.9 Средняя Волга 109510.0 99.7 94.6 Центр 236513.9 105.3 99.9 Северо-Запад 101360.0 103.9 100.7 Юг 75246.7 108.7 103.2

Источник: СО ЕЭС

Таблица 3 Прирост производства в ОЭС

2010 к 2009 году 2010 к 2008 году

ОЭС млн. кВт ч

Прирост производства к установленной

мощности млн. кВт ч

Прирост производства к установленной

мощности Восток (с учетом изолированных систем) 1828.8 0.20 2346.4 0.26

Сибирь (с учетом изолированных систем) 7114.4 0.15 -2990.9 -0.06

Урал 17448.3 0.40 2347.1 0.05 Средняя Волга -356.1 -0.01 -6298.9 -0.24 Центр 11805.9 0.24 -248.9 -0.005 Северо-Запад 3762.4 0.17 696 0.03 Юг 6015.1 0.34 2337 0.13

Источник: СО ЕЭС, расчет РИА-Аналитика

В региональном разрезе наибольший прирост производства электроэнергии по отношению к 2009 году (как и по отношению к 2008 году) продемонстрировали Республика Калмыкия и Брянская область. Однако объемы производства в этих регионах очень незначительны. Из наиболее крупных энергопроизводящих регионов отметим существенный прирост выработки по отношению к докризисному уровню в Амурской области (рост на треть по сравнению с 2008 годом). Такой существенный результат обусловлен вышеупомянутым увеличением поставок в КНР электроэнергии, вырабатываемой на местных ГЭС. Также существенный прирост производства электроэнергии (на 26.4% по сравнению с 2009 годом и на 16.4% по сравнению с 2008 годом) отмечен в Ростовской области за счет пуска в эксплуатацию второго энергоблока Ростовской АЭС. Интересным фактом можно также считать увеличение производства электроэнергии в Москве в 2010 году по сравнению с 2009 годом. Этот феномен полностью обусловлен фактором аномальной жары. В последние годы производство электроэнергии в столице практически непрерывно снижалось. Еще по итогам I полугодия спад производства

Из-за аномальной жары рост производства электроэнергии в Москве достиг рекордных темпов.



по сравнению с аналогичным периодом 2009 года составлял более 3%. Однако в июле отмечен небывалый для столицы прирост на 15% по сравнению с аналогичным месяцем 2009 года, в августе – на 28.5%. В результате по итогам года был отмечен рост на 4.5%, что можно считать рекордом. По этой же причине производство в Московской области увеличилась за год почти на 15%.

Наиболее сильное снижение производства электроэнергии в 2010 году, как и в 2009 году, наблюдалось в Республике Хакасии, что обусловлено выбытием мощностей на Саяно-Шушенской ГЭС в связи с аварией. Однако отметим, что в течение 2010 года происходил быстрый рост производства в этом регионе. В декабре 2010 года объем производства в Хакасии был в 5.7 раза выше, чем в январе. Это связано с введением в эксплуатацию четырех из шести энергоблоков СШГЭС.

На долю десяти крупнейших регионов (ТОР-10) в 2010 году пришлось 48.7% от общего объема производства электроэнергии в стране, на долю ТОР-5 – 31.5%. Такие же соотношения были зафиксированы в 2009 году, но по сравнению с 2008 годом они немного выросли – соответственно на 0.7 и 0.9 процентных пункта.

Таблица 4 Производство электроэнергии в регионах России (в порядке убывания)

Регион 2010, млрд. кВт ч 2010/2009, % 2010/2008, % Тюменская область 95653.4 105.9 107.4 Иркутская область 62446.7 108.0 101.7 Красноярский край 61872.7 103.2 103.5 Свердловская область 52442.1 105.7 99.1 г. Москва 50536.7 104.5 95.1 Саратовская область 42068.6 99.5 98.1 Ленинградская область 41742.3 106.8 100.4 Тверская область 32850.4 106.0 101.1 Московская область 29774.6 114.7 107.8 Пермский край 29664.3 102.7 91.3 Кемеровская область 26660.1 110.1 100.2 Курская область 29446.0 104.4 121.9 Челябинская область 26640.0 104.9 91.8 Ростовская область 25646.2 126.4 116.4 Республика Башкортостан 25226.9 113.3 103.4 Республика Татарстан 24593.3 109.1 98.1 Смоленская область 24377.1 98.1 96.9 Самарская область 21833.4 92.1 86.7 Оренбургская область 18110.3 121.7 106.7 Мурманская область 17892.4 104.0 100.0 Ставропольский край 17445.0 105.3 96.2 г. Санкт-Петербург 15188.4 100.4 111.9 Волгоградская область 15024.4 92.4 91.3 Новосибирская область 15531.1 111.4 114.2 Республика Хакасия 13636.6 71.8 63.1




Регион 2010, млрд. кВт ч 2010/2009, % 2010/2008, % Костромская область 13611.2 104.7 91.8 Амурская область 12743.5 110.5 134.8 Воронежская область 12677.6 97.8 89.7 Рязанская область 10271.0 105.5 76.3 Нижегородская обл. 10022.0 94.1 91.3 Приморский край 9403.4 105.8 97.9 Республика Коми 9183.3 98.0 97.7 Архангельская область 7687.4 102.6 97.4 Вологодская область 7600.2 111.1 97.4 Республика Саха (Якутия) 7309.0 104.0 94.7 Хабаровский край 7153.7 99.0 92.0 Алтайский край 7127.1 110.4 108.1 Тульская область 6958.7 107.9 94.1 Омская обл. 6923.0 105.7 94.5 Забайкальский край 6753.2 97.0 99.1 Краснодарский край 6342.1 102.7 94.1 Республика Дагестан 5535.3 101.4 116.1 Томская область 5084.3 111.0 107.7 Чувашская Республика 4890.4 103.0 95.0 Республика Бурятия 4880.3 115.9 86.7 Республика Карелия 4802.9 93.7 90.8 Липецкая обл. 4385.3 108.1 97.9 Кировская обл. 4358.0 91.3 93.3 Ярославская обл. 4280.8 99.4 98.8 Ульяновская область 3196.2 101.0 97.9 Калининградская обл. 3180.8 119.2 111.0 Удмуртская Республика 2966.1 97.5 92.8 Сахалинская обл. 2958.0 107.3 105.9 Астраханская обл. 2644.2 100.4 87.7 Ивановская область 2319.0 98.3 91.3 Псковская область 2245.4 120.2 116.8 Магаданская область 2230.3 102.0 99.6 Владимирская обл. 1967.3 95.3 91.0 Курганская область 1856.8 107.4 94.9 Камчатский край 1693.9 100.7 100.4 Пензенская обл. 1500.5 94.6 82.7 Орловская область 1347.7 109.6 95.6 Карачаево-Черкесская Республика 1313.4 110.9 105.9 Республика Мордовия 1268.3 94.6 83.9 Тамбовская область 1171.6 88.8 86.4 Республика Марий Эл 1166.7 107.8 91.7 Белгородская обл. 939.4 115.9 112.5 Чукотский АО 560.2 97.1 91.9 Брянская обл. 143.3 В 2.6 р. В 3.7 р. Калужская обл. 207.8 102.1 97.7 Новгородская обл. 735.9 111.7 74.8 Республика Северная Осетия 412.9 110.1 116.4 Кабардино-Балкарская Республика 402.0 94.3 92.3



Регион 2010, млрд. кВт ч 2010/2009, % 2010/2008, % Республика Адыгея 93.6 102.7 104.0 Республика Тыва 77.3 95.8 142.6 Республика Калмыкия 21.0 В 210 р. В 44 р. Республика Алтай 40546 106.7 63.7 Республика Ингушетия 0.0 - - Чеченская Республика 0.0 - - Еврейская АО 0.0 - -

Источник: Росстат, расчет РИА-Аналитика

2.3. ГЕНЕРИРУЮЩАЯ СТРУКТУРА ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В структуре производства электроэнергии в 2010 году произошли существенные изменения. В частности, зафиксировано резкое снижение доли ГЭС в общем объеме производства. По этому показателю 2010 год стал для ГЭС одним из худших за последнее десятилетие (более низкая доля была отмечена только в 2008 году, когда наблюдалась схожая гидрологическая обстановка). Снижение производства на ГЭС пришлось компенсировать за счет более дорогой энергии тепловых электростанций. Доля АЭС осталась на уровне 2009 года, хотя объем производства на атомных станциях вырос.

Таблица 5 Доли ТЭС, ГЭС, АЭС в общем объеме выработки электроэнергии, % Год ТЭС ГЭС АЭС 2005 66,0 18,3 15,7 2006 66,6 17,7 15,7 2007 66,6 17,6 15,8 2008 68,3 16,0 15,7 2009 65,7 17,8 16,5 2010 67,3 16,2 16,5


2.3.1. Тепловые электростанции Объем производства электроэнергии на ТЭС в целом по России, согласно данным Росстата, увеличился в 2010 году по сравнению с 2009 годом на 7.3% до 699 млрд. кВт ч. Как видно из рисунка 4, это один из лучших результатов в истории. Более высокий объем производства был зафиксирован только в 2008 году.

В Единой энергосистеме объем производства на ТЭС составил по итогам 2010 года 620.8 млрд. кВт ч, что на 7.6% превысило результат 2009 года (данные СО ЕС).

Рост производства был обусловлен увеличением потребления в связи с восстанавливающейся экономикой и температурным фактором, а также по причине неблагоприятной гидрологической обстановки, в результате чего спад производства на ГЭС пришлось компенсировать

Из-за ухудшения гидрологической ситуации и снижения производства на ГЭС выработка электроэнергии на тепловых электростанциях увеличилась на 7.3%


увеличением выработки на станциях других типов генерации, преимущественно - тепловых.

На рисунке 5 представлена структура производства на тепловых электростанциях. Как видно из рисунка, доля производства на ТЭЦ была почти вдвое выше, чем на КЭС, хотя их установленные мощности практически равны. Это связано с температурным режимом 2010 года (аномальными морозами) и возросшим спросом на тепловую электроэнергию, который предопределил приоритетную загрузку ТЭЦ, работающих как в электрическом, так и в тепловом режиме одновременно.

Рисунок 4

400

450

500

550

600

650

700

750

800

млрд

. кВт

ч

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Производство электроэнергии на ТЭС


Рисунок 5

Структура производства на тепловых электростанциях в 2010 году

блок-станции КЭС

0,03%

газотурбинные электростанции (ГТЭС) общего назначения

3,23%дизельные электростанции (ДЭС) общего назначения

2,03%

блок-станции ТЭЦ

3,90%

изолированные тепловые электростанции

0,69%

конденсационные электростанции (КЭС) общего назначения

27,50%

теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) общего назначения

62,63%


Из анализа динамики производства в региональном разрезе (см. таблицу 6) видно, что наибольшее увеличение производства на ТЭС по сравнению с 2009 годом произошло в ОЭС Сибирь и Средняя Волга,



что вполне понятно. В этих регионах наибольшая доля гидрогенерации, которую пришлось замещать повышенной загрузкой тепловых электростанций. При этом на Дальнем Востоке, где также сильно представлены гидрогенерирующие мощности, рост производства на ТЭС был минимальным из всех ОЭС, так как там гидрологическая обстановка была, напротив, благоприятной.

Отметим, что из всех ОЭС на докризисный уровень производства тепловые электростанции вышли только на Северо-Западе. Это связано с ремонтом, проводимым на Ленинградской АЭС в 2009-2010 годах, в результате чего снижение производства атомной электроэнергии пришлось восполнять увеличением производства на местных ТЭС. По этой же причине коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) на ТЭС в ОЭС Северо-Запад превзошел уровень 2008 года. Из остальных ОЭС превышение КИУМ 2010 года над показателем 2008 года отмечено только в ОЭС Урала, где доля ТЭС в общем объеме производства электроэнергии самая большая.

Таблица 6 Выработка электроэнергии на ТЭС объединенных энергосистемам (ОЭС)

ОЭС 2010 год, млн. кВт ч

Доля в общем объеме выработанной в ОЭС электроэнергии, %

2010/2009, % 2010/2008, %

Восток 19619.9 63.1 103.7 68.3 Сибирь 101146.9 50.4 109.9 91.2 Урал 223108.1 89.1 106.3 99.5 Средняя Волга 56390.0 51.5 109.1 97.3 Центр 136154.2 57.6 108.6 96.6 Северо-Запад 42383.6 41.8 107.2 104.8 Юг 41996.2 55.8 107.4 97.0


Таблица 7 Коэффициенты использования установленной мощности ТЭС

ОЭС 2010 2009 2008 Восток (с учетом изолированных систем) 37.7 37.8 40.3 Сибирь (с учетом изолированных систем) 53.5 48.7 57.4 Урал 66.9 62.8 66.7 Средняя Волга 42.1 40.1 44.8 Центр 47.3 42.9 49.5 Северо-Запад 46.4 43.2 43.9 Юг 50.4 47.7 52.9


В таблице 8 приведены данные по тем генерирующим компаниям, которые опубликовали информацию о своей производственной деятельности. У всех ОГК и почти всех ТГК генерация электроэнергии осуществляется только на тепловых

Почти все ОГК и ТГК увеличили производство электроэнергии в 2010 году



электростанциях. Почти все из представленных компаний увеличили производство по сравнению с 2009 годом. Исключение составили ТГК, входящие в структуру КЭС-Холдинга. Компания объяснила снижение производства тем, что прирост потребления электроэнергии в ОЭС Урала и ОЭС Центра в течение 2010 года покрывался в основном за счет крупных ГРЭС (входят в ОГК), чьи затраты на ее производство ниже, чем у ТЭЦ, принадлежащих компании. В наибольшей мере этот фактор отразился на выработке ТГК-9 из-за конкурентного влияния крупных ГРЭС региона: Сургутских ГРЭС-1 и ГРЭС-2, Нижневартовской, Пермской, Рефтинской, Кармановской ГРЭС. В наименьшей степени пострадала Волжская ТГК, так как генерирующие предприятия компании расположены в ОЭС Средней Волги, где из-за дефицита водных ресурсов произошло снижение загрузки крупных гидроэлектростанций.

Из всех представленных в таблице компаний рост производства по сравнению с 2008 годом отмечен только у четырех: ОГК-5, ТГК-1, ТГК-3 (Мосэнерго) и ТГК-12 (Кузбассэнерго).

Сейчас довольно сложно спрогнозировать уровень производства на ТЭС, так как он диктуется не только спросом на электроэнергию, но и природными факторами. Если в 2011 году гидрологическая ситуация будет лучше, чем в 2010 году, то в этом случае можно предположить, что нагрузка перераспределится на ГЭС, и производство на ТЭС в 2011 году если и возрастет, то сравнительно немного (на 1-2%).

Таблица 8 Производство электроэнергии

крупнейшими тепловыми генерирующими компаниями, млрд. кВт ч Энергетические компании 2010 год 2010/2009 % 2010/2008 %

ОГК-2 47.586 100.9 95.7 ОГК-3 32.134 108.8 94.8 ОГК-4 55.791 103.4 98.4 ОГК-5 45.145 109.4 105.0 ОГК-6 34.886 120.5 89.8 ТГК-1 27.162 101.5 100.9 ТГК-2 9.392 100.1 89.2 ТГК-3 (Мосэнерго) 65.640 105.2 102.0 ТГК-4 (Квадра) 11.146 104.4 86.2 КЭС-Холдинг 61.750 97.8 90.2 В том числе: ТГК-5 10.410 97.9 90.3 ТГК-6 11.600 97.0 86.0 ТГК-7 (Волжская) 25.270 99.5 90.1 ТГК-9 14.470 94.8 83.9 ТГК-12 (Кузбассэнерго) 24.244 109.1 102.6 ТГК-13 12.520 111.0 87.9 Иркутскэнерго (тепловые электростанции) 12.500 113.3 77.8

Источник: Данные компаний



2.3. Гидроэлектростанции В 2010 году российские ГЭС выработали, согласно данным Росстата, 168.2 млрд. кВт ч электроэнергии, что на 4.4% ниже, чем в 2009 году. В последний раз более низкий результат был отмечен в 2008 году (см. рисунок 6). Как уже говорилось выше, снижение производства было обусловлено неблагоприятной гидрологической обстановкой на реках Волжско-Камского каскада, где выработка электроэнергии в 2010 году по сравнению с 2009 годом уменьшилась на 6 млрд. кВт ч (на 14.2%)

Кроме того, на общем результате сказалась авария на Саяно-Шушенской ГЭС. По причине выбытия из строя ее мощностей, снижение производства в целом по Ангаро-Енисейскому бассейну составило в 2010 году 2.3 млрд. кВт ч, или 2.7%.

Из-за аварии на Саяно-Шушенской ГЭС производство на Ангаро-Енисейском каскаде снизилось на 2.7%

В структуре производства на гидроэлектростанциях основная часть произведенной электроэнергии (более 99%) выработана на станциях общего назначения. Остальные менее 1% – на блок-станциях ГЭС и аккумулирующих ГАЭС.

Отметим, что в течение 2010 года в российской гидроэнергетике произошло два нештатных инцидента: террористические диверсии на Баксанской ГЭС и Ирганайской ГЭС. Выбытие из строя на несколько месяцев последней было особенно чувствительно, так она является второй по мощности ГЭС на Северном Кавказе (400 МВт).

Как уже говорилось выше, выработка на ГЭС в 2011 году во многом будет определяться гидрологической обстановкой. В силу характера цикличности этого фактора, существует большая вероятность, что в 2011 году гидрологическая ситуация будет лучше, чем в 2010 году, и производство на ГЭС возрастет. Однако пока данные по уровню водохранилищ в Волжском регионе не подтверждают это предположение. Согласно информации Федерального агентства по водным ресурсам, в середине января 2011 года уровень воды на Волгоградском водохранилище был немного (на 3%) ниже, чем в прошлом году. Впрочем ситуация в дальнейшем еще будет зависеть от сравнительных уровней снежных осадков.

Рисунок 6

140

145

150

155

160

165170

175

180

млрд.

кВт

ч

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Производство электроэнергии на ГЭС




В региональном разрезе отметим, что рост производства по сравнению с 2009 годом наблюдался только на ГЭС, входящих в ОЭС Восток, и некоторых сибирских ГЭС. При этом КИУМ дальневосточных ГЭС существенно превысил аналогичные показатели прошлых лет (см. таблицу). Согласно информации АО «РусГидро», реки Дальнего Востока характеризуются тем, что их годовой сток формируется как за счет весеннего половодья, объем которого определяется накопленными снегозапасами и характером их стаивания, так и за счет длительных дождевых летних паводков, по объему сопоставимых с половодьем. В 2010 году благоприятная гидрологическая обстановка в этом регионе совпала с повышенными запасами водных ресурсов в водохранилищах ГЭС, которые были накоплены к концу 2009 года. Для обеспечения свободной емкости водохранилищ, необходимой для пропуска повышенных расходов в весенне-летний период и в период дождевых паводков, Зейская ГЭС и Бурейская ГЭС в зимний период 2009 года работали с повышенными расходами воды. Как видно из таблицы 11, Зейская и Бурейская ГЭС существенно увеличили объемы производства как по сравнению с 2009 годом, так и по сравнению с 2008 годом.

В Сибирском регионе гидрологическая ситуация, которая определяется теми же факторами, что и на Дальнем Востоке, также была благоприятной. В частности, приточность в водохранилища Саяно-Шушенской ГЭС и Новосибирской ГЭС существенно превышала среднемноголетние значения. Такая же ситуация сложилась на водохранилищах Иркутскэнерго и Красноярской ГЭС. На гидроэлектростанциях Иркутскэнерго рост производства в 2010 году по сравнению с 2009 годом составил 6.9% до 48.9 млрд. кВт ч, на Красноярской ГЭС - 0.04% до 23.19 млрд. кВт ч. Данные по сибирским ГЭС, входящим в состав РусГидро, приведены в таблице. Единственной станцией в этом регионе, снизившей выработку, стала СШГЭС. Причина снижения очевидна, и надо полагать, что в 2011 году действие этого фактора будет снижаться. В течение 2010 года был завершен первый этап восстановления СШГЭС. Были восстановлены и пущены в эксплуатацию гидроагрегаты №6 (в феврале), №5 (в марте), №4 (в августе) и №3 (в декабре), после чего мощность станции составила 2560 МВт.

Гораздо хуже складывалась ситуация в 2010 году в европейской части России. Местные реки характеризуются обильным весенним половодьем и длительным периодом маловодья (межени), в период которого происходит использование накопленных в половодный период запасов водных ресурсов. Дополнительная выработка в период межени возможна за счет кратковременных дождевых паводков. Вследствие аномально жаркой погоды приток воды в III-IV квартале был на 30% меньше среднемноголетней величины, а к концу года на 26% ниже среднемноголетних значений, что, по данным РусГидро, равноценно потере 2.2 – 2.7 млрд. кВтч.



Таблица 9 Выработка электроэнергии на ГЭС объединенных энергосистемам (ОЭС)


Доля в общем объеме, % 2010/2009, % 2010/2008, %

Восток (с учетом изолированных систем) 11461.4 36.9 110.9 138.7

Сибирь (с учетом изолированных систем) 86267.6 43.0 97.3 105.3

Урал 4574.6 1.8 78.2 73.5 Средняя Волга 19849.9 18.1 87.4 88.8 Центр 3421.6 1.4 92.5 106.2 Северо-Запад 12949.0 12.8 92.6 95.5 Юг 19511.3 25.9 94.6 97.0


Таблица 10 Коэффициенты использования установленной мощности ГЭС

ОЭС 2010 2009 2008 Восток (с учетом изолированных систем) 39.2 35.3 28.5 Сибирь (с учетом изолированных систем) 44.4 45.6 42.1 Урал 28.7 36.7 39.0 Средняя Волга 33.4 38.3 37.6 Центр 23.6 25.5 22.1 Северо-Запад 50.8 55.0 53.9 Юг 40.6 43.1 42.2


Таблица 11 Производство электроэнергии на электростанциях ОАО «РусГидро», млн. кВт ч Электростанция ОАО «РусГидро» 2010 2010/2009, % 2010/2008, %

Дальний Восток и Сибирь 28002 86.5 86.7 Бурейская ГЭС 5323 115.4 158.8 Зейская ГЭС 6138 107.3 125.0 Колымская ГЭС 1973 101.5 98.1 Геотерм 415 103.8 101.0 Новосибирская ГЭС 2167 97.9 133.8 Саяно-Шушенская ГЭС 11986 68.6 60.0 Центр 35816 86.6 88.0 Камская ГЭС 1644 78.3 72.6 Воткинская ГЭС 2276 79.0 76.5 Каскад Верхневолжских ГЭС 1508 84.9 117.1 Нижегородская ГЭС 1806 92.4 107.2 Чебоксарская ГЭС 2175 94.3 96.0 Жигулевская ГЭС 9024 83.8 84.2 Саратовская ГЭС 5210 89.6 90.7 Волжская ГЭС 10260 86.6 86.8 Загорская ГАЭС 1914 99.6 99.0 Юг и Северный Кавказ 8178 104.0 112.2 Каскад Кубанских ГЭС 1509 110.5 103.1




Электростанция ОАО «РусГидро» 2010 2010/2009, % 2010/2008, % Карачаево-Черкесский филиал 457 111.5 109.3 Кабардино-Балкарский филиал 354 95.9 92.4 Северо-Осетинский филиал 348 99.7 102.4 Дагестанский филиал 4238 106.9 122.2 Ирганайская ГЭС 1230 87.5 101.3 Зарамагские ГЭС 41 1366.7 - ВСЕГО 71996 88.2 89.7

Источник: ОАО «РусГидро»

2.3.3. Атомные электростанции Объем производства на российских атомных электростанциях в 2010 году достиг исторического рекорда (см. рисунок 7). Кроме того, впервые в истории АЭС выработали за год больше электроэнергии, чем ГЭС.

По данным Росстата, выработка на АЭС составила в 2010 году 170.3 млрд. кВт ч, что на 4.1% больше, чем в 2009 году. Доля производства на АЭС в общем объеме выработки электроэнергии в России осталась на уровне 2009 году, но произошло этого из-за резкого роста производства на ТЭС.

Рост производства на АЭС обусловлен увеличением спроса на электроэнергию и снижением диспетчерских ограничений в связи с падением производства на ГЭС.

Рисунок 7

020406080

100120140160180

млрд

. кВт

ч

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Производство электроэнергии на АЭС


Количественные данные по деятельности атомной энергетики в объединенных энергосистемах представлены в таблице 12. Наибольший прирост обеспечен в ОЭС Юг за счет пуска в эксплуатацию второго энергоблока Ростовской АЭС. Также весомый прирост отмечен в ОЭС Северо-Запад из-за высоких темпов роста производства на Кольской АЭС и окончания ремонта энергоблока №4 на Ленинградской АЭС, который продолжался почти год (с июля 2009 года и до мая 2010 года).

Объем производства на российских атомных электростанциях в 2010 году достиг исторического рекорда


Таблица 12 Выработка электроэнергии на АЭС объединенных энергосистемам (ОЭС)





Таблица 13 Коэффициенты использования установленной мощности АЭС

ОЭС 2010 2009 2008 Урал 74.8 76.5 77.5 Средняя Волга 90.5 89.3 89.3 Центр 80.7 80.2 77.1 Северо-Запад 75.8 72.1 75.9 Юг 89.3 95.0 92.4


Из 10 российских АЭС снижение производства отмечено у четырех (см. таблицу 14). Максимальное увеличение производства зафиксировано у Ростовской АЭС, которая в марте запустила в эксплуатацию второй энергоблок мощностью 1000 МВт. В результате Ростовская АЭС в 2010 году вышла на рекордный уровень производства. Также исторический рекорд в производстве продемонстрировала Курская АЭС.

Отметим, что в октябре 2011 года ожидается пуск в эксплуатацию четвертого блока Калининской АЭС. В связи с этим можно предполагать, что объем производства на российских АЭС снова вырастет. При этом темп роста во многом будет зависеть от возможностей гидроэлектростанций, объем производства которых будет определять степень диспетчерских ограничений для АЭС.

В феврале 2010 года в Калининградской области была заложена Балтийская АЭС. Она будет состоять из двух энергоблоков общей мощностью 2300 МВт. Срок пуска первого энергоблока планируется в 2016 году, второго – в 2018 году.

Таблица 14 Производство электроэнергии на АЭС

АЭС 2010, млн. кВт ч КИУМ 2010/2009 год 2010/2008 год Балаковская АЭС 31715.8 90.5 101.3 101.1 Ленинградская АЭС 27553.1 78.6 104.0 99.4 Курская АЭС 28678.4 81.8 104.6 123.5 Калининская АЭС 22396.9 85.2 101.1 97.9

Максимальное увеличение производства зафиксировано у Ростовской АЭС, которая в марте запустила в эксплуатацию второй энергоблок.




АЭС 2010, млн. кВт ч КИУМ 2010/2009 год 2010/2008 год Смоленская АЭС 20830.0 79.3 97.0 98.3 Нововоронежская АЭС 11771.3 73.3 97.7 91.4 Кольская АЭС 10674.7 69.2 107.9 100.0 Ростовская АЭС 12414.6 89.6 149.2 152.9 Белоярская АЭС 3932.6 74.8 97.8 96.3 Билибинская АЭС 169.7 40.4 101.1 103.0

Источник: Росэнергоатом

2.3.4. Электростанции промышленных предприятий Электростанции промышленных предприятий увеличили производство в 2010 году сильнее всего из всех видов генерации (ГЭС, ТЭС, АЭС). По сравнению с 2009 годом рост выработки электроэнергии на этих электростанциях (в Единой Энергосистеме) составил 8.3%. При этом их доля в общем объеме производства электроэнергии в ЕЭС составила 5.6% против 5.4% годом ранее. Как видно из таблицы 15, сильнее всего увеличили производство электростанции промышленных предприятий Урала, тогда как самое сильное снижение отмечено на электростанциях Средней Волги.

Таблица 15 Выработка электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий



Восток (с учетом изолированных систем) 8.4 0.03 94.4 103.7

Сибирь (с учетом изолированных систем) 13123.8 6.5 103.1 123.5



Таблица 16 Коэффициенты использования

установленной мощности электростанций промышленных предприятий ОЭС 2010 2009 2008




3. ВНУТРЕННИЙ РЫНОК 3.1. ОБЪЕМ ПОТРЕБЛЕНИЯ

Внутреннее потребление электроэнергии в 2010 году достигло исторического максимума (см. рисунок 8) и составило 1009.2 млрд. кВт ч в целом по России (рост по сравнению с 2009 годом на 4.3%) и 988.5 млрд. кВт ч в ЕЭС (рост на 4.4%). Как уже говорилось выше, немалый вклад в общий рост потребления внесли аномальные температуры зимой и летом 2010 года. По оценке экспертов «РИА-Аналитика», этот вклад составил около 30%. Внутреннее потребление

электроэнергии в 2010 году достигло исторического максимума. Рост поставок электроэнергии по магистральным сетям примерно

соответствовал росту потребления в стране. Согласно данным ФСК ЕЭС, отпуск электроэнергии в Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) в 2010 году составил 470.65 млрд. кВт ч, что на 3.97% превысило показатель 2009 года.

Рисунок 8

900

920

940

960

980

1000

1020

млрд

. кВт

ч

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Потребление электроэнергии в России

Источник: Росстат, СО ЕЭС

3.2. ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РЕГИОНАХ Как видно из таблицы 17, в наибольшей степени по сравнению с 2009 годом, как и по сравнению с 2008 годом, увеличилось потребление в ОЭС Восток. Как уже говорилось выше, в этом регионе промышленное производство меньше всего пострадало от кризиса. Впрочем, рост потребления по сравнению с 2009 годом наблюдался во всех ОЭС, однако по сравнению с 2008 годом в трех ОЭС потребление было ниже. В том числе наиболее сильное снижение по сравнению с этим периодом отмечалось в ОЭС Средней Волги, что связано со структурой местной промышленности и большой долей машиностроительных предприятий.

В рамках ЕНЭС, согласно данным ФСК, наибольший прирост отпуска в сети распределительных сетевых компаний и прямым потребителям пришелся на магистральные электрические сети (МЭС) Урала (11.22%), МЭС Востока (7.7%), МЭС Центра (7.18%) и МЭС Северо-Запада (6.6%). Это было связано с ростом объема потребления



электроэнергии из сети ЕНЭС основных крупных потребителей, в том числе промышленных, электроснабжение которых напрямую или опосредованно осуществляется из сети ЕНЭС.

Таблица 17 Потребление электроэнергии объединенными энергосистемами (ОЭС)

ОЭС 2010 год, млрд. кВт ч 2010/2009, % 2010/2008, %



Пятью крупнейшими по объемам потребления регионами (TOP-5) являются крупнейшие же по производству. При этом лидером по энергопотреблению остается Московский регион (столица и область).

В таблицах 19 и 20 приведены данные по энергодостаточности российских регионов в абсолютном и процентном соотношении. Как видно из таблиц, к наиболее энергодостаточным регионам относятся в первую очередь области или республики, где находятся АЭС, во вторую очередь – где находятся крупные ГРЭС и, в третью очередь – где находятся крупные ГЭС. В процентном соотношении лидером стала Тверская область, являющаяся средним регионом по уровню потребления, но вместе с тем имеющая на своей территории два крупных энергетических предприятия – Калининскую АЭС и Конаковскую ГРЭС.

Самым энергодефицитным регионом (в абсолютном измерении) остается Московский регион, несмотря на существенный рост производства в 2010 году. Также отметим, что в 2010 году впервые из числа энергодостаточных регионов, по понятным причинам, выбыла Республика Хакасия.

Таблица 18 Потребление электроэнергии в регионах

2010 2010/2009 2010/2008 Москва и Московская область 95899.5 104.0 101.9 Тюменская область 81590.3 105.1 105.1 Иркутская область 55009.4 103.6 98.9 Красноярский край 52361.6 100.8 99.7 Свердловская область 47709.2 106.3 93.7 Санкт-Петербург и Ленинградская область 41664.4 107.3 104.1 Челябинская область 35872.3 108.4 97.7 Кемеровская область 35060.0 106.2 96.9 Республика Татарстан 25859.2 103.5 96.1

Тверская область – самый энергодостаточный регион России.




2010 2010/2009 2010/2008 Республика Башкортостан 24890.6 102.4 97.1 Самарская область 24498.3 104.7 95.7 Пермский край 24051.8 104.4 95.1 Нижегородская область 21840.0 111.1 101.7 Краснодарский край 19514.8 105.3 106.0 Волгоградская область 19431.5 106.6 96.3 Республика Хакасия 17649.2 100.6 99.8 Ростовская область 16525.5 106.4 100.8 Оренбургская область 16042.5 105.3 99.6 Новосибирская область 14898.6 105.0 100.3 Вологодская область 14298.2 105.8 95.2 Мурманская область 13518.7 101.1 98.2 Белгородская область 13398.6 108.4 105.6 Саратовская область 13263.7 104.3 97.3 Приморский край 11584.9 105.9 104.8 Алтайский край 10836.9 104.3 100.8 Липецкая область 10644.7 109.5 97.7 Омская область 10552.8 102.0 98.5 Тульская область 9993.9 105.4 100.1 Воронежская область 9560.8 105.8 100.9 Республика Карелия 9309.1 105.7 98.0 Хабаровский край** 9147.6 103.7 99.1 Ставропольский край 8970.9 104.4 101.1 Томская область 8890.1 103.6 101.8 Республика Коми 8829.3 100.4 99.1 Удмуртская республика 8809.3 103.3 98.0 Ярославская область 8345.1 104.7 97.5 Архангельская область 7921.8 102.8 97.8 Курская область 7849.2 103.6 101.9 Тверская область 7711.6 104.0 99.5 Кировская область 7394.5 103.4 98.4 Забайкальский край 7234.1 102.0 104.6 Владимирская область 7083.7 104.0 98.1 Рязанская область 6425.3 105.0 99.1 Амурская область 6359.4 108.3 113.5 Смоленская область 6187.3 102.4 101.6 Ульяновская область 6095.9 103.8 96.8 Чувашская Республика 5585.4 104.1 89.7 Республика Бурятия 5288.6 104.9 103.8 Калужская область 4744.3 105.3 106.2 Курганская область 4620.4 103.2 93.3 Республика Дагестан 4615.6 106.5 108.7 Пензенская область 4567.2 102.1 97.9 Брянская область 4213.8 105.1 101.8 Астраханская область 4129.7 105.4 101.8 Ивановская область 4052.2 102.8 94.1 Новгородская область 3994.1 106.4 104.3 Калининградская область 3972.9 105.9 103.0



2010 2010/2009 2010/2008 Костромская область 3790.5 103.4 97.1 Тамбовская область 3546.2 106.7 95.4 Республика Марий Эл 3235.3 113.6 97.8 Республика Мордовия 3085.2 103.7 98.2 Орловская область 2768.8 102.5 97.3 Республика Северная Осетия-Алания 2187.3 101.2 99.0 Псковская область 2091.5 104.7 104.4 Чеченская республика 2003.9 102.8 107.1 Южно-Якутский энергорайон 1536.8 108.1 96.9 Кабардино-Балкарская Республика 1462.9 101.9 102.0 Карачаево-Черкесская Республика 1171.4 103.9 105.1 Республика Тыва 671.6 104.9 105.7 Республика Ингушетия 495.0 104.2 111.7 Республика Калмыкия 476.6 104.3 101.3 * без учета объема потребляемой электроэнергии по изолированно работающей энергосистеме Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа ** без учета объема потребляемой электроэнергии Николаевского энергорайона


Таблица 19 Энергодостаточность регионов в абсолютном значении в 2010 году

Регион Производство электроэнергии за вычетом внутреннего потребления, млн. кВт ч

Саратовская область 28804.9 Тверская область 25138.8 Курская область 21596.8 Смоленская область 18189.8 Санкт-Петербург и Ленинградская область 15266.3 Тюменская область 14063.1 Костромская область 9820.7 Красноярский край 9511.2 Ростовская область 9120.7 Ставропольский край 8474.1 Иркутская область 7437.3 Амурская область 6384.1 Пермский край 5612.5 Свердловская область 4732.9 Мурманская область 4373.7 Рязанская область 3845.7 Воронежская область 3116.8 Оренбургская область 2067.8 Республика Дагестан 919.7 Новосибирская область 632.5 Республика Коми 354 Республика Башкортостан 336.3 Псковская область 153.9



Регион Производство электроэнергии за вычетом внутреннего потребления, млн. кВт ч

Архангельская область -234.4 Республика Бурятия -408.3 Республика Калмыкия -476.6 Забайкальский край -480.9 Республика Ингушетия -495 Республика Тыва -594.3 Чувашская Республика -695 Калининградская область -792.1 Кабардино-Балкарская Республика -1060.9 Карачаево-Черкесская республика -1171.4 Республика Татарстан -1265.9 Орловская область -1421.1 Астраханская область -1485.5 Ивановская область -1733.2 Республика Северная Осетия -1774.4 Республика Мордовия -1816.9 Хабаровский край (**) -1993.9 Чеченская республика -2003.9 Республика Марий Эл -2068.6 Приморский край -2181.5 Тамбовская область -2374.6 Самарская область -2664.9 Курганская область -2763.6 Ульяновская область -2899.7 Тульская область -3035.2 Кировская область -3036.5 Пензенская область -3066.7 Новгородская область -3258.2 Омская область -3629.8 Алтайский край -3709.8 Томская область -3805.8 Республика Хакасия -4012.6 Ярославская область -4064.3 Брянская область -4070.5 Волгоградская область -4407.1 Республика Карелия -4506.2 Калужская область -4536.5 Владимирская область -5116.4 Удмуртская республика -5843.2 Липецкая область -6259.4 Вологодская область -6698 Кемеровская область -8399.9 Челябинская область -9232.3 Нижегородская область -11818 Белгородская область -12459.2 Краснодарский край -13172.7 Москва и Московская область -15588.2

Источник: АО «Системный оператор ЕЭС», Росстат, расчет РИА-Аналитика


Таблица 20 Энергодостаточность регионов в процентном соотношении в 2010 году

Регион Производство/потребление, % Тверская область 426.0 Смоленская область 394.0 Курская область 375.1 Костромская область 359.1 Саратовская область 317.2 Амурская область 200.4 Ставропольский край 194.5 Рязанская область 159.9 Ростовская область 155.2 Санкт-Петербург и Ленинградская область 136.6 Воронежская область 132.6 Мурманская область 132.4 Пермский край 123.3 Республика Дагестан 119.9 Красноярский край 118.2 Тюменская область 117.2 Иркутская область 113.5 Оренбургская область 112.9 Свердловская область 109.9 Псковская область 107.4 Новосибирская область 104.2 Республика Коми 104.0 Республика Башкортостан 101.4 Архангельская область 97.0 Республика Татарстан 95.1 Забайкальский край 93.4 Республика Бурятия 92.3 Самарская область 89.1 Чувашская Республика 87.6 Москва и Московская область 83.7 Приморский край 81.2 Калининградская область 80.1 Хабаровский край (**) 78.2 Волгоградская область 77.3 Республика Хакасия 77.3 Кемеровская область 76.0 Челябинская область 74.3 Тульская область 69.6 Алтайский край 65.8 Омская область 65.6 Астраханская область 64.0 Кировская область 58.9 Ивановская область 57.2 Томская область 57.2 Вологодская область 53.2 Ульяновская область 52.4




Регион Производство/потребление, % Республика Карелия 51.6 Ярославская область 51.3 Орловская область 48.7 Нижегородская область 45.9 Липецкая область 41.2 Республика Мордовия 41.1 Курганская область 40.2 Республика Марий Эл 36.1 Удмуртская республика 33.7 Тамбовская область 33.0 Пензенская область 32.9 Краснодарский край 32.5 Владимирская область 27.8 Кабардино-Балкарская Республика 27.5 Республика Северная Осетия 18.9 Новгородская область 18.4 Республика Тыва 11.5 Белгородская область 7.0 Калужская область 4.4 Брянская область 3.4 Чеченская республика 0.0 Карачаево-Черкесская Республика 0.0 Республика Ингушетия 0.0 Республика Калмыкия 0.0

Источник: АО «Системный оператор ЕЭС», Росстат, расчет РИА-Аналитика

В 2010 году продолжился процесс по либерализации оптового рынка электроэнергии. Впервые объем продаж по нерегулируемым ценам превысил объем продаж по регулируемым ценам (см. рисунок 9).

Как известно в 2011 году весь объем торгуемой электроэнергии на оптовом рынке будет продаваться по нерегулируемым ценам. При этом цены для населения, а также для промышленных потребителей некоторых регионов будут по-прежнему регулироваться ФСТ.

Рисунок 9

0

200000000

400000000

600000000

800000000

МВт

*ч

2008 2009 2010

Объемы продаж электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии

по регулируемым двусторонним договорам по нерегулируемым ценам на рынке на сутки вперед Источник: Администратор торговой системы

Впервые объем продаж по нерегулируемым ценам превысил объем продаж по регулируемым ценам


3.3. ЦЕНЫ НА ВНУТРЕННЕМ РЫНКЕ

Рост регулируемых тарифов на 2010 год, согласно правительственному решению, составил для населения 10%, для промышленных предприятий – 7.6%.

Согласно данным Росстата, по итогам года рост цены приобретения электроэнергии промышленными предприятиями (см. рисунок 10) составил в среднем 8%. При этом средняя цена приобретения электроэнергии предприятиями в течение года изменялась неравномерно. В отдельные месяцы она резко повышалась. Это связано с тем, что в течение года увеличивалась доля продаж по нерегулируемым ценам, в результате чего ценовая ситуация становилась более зависима от конъюнктуры.

В периоды аномальных температур цена электроэнергии на конкурентном рынке достигала рекордных значений.

Как видно из рисунка 11, дважды за год цена на конкурентном рынке в Европейской зоне зашкаливала за рекордные отметки (более 1000 руб. за МВт ч). Это случалась именно в те периоды, когда в связи с аномальными температурами спрос на электроэнергию в стране резко возрастал. В среднем цена в европейской зоне в 2010 году была на 31% выше, чем в 2009 году, в Сибирской ценовой зоне – на 17%.

В 2011 году вся энергия (100%), продаваемая на оптовом рынке, будет торговаться по свободным ценам. Контроль ФСТ над ценами сохранится только при продажах электроэнергии населению, а также в нескольких регионах (Архангельская, Калининградская области, Республика Коми, Северокавказские Республики).

Рисунок 10

Цена приобретения электроэнергии промышленными предприятиями

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

янв.10 фев.10 мар.10 апр.10 май.10 июн.10 июл.10 авг.10 сен.10 окт.10 ноя.10

руб.

за тыс

. кВт

ч




Рисунок 11

Равновесные цены на покупку электроэнергии на рынке на сутки вперед (РСВ)

0200400600800

1000120014001600

01.01.2

010

21.01.2

010

10.02.2

010

02.03.2

010

22.03.2

010

11.04.2

010

01.05.2

010

21.05.2

010

10.06.2

010

30.06.2

010

20.07.2

010

09.08.2

010

29.08.2

010

18.09.2

010

08.10.2

010

28.10.2

010

17.11.2

010

07.12.2

010

27.12.2

010

руб/МВт

ч

Сибирская ценовая зона (потребители) Европейская ценовая зона Источник: Администратор торговой системы

Отметим, что цены на топливо в 2010 году были сравнительно стабильны (см. рисунок 12). При этом темпы их роста были в среднем выше, чем в 2009 году, и выше, чем это было отмечено в отношении цен на электроэнергию. Так, среднегодовая цена приобретения топочного мазута и газа в 2010 году была на 21% выше, чем в 2009 году, энергетического угля – на 9.7% выше. Более быстрый рост цен на топливо по сравнению с ростом цен на электроэнергию отрицательно сказался на финансовом состоянии некоторых энергокомпаний.

Топливо в 2010 году дорожало быстрее электроэнергии, что отрицательно сказалось на финансовом положении некоторых энергокомпаний.

Рисунок 12

Цены приобретения топлива промышленными предприятиями

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

дек.0

8фев.0

9апр.0

9

июн.0

9авг

.09окт.0

9дек.0

9фев.1

0апр.1

0

июн.1

0авг

.10окт.1

0

мазут (руб. за тонну) газ (руб. за тыс. м. куб.) энергетический уголь руб. за тонну)




4. ВНЕШНЯЯ ТОРГОВЛЯ (САЛЬДО-ПЕРЕТОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ) В 2010 году возобновился рост сальдо-перетока электроэнергии в России (см. рисунок 13). Согласно данным СО ЕЭС, по сравнению с 2009 годом он увеличился на 10.4%. При этом поставки из России снизились на 3.0%, но еще больше сократился импорт – на 18.2%. В таблице 21 представлены структура экспорта и импорта.

Экспорт электроэнергии из России в Китай увеличился в 2010 году почти на 30%.

Отметим увеличивающийся объем поставок в Китай. В 2011 году продажи электроэнергии в КНР должны снова увеличиться. «Восточная энергетическая компания» сообщила, что ею был заключен контракт на поставку электроэнергии в КНР в 2011 году в количестве 1.2 млрд. кВт ч (на 22% больше, чем в 2010 году). При этом было сказано, что данный объем является предельным, который могут через себя пропустить существующие между Амурской областью и провинцией Хэйлунцзян межгосударственные линии электропередачи. Сейчас ведется строительство линии электропередачи мощностью 500 кВ, которая соединит Зейскую ГЭС на территории РФ с китайской энергосистемой. Строительство будет завершено в 2013 году.

Рисунок 13

130001350014000145001500015500160001650017000

млн.

кВт

ч

2008 2009 2010

Сальдо-переток (экспорт минус импорт) электроэнергии в России


Таблица 21 Экспорт электроэнергии

Страна 2010, млн. кВт ч 2009, млн. кВт ч +/- к 2009 Финляндия 10535.3 11170.2 -634.9 Эстония 1173.6 2461.2 -1287.6 Латвия 1035.3 - 1035.3 Белоруссия 2510.6 4184.7 -1674.1 Украина 4332.4 4398.4 -66 Казахстан 5904.1 4266.3 1637.8 Монголия 192.7 160.5 32.2 Китай 983.3 853.6 129.7 Итого 26667.3 27494.9 -827.6




Таблица 22 Импорт электроэнергии

Страна 2010, млн. кВт ч 2009, млн. кВт ч +/- к 2009 Литва 915.1 1221.0 -305.9 Украина 2949.8 4803.8 -1854 Грузия 764.1 171.9 592.2 Азербайджан 184.8 136.8 48 Казахстан 5984.5 5737.7 246.8 Латвия - 557.1 -557.1 Белоруссия - 580.3 -580.3 Итого 10798.3 13208.6 -2410.3


Данные СО ЕЭС расходятся с данными Федеральной таможенной службы (ФТС). Как следует из годового отчета ФТС, в 2010 году экспорт электроэнергии из России составил 19010.6 млн. кВт ч, что на 26.6% больше, чем в 2009 году. Причем, как видно из рисунка 14, экспорт электроэнергии достиг максимального за несколько лет значения.

С данными министерства согласуются данные АО «Интер РАО» – основного оператора по экспорту-импорту электроэнергии. По информации этой компании, она экспортировала в 2010 году 19 млрд. кВт ч электроэнергии, что на 20.4% больше, чем годом ранее.

Рисунок 14

0

4

8

12

16

20

млрд

. кВт

ч

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Экспорт электроэнергии из России

Источник: ФТС



5. УСТАНОВЛЕННЫЕ МОЩНОСТИ В 2010 году произошло увеличение установленной мощности электростанций ЕЭС России за счет вводов нового, а также за счет модернизации действующего генерирующего оборудования. Увеличение по сравнению с 2009 годом составило 3230 МВт. При этом на долю нового оборудования пришлось 2886.2 МВт, а на долю модернизации – 1143.4 МВт. В последнюю цифру не включены четыре энергоблока СШГЭС общей мощностью 1240 МВт. По сравнению с 2009 годом ввод нового генерирующего оборудования увеличился в 2.3 раза.

Ввод в эксплуатацию нового генерирующего оборудования в 2010 году составил 2.9 ГВт

Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования составил 1006.7 МВт. Таким образом, вывод мощностей составил 34.9% от вновь введенного генерирующего оборудования. Отрасль по-прежнему характеризуется значительным возрастом оборудования, а также его моральным и физическим износом, результатом чего являются все более частые аварии и сбои энергообеспечения городов и предприятий. Экстраполируя данные Росстата 2009 года на 2010 год, можно оценить износ основных фондов в отрасли «Производство и распределение электроэнергии, газа и воды» на уровне 57%, что превышает показатель износа основных фондов по Росси в целом – около 52% (прогноз на основе данных Росстата 2009 года). Это средние значения. Диапазон износа сетей передачи электроэнергии и генерирующих мощностей составляет 70-85%. Для примера, износ отдельных элементов защитных сооружений Саяно-Шушенского водохранилища, как показала проверка Счетной палаты, составлял до аварии 85%.

Рисунок 15

200202204206208210212214216218220

МВт

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Установленная мощность электростанций ЕЭС России


Как видно из таблицы 23, самым крупным объектом, введенным в эксплуатацию в 2010 году, стала Ростовская АЭС. Также из разряда крупных отметим ввод в декабре второго энергоблока Калининградской ТЭЦ-2 и седьмого энергоблока Шатурской ГРЭС. На



три эти электростанции пришлось 63% от общего объема введенных в эксплуатацию энергомощностей в России в 2010 году.

Таблица 23 Ввод генерирующего оборудования

Электростанции РФ Станционный номер Оборудование Установленная

мощность, МВТ ОЭС Центр 700.2 ГРЭС-24 (Рязанская обл.) №1 ГТУ 110.0 Сасовская ГТ-ТЭЦ (Рязанская обл.) №1-2 ГТ-009 18.0 Шатурская ГРЭС №7 ПГУ-400 393.4 Красавинская ТЭЦ №1-4 ПГУ 63.8 Воронежская ТЭЦ-2 ПГУ 115.0 ОЭС Средняя Волга Самарская ГРЭС №1 ПТ-12-2.9/0.6 12.0 ТЭЦ АО «Мордовцемент» №1 ПГУ 73.0 ТЭЦ Балаковского завода минеральных удобрений П-25-34/06 25.0

ОЭС Урал 201.57 Пермская ТЭЦ-13 №4 ГТЭ-16ПА 16.0 Магнитогорская ГТ ТЭЦ (Челябинская обл.) №1-2 ГТ-009 18.0 Ноябрьская ПГЭ (Ямало-Ненецкий АО) №1-2 ПГУ 119.57 Южно-Приобская ТЭЦ №5-8 ГТУ 48 ОЭС Северо-Запад 605.83 Калининградская ТЭЦ-2 №2 ПГУ 425 ДЭС Коми Дизель-генератор 0.83 Первомайская ТЭЦ-14 №1 ПГУ 180 ОЭС Юг 1124.5 Ростовская АЭС №2 ВВЭР-1000 1000.0 Эшкаконская МГЭС (Карачаево-Черкесская Республика) №1 0.6

Элистинская ГТ ТЭЦ (Республика Калмыкия) №1-2 ГТ-009 18.0

Кашхатау ГЭС (Кабардино-Балкарская Республика) 65.1

Шахтинская ГТЭС (Ростовская обл.) 2-ая очередь ПГУ 40.8 ОЭС Сибирь 44.1 Иркутская ТЭЦ-12 №2 Р-6-3.4/0.5-1 6 ГТЭС ПС ГПП-3 ГТУ 22.5 Белокурхиская ТЭЦ №1-8 ГПА 15.6 ОЭС Восток 100 Партизанская ГРЭС (Приморский край) №2 К-100-90-6 100

Источник: АО «СО ЕЭС»

В 2011 году ожидается ввод новой генерирующей мощности на 8383.55 МВт, что в 2.9 раз превзойдет результат 2010 года. При этом будет введен еще один атомный энергоблок – четвертый энергоблок на Калининской АЭС мощностью 1000 МВт. Кроме того, будут введены девять энергообъектов мощностью более 300 МВт (см. таблицу 24).

В 2011 году ввод новой генерирующей мощности в 2.9 раз превзойдет результат 2010 года.



Таблица 24 Планируемый ввод генерирующего оборудования в 2011 году

Электростанции РФ Оборудование Установленная мощность. МВТ Дата

РТЭС «Внуково» (Постниково) ГТУ 90 31.01.2011 Иркутская ТЭЦ-12 ПР-6-35 6 31.01.2011 ТЭЦ-26 Мосэнерго ПГУ 420 01.02.2011 Тюменская ТЭЦ-1 ПГУ 190 01.02.2011 Егорлыкская ГЭС-2 РО-45 14.2 01.02.2011 Щелковская ГТ ТЭЦ ГТ-009 18 01.03.2011 Астраханская ГРЭС ПГУ 110 01.03.2011 Новочеркасская ГТ ТЭЦ ГТУ009 18 01.03.2011 Курганская ТЭЦ-2 ПГУ-1 111 31.03.2011 Среднеуральская ГРЭС ПГУ 400 01.04.2011 Приобская ГТЭС ГТУ 90 01.04.2011 Южная ТЭЦ-22 ПГУ 450 01.04.2011 Курганская ТЭЦ-2 ПГУ-2 111 30.04.2011 Калужская ТЭЦ-1 ГТУ 30 01.05.2011 Котельная СЗР г. Курск ПГУ 115 01.05.2011 Касимовская ГТ ТЭЦ ГТ-009М 18 01.05.2011 Саратовская ГТ ТЭЦ-1 ГТ-009М 18 01.05.2011 Тобольская ТЭЦ ПГУ 200 01.05.2011 Сургутская ГРЭС-2 ПГУ 396.9 01.06.2011 Саратовская ГТ ТЭЦ-2 ГТ-009М 18 01.06.2011 Вологодская ГТ ТЭЦ-1 ГТЭ-009 18 01.06.2011 Челябинская ТЭЦ-3 ПГУ 225.5 01.06.2011 Юго-Западная ТЭЦ ПГУ 200 01.06.2011 Невинномысская ГРЭС ПГУ 400 01.06.2011 ГТЭС Терешково ПГУ 170 01.07.2011 ГТЭС Кожухово ПГУ 130 01.07.2011 Краснодарская ТЭЦ ПГУ 410 01.07.2011 Новгородская ТЭЦ ПГУ 160 01.07.2011 Шахтинская ГТЭС ПГУ 25 01.10.2011 Пермская ТЭЦ-6 ПГУ 124 01.10.2011 Калининская АЭС ВВЭР 1000 31.10.2011 Александровская ГТ-ТЭЦ ГТУ 18 01.11.2011 Яйвинская ГРЭС ПГУ 422.3 01.11.2011 Ревдинская ГТ-ТЭЦ-1 ГТ-009 36 01.11.2011 Киришская ГРЭС ГГУ 540 30.11.2011 Няганская ГРЭС ПГУ 418 31.12.2011 ТЭС Новомалино (РТЭС-4 Зеленоград) ПГУ 72 31.12.2011 Ивановские ПГУ ПГУ 325 31.12.2011

Источник: АО «СО ЕЭС»



6. ФИНАНСОВОЕ СОСТОЯНИЕ ОТРАСЛИ 6.1. ПРИБЫЛЬ ОТРАСЛИ

В январе-ноябре 2010 года в отрасли «производство, передача и распределение электроэнергии» наблюдался рост прибыли. Однако увеличение сальдированного финансового результата несколько уступало общероссийскому – рост на 47.6% к январю-ноябрю 2009 года против увеличения на 49.6% в целом по стране. Во многом увеличение прибыли стало следствием роста спроса на электроэнергию, однако сдерживающим фактором в 2010 году выступал опережающий относительно роста тарифов рост цен на топливо. Как результат, преимущественно только компании с низкой долей топливной составляющей (например, гидрогенерирующие) или с наиболее эффективным в части использования топлива оборудованием и большими мощностями (некоторые ОГК) смогли увеличить прибыль. Все это в конечном итоге вылилось в более низкие, чем могли бы быть с учетом роста спроса и тарифов, темпы увеличения прибыли в отрасли. Наибольший вклад в прибыль отрасли при этом внесли АЭС и гидрогенерации, в то время как многие ТГК, по прогнозам экспертов «РИА-Аналитика», закончат год с убытком.

Прибыль в отрасли в 2010 году продолжила уверенный рост, однако доля прибыльных компаний снижалась

В целом все последние годы совокупная прибыль компаний электроэнергетики росла, причем даже в 2008 году, когда экономика России характеризовалась падением прибыли более чем на 30%. Вместе с тем, по оценкам экспертов «РИА-Аналитика», из сопоставления финансовых результатов генерирующих и сетевых компаний с данными по отрасли может следовать вывод об очень высокой доле вклада в общую прибыль отрасли распределительных и сбытовых компаний (продавцов электроэнергии). Прибыль этого сегмента может быть сопоставима с прибылью всех производителей, что позволяет сделать вывод, что, как минимум, в 2010 году перепродавать электроэнергию было не менее, а вероятно, и более выгодно, чем ее производить.

Еще одной тенденцией, наблюдавшейся в 2010 году, является снижение доли прибыльных компаний – до уровня 71.5% по итогам января-ноября против 73.1% в январе-ноябре 2009 года. В России в целом доля прибыльных компаний росла и достигла 70.3%. Сопоставление этих цифр позволяет сделать вывод о том, что ситуация в отрасли в целом лучше, чем ситуация в стране, однако намечаются процессы к выравниванию дисбаланса. Снижение доли прибыльных компаний может быть обусловлено низкой производственной эффективностью ряда небольших компаний отрасли в условиях продолжающегося устаревания оборудования и низкого уровня инвестиций в модернизацию производства и передачи электроэнергии. Кроме того, опережающий рост цен на топливо также привел к ухудшению финансовых результатов ряда компаний отрасли.

В 2011 году темпы роста прибыли в электроэнергетике сократятся до 15-20% из-за снижения эффективности в условиях высокого износа оборудования

По мнению экспертов «РИА-Аналитика», в 2011 году темпы роста прибыли в отрасли существенно сократятся – до 15-20%. Причин для этого несколько. Во-первых, продолжающийся рост издержек в силу



увеличения цен на топливо, во-вторых - снижение эффективности и рост затрат из-за износа оборудования. В настоящее время отрасль подходит к критическому уровню износа и, несмотря на точечное инвестирование, проблема продолжает усугубляться. Введение новых мощностей является видимой составляющей проблемы модернизации, в то время как сетевые, небольшие генерирующие и вспомогательные активы продолжают увеличивать степень износа до угрожающих энергосистеме уровней, что наиболее заметно выражается в периодических авариях на подстанциях и отключениях электроэнергии.

Таблица 25 Сальдированный финансовый результат

(прибыль минус убыток) по видам экономической деятельности Январь-ноябрь 2010 г. 2009 г. 2008 г.

млрд. руб.

% к январю-ноябрю 2009 г.

млрд. руб.

% к 2008 г

млрд. руб.

% к 2007 г.

Всего +5543.5 149.6 +4300.5 114.2 +3998.6 69.6 Производство и распределение электроэнергии, газа и воды +310.3 145.6 +242.3 195.8 +98.6 87.9

В том числе производство, передача и распределение электроэнергии +296.7 147.6 +221.1 173.9 +99.1 103.1

Обрабатывающие производства +1447.2 149.8 +970.8 58.5 +1693.7 92.0 Источник: Росстат

Таблица 26 Доля организаций, получивших прибыль, % к общему количеству организаций

Январь-ноябрь2010 г.

Январь-ноябрь2009 г. 2009 г. 2008 г. 2007 г.

Всего 70.3 66.9 69.9 74.8 76.6 Производство и распределение электроэнергии, газа и воды 52.6 54.4 55.6 53.0 55.1

В том числе производство, передача и распределение электроэнергии 71.5 73.1 74.8 72.6 74.7

Обрабатывающие производства 68.8 64.5 67.3 74.2 76.4 Источник: Росстат

Рисунок 16

Динамика сальдо прибылей и убытков

0

50

100

150

200

Всего Производство,передача и

распределениеэлектроэнергии

Обрабатывающиепроизводства

Добыча топливно-энергетических

полезныхископаемых

Строительство Транспорт и связь% к

преды

дущему периоду

2008 2009 Январь-ноябрь 2010




Рисунок 17

Доля прибыльных организаций

5055606570758085

Всего Производство,передача и

распределениеэлектроэнергии

Обрабатывающиепроизводства

Добыча топливно-энергетических

полезныхископаемых

Строительство Транспорт и связь

%

2007 2008 2009 Январь-ноябрь 2010


6.2. РЕНТАБЕЛЬНОСТЬ Уровень рентабельности в отрасли в январе-сентябре 2010 года в целом несколько снизился – рентабельность продаж составила 10.0% против 10.8% по итогам января-сентября 2009 года, рентабельность активов при этом возросла, однако динамика данного показателя во многом зависит от учетной политики компаний. Рентабельность продаж по России в целом при этом выросла до 11.6% против 11.2% годом ранее. Более низкий уровень рентабельности в электроэнергетике является следствием как высокого уровня капитальных издержек, характерного для отрасли, так и результатом высоких цен на топливо, рост которых привел к снижению рентабельности продаж в 2010 году. При этом в целом в последние годы спред между рентабельностью электроэнергетики и рентабельностью большинства других отраслей снижается, что является следствием либерализации рынка и возможностью продавать часть энергии по тарифам, формирующимся на конкурентном рынке.

Рентабельность в отрасли в январе-сентябре 2010 года снижалась и по-прежнему уступает общероссийской

Рисунок 18

Динамика спреда рентабельности продаж, п.п.

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

2007 2008 2009 9 мес. 2009 9 мес. 2010Производство, передача и распределение электроэнергии и в целом по РоссииОбрабатывающие производства и в целом по России




Рисунок 19

Динамика спреда рентабельности активов, п.п.

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

2007 2008 2009 9 мес. 2009 9 мес. 2010

Производство, передача и распределение электроэнергии и в целом по РоссииОбрабатывающие производства и в целом по России


Таблица 27 Рентабельность проданных товаров, продукции, работ, услуг

и активов организаций по видам экономической деятельности, % Январь-

сентябрь 2010г.Январь-

сентябрь 2009г. 2009 2008 2007

Рентабельность продаж

*

Рентабельность активов**


Рентабельность активов







Всего 11.6 5.1 11.2 3.8 11.5 5.7 14.0 6.0 14.3 10.5Производство и распределение электроэнергии, газа и воды 6.9 3.6 7.3 2.7 7.4 4.0 4.7 2.1 5.3 3.3 В том числе производство, передача и распределение электроэнергии 10.0 4.7 10.8 3.6 10.7 4.9 6.9 2.9 7.4 4.1 Обрабатывающие производства 14.4 6.0 12.3 3.9 12.5 5.6 17.7 11.1 18.4 14.3*Рентабельность продаж - соотношение величины сальдированного финансового результата от продаж и себестоимости проданных товаров, продукции, работ, услуг. **Рентабельность активов - соотношение сальдированного финансового результата и стоимости активов организаций


В 2011 году рост спроса и увеличение доли конкурентного рынка электроэнергии подтолкнут показатели рентабельности отрасли вверх, однако более важным фактором станут высокие цены на топливо, особенно в случае ухудшения ситуации на Ближнем Востоке. Как следствие рентабельность продаж атомной энергетики и гидрогенераций, а также некоторых эффективных ОГК вырастет, а рентабельность части ОГК, ТГК и других производителей, использующих в качестве источника энергии мазут и газ, напротив, снизится.



6.3. ФИНАНСОВАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ Уровень финансовой устойчивости в электроэнергетической отрасли по итогам января-сентября 2010 года в целом демонстрировал рост, хотя по ряду показателей отмечалась и негативная динамика. Коэффициент текущей ликвидности к октябрю достиг 237.8% (235.0% в начале года), обеспеченность собственными оборотными средствами увеличилась до 2.9% с 2.8%, коэффициент автономии (доля собственных средств в активах) при этом сократился до 59.3% с 61.4%. Ситуация в отрасли все последние годы остается лучше среднероссийской. Во многом это обусловлено исторически высоким объемом собственного капитала компаний электроэнергетики, а также высокой оборачиваемостью продукции, что обеспечивает постоянное наличие значительных денежных средств. Вместе с тем, рост цен на топливо и необходимость проведения масштабных инвестиций для модернизации отрасли могут ухудшить уровень финансовой устойчивости в 2011-2012 годах. Критических изменений эксперты «РИА-Аналитика» не ожидают – поддержку платежеспособности окажут растущий спрос и соответствующий рост цен на электроэнергию.

В 2010 году финансовая устойчивость в отрасли росла, и остается лучше средней по России

Таблица 28 Коэффициенты платежеспособности и финансовой устойчивости

организаций по видам экономической деятельности на конец периода, % Сентябрь 2010 г. 2009 г. 2008 г.

Коэф

фициент текущ

ей* ликвидности

Коэф

фициент обеспеченности

собственными оборотны

ми

средствами**

Коэф

фициент автоном

ии***

Коэф


ей ликвидности

Коэф



ми

средствами

Коэф


ии

Коэф


ей ликвидности

Коэф



ми

средствами

Коэф


ии

Всего 178.8 -17.9 46.0 183.0 -19.7 44.3 176.1 43.5 -23.1 Производство и распределение электроэнергии, газа и воды 187.4 -7.1 57.2 201.1 0.5 59.6 203.8 36.1 -137.7 В том числе производство, передача и распределение электроэнергии 237.8 2.9 59.3 235.0 2.8 61.4 253.7 5.6 58.5 Обрабатывающие производства 165.2 -12.1 39.3 165.8 -15.8 37.8 164.4 38.8 -8.5

*Коэффициент текущей ликвидности - отношение фактической стоимости находящихся в наличии у организаций оборотных активов к наиболее срочным обязательствам организаций в виде краткосрочных кредитов и займов, кредиторской задолженности. ** Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами - отношение собственных оборотных активов к фактической стоимости всех оборотных активов, находящихся в наличии у организаций. *** Коэффициент автономии - доля собственных средств в общей величине источников средств организаций.




Просроченная задолженность по банковским кредитам и займам, согласно данным Росстата, в производстве, передаче и распределении электроэнергии в ноябре 2010 года к ноябрю 2009 года увеличилась на 10.4% до 2.8 млрд. руб. В целом по России рост просроченной задолженности был существенно выше – 20.3%. Доля отрасли в суммарном объеме просроченной задолженности в России при этом снизилась с 1.8% до 1.7%. В целом можно отметить, что относительная платежеспособность отрасли возросла – некоторый рост абсолютных объемов просрочки по кредитам и займам связан с ростом объемов кредитования в отрасли после кризисных 2008-2009 годов, кроме того, судя по данным ЦБ РФ, в IV квартале 2010 года просрочка в отрасли снижалась после наблюдавшегося в январе-сентябре 2010 года роста.

Уровень просрочек по кредитам в энергетике низкий, объемы кредитования растут

Просроченная кредиторская задолженность в отрасли при этом росла быстрее общероссийской – за одиннадцать месяцев 2010 года она выросла на 8.1%, а в среднем по России только на 3.7%. Рост просроченной кредиторской задолженности может быть связан с увеличением экономической активности со стороны наименее платежеспособных компаний отрасли, в кризис существенно сокращавших объемы деятельности.

Таблица 29 Размер и структура просроченной задолженности

по кредитам банков и займам по видам экономической деятельности На конец ноября 2010 года 2009 2008 2007

млрд. руб.

% к ноябрю 2009 г.

% к итогу 2009 2008 2007

Всего 164.8 120.3 100 142.1 79.2 72.9 Производство и распределение электроэнергии, газа и воды 5.8 98.9 3.5 6.1 3.7 4.3 В том числе производство, передача и распределение электроэнергии 2.8 110.4 3.5 2.5 2.0 0.9 Обрабатывающие производства 81.8 133.7 49.6 67.3 34.2 19.7


По данным ЦБ РФ, просроченная задолженность перед российскими банками по виду деятельности «производство и распределение электроэнергии, газа и воды» в 2010 году снизилась на 5.5% и на 1 января 2011 года составила 13.4 млрд. руб. В целом данные Росстата по итогам года также, вероятно, как и данные ЦБ РФ, отразят снижение просроченной задолженности – в октябре-декабре 2010 года ситуация в отрасли была значительно более позитивна, чем в остальной период года. Доля отрасли в просроченной задолженности перед банками в России снизилась с 2.0% на начало года до 1.8%. Объемы полученных кредитов (суммарной задолженности по кредитам) при этом выросли на 20.5% до 463.1 млрд. руб. В целом данные ЦБ РФ подтверждают улучшение ситуации с кредитоспособностью в

В 2011 году кредитование в отрасли вырастет на 20-30%, однако вырастет и просрочка по кредитам



электроэнергетической отрасли. Причем сама кредитоспособность находится на высоком уровне – доля просроченной задолженности в общем объеме отраслевой задолженности по кредитам значительно меньше, чем в целом по стране – только 2.9% (3.7% на начало года) против 5.4%.

Во многом высокий уровень кредитоспособности определяется низкими объемами кредитования, свойственными многим компаниям электроэнергетического сектора. В условиях значительных потребностей в модернизации электроэнергетики в настоящее время требуется привлечение значительных финансовых ресурсов, в том числе заемных. При активизации уже назревших модернизационных программ объем полученных кредитов в отрасли в 2011 году, по оценкам экспертов «РИА-Аналитика», может увеличиться на 20-30%, однако и рост просроченных платежей может составить 10-15%.

Рисунок 20

340

360380

400420

440460

480

млрд

. руб

.

1.1.10 1.2.10 1.3.10 1.4.10 1.5.10 1.6.10 1.7.10 1.8.10 1.9.10 1.10.101.11.101.12.10 1.1.11

Динамика задолженности по банковским кредитам в России

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды

Источник: ЦБ РФ

Рисунок 21

Доля просроченной задолженности в общей задолженности отрасли по банковским кредитам

2,0%2,2%2,4%2,6%2,8%3,0%3,2%3,4%3,6%3,8%4,0%

1.1.10 1.2.10 1.3.10 1.4.10 1.5.10 1.6.10 1.7.10 1.8.10 1.9.10 1.10.10 1.11.10 1.12.10 1.1.11

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды

Источник: ЦБ РФ, расчеты РИА-Аналитика



Рисунок 22

Динамика изменения объема просроченной задолженности банкам России

80%

85%

90%

95%

100%

105%

110%

1.2.10 1.3.10 1.4.10 1.5.10 1.6.10 1.7.10 1.8.10 1.9.10 1.10.10 1.11.10 1.12.10 1.1.11

% к

преды

дущему месяцу

Всего в России Производство и распределение электроэнергии, газа и воды

Источник: ЦБ РФ, расчеты РИА-Аналитика

Таблица 30 Размер и доля просроченной задолженности по кредитам российских банков по видам экономической деятельности

01.01.2011 01.01.2010

Отрасль Объем

просроченной задолженности,

млн. руб.

Доля просроченной

задолженности в кредитном портфеле отрасли, %

Объем просроченной задолженности,

млн. руб.

Доля просроченной

задолженности в кредитном портфеле отрасли, %

Всего 738416 5.43 723700 5.83 Производство и распределение электроэнергии, газа и воды 13419 2.90 14196 3.69

Обрабатывающие производства 177633 6.34 148353 5.94 Источник: ЦБ РФ, расчеты РИА-Аналитика



7 ФИНАНСОВОЕ СОСТОЯНИЕ КОМПАНИЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ 7.1. ПРИБЫЛЬ КОМПАНИЙ

Финансовое положение большинства компаний электроэнергетической отрасли в рамках проанализированной экспертами «РИА-Аналитика» выборки (публикующие отчетность генерирующие ОГК, ТГК, ИНТЕР РАО ЕЭС и ФСК ЕЭС) в 2010 году демонстрировало некоторое ухудшение. Согласно данным РСБУ, в январе-сентябре 2010 года рост прибыли продемонстрировали, прежде всего, компании с невысоким уровнем зависимости от топливной составляющей, а также компании, обладающие большим запасом мощности для продаж на свободном рынке – большинство ОГК и Русгидро. Лидером роста прибыли стала ОГК-2, увеличившая чистую прибыль по сравнению с январем-сентябрем 2009 года в 2.1 раза. Рост прибыли наблюдался у таких компаний как Энел-ОГК5, ИНТЕР РАО ЕЭС, ОГК-4, ОГК-1, Русгидро, ФСК ЕЭС, а также у нескольких ТГК. На фоне высоких цен на электроэнергию увеличить прибыль смогли, прежде всего, компании или обладающие невысокими переменными издержками (Русгидро, ФСК ЕЭС) или способные продавать на пике спроса значительные излишки мощности на свободном рынке. Остальные компании рынка, прежде всего, генерирующие ТГК, демонстрировали снижение прибыли или даже убытки – например, ТГК-13, ТГК-9, ТГК-5. Наибольший убыток среди анализируемых компании в январе-сентябре 2010 года получила Дальневосточная генерирующая компания (ДГК) – 2.5 млрд. руб. – рост убытка по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года почти в 3 раза. Причиной падения прибыли или наличия убытков для многих компаний стал значительный рост цен на топливо, превышающий увеличение тарифов на электроэнергию. Некоторые компании столкнулись также с ростом неплатежей – это касается прежде всего «депрессивных» в экономическом плане регионов.

Прибыль в 2010 году увеличивали компании или не зависящие от топлива или с большим объемом мощностей

В 2011 году, по оценкам экспертов «РИА-Аналитика», разрыв в прибыльности энергокомпаний возрастет. На фоне роста спроса на электроэнергию и практически завершающегося перехода на полностью либерализованный рынок электроэнергии компании с низкими издержками на топливо – прежде всего гидрогенерирующие, сетевые и сбытовые компании, а также обладающие большими свободными для продаж мощностями ОГК, увеличат прибыль в среднем на 20-30%. В то же время большинство ТГК на фоне роста цен на топливо могут получить или увеличить убытки. Наиболее перспективными в среднесрочной перспективе, несмотря на текущую низкую прибыльность, выглядят генерирующие компании Дальнего Востока – потенциал спроса на электроэнергию в силу особенностей развития региона и высокой заинтересованности в этом развитии правительства России представляется очень значительным.

В 2011 году разрыв в прибыльности между компаниями возрастет



Таблица 31 Финансовые результаты компаний электроэнергетической

отрасли (ОГК) в январе-сентябре 2010 года по РСБУ, млн. руб.

EBIT* в % к январю-сентябрю 2009 г.

Чистая прибыль

в % к январю-сентябрю 2009 г.

ОГК-2 5279.9 211.7 3952.6 290.7 Энел ОГК-5 6390.9 191.7 4984.3 229.2 ИНТЕР РАО ЕЭС 3385.1 183.8 1099.0 8053.3 ФСК ЕЭС 27460.2 148.1 18769.5 148.5 ОГК-4 9011.4 119.6 7532.7 131.1 Русгидро 39239.8 111.9 30105.7 116.5 ОГК-1 3070.1 109.3 2032.3 101.2 ТГК-1 3329.0 93.4 2022.5 85.4 Волжская ТГК 2302.9 75.9 1814.0 79.6 ТГК-2 864.2 71.2 -266.8 ТГК-14 251.4 64.5 125.4 Мосэнерго 4875.6 55.6 2203.5 43.0 ОГК-6 1916.2 50.1 1393.4 40.6 Квадра 841.2 42.2 557.6 43.4 Фортум 1194.2 29.3 766.1 25.9 ТГК-6 458.5 27.9 -39.7 ОГК-3 833.3 21.7 632.9 17.0 ТГК-5 355.7 19.8 -256.7 ТГК-9 709.0 16.2 -600.9 ТГК-11 279.1 13.8 Кузбассэнерго -28.4 -82.6 ТГК-13 -772.7 -743.1 ДГК -818.5 -2506.8 * рассчитана как прибыль до налогообложения плюс процентные расходы

Источник: данные компаний, расчеты РИА-Аналитика

7.2. РЕНТАБЕЛЬНОСТЬ КОМПАНИЙ Рентабельность большинства проанализированных компаний отрасли в январе-сентябре 2010 года демонстрировала снижение. Рост рентабельности по основным показателям наблюдался только у 9 компаний из 23. Лидером по уровню рентабельности стала Русгидро – рентабельность продаж компании достигла 55% против 53.3% в январе-сентябре 2009 года. Основной причиной очень высокой рентабельности компании остается отсутствие зависимости от стоимости топлива, в результате чего компания за счет высоких цен увеличила рентабельность, даже снизив объемы выработки электроэнергии. На втором месте, хотя и с большим отрывом, по схожим причинам находится ФСК ЕЭС. Хорошие растущие уровни рентабельности продемонстрировали ОГК-4 и Энел ОГК-5. Среди снизивших рентабельность из ОГК можно отметить ОГК-6, из ТГК можно выделить ТГК-9, снизившую рентабельность продаж с 12.9% до 1.1%.

Рентабельность большинства компаний в 2010 году снижалась из-за большого роста издержек. В 2011 также будет наблюдаться снижение рентабельности большой части компаний



В целом уровни рентабельности по ОГК и сетевым компаниям достаточно высоки, в то время как большинство ТГК демонстрируют низкую и снижающуюся из-за опережающего роста цен на топливо рентабельность. Таким образом, низкая эффективность наблюдается как раз не у крупнейших генерирующих компаний, а следовательно, в рамках модернизации отрасли особенное внимание государству необходимо уделить именно среднему и небольшому звену генерации. Причем в силу низкой рентабельности, в том числе из-за невысокой эффективности, частным инвесторам инвестировать в развитие генераций, меньших, чем ОГК, как правило, невыгодно.

В 2011 году, вероятнее всего, рентабельности электросетевых, энергосбытовых компаний, большинства ОГК и корпорации Росэнергоатом возрастут в среднем на 5-10%, рентабельности большинства ТГК, напротив, снизятся на 10-20%. Давление на рентабельность будет оказывать высокий уровень цен на топливо, поддержку – рост спроса и тарифов.

Таблица 32 Показатели рентабельности компаний электроэнергетической отрасли, %

Рентабельность продаж (ROS)* Чистая прибыль/выручка Рентабельность по

EBIT** 9мес. 2009 г. 9 мес. 2010 г. 9мес. 2009 г. 9 мес. 2010 г. 9мес. 2009 г. 9 мес. 2010 г.

Русгидро 55.0 53.3 44.0 46.5 59.7 60.6 ФСК ЕЭС 20.1 29.4 20.4 22.5 30.0 32.9 ОГК-4 16.4 24.3 19.1 19.7 25.0 23.6 Энел ОГК-5 11.9 14.8 7.1 12.2 10.9 15.6 Фортум 7.6 11.7 18.4 4.0 25.3 6.2 Кузбассэнерго 2.4 11.6 -3.7 -0.4 -2.3 -0.1 ОГК-2 10.6 11.6 4.7 10.3 8.6 13.8 ТГК-1 10.6 9.7 9.4 5.9 14.1 9.7 ОГК-1 9.3 8.2 6.7 5.2 9.3 7.8 ОГК-3 10.9 5.6 13.8 1.9 14.2 2.4 Волжская ТГК 11.0 5.6 7.9 4.8 10.6 6.1 Квадра 11.8 5.1 6.3 2.4 9.8 3.6 ИНТЕР РАО ЕЭС 6.1 4.5 0.0 2.6 5.5 8.0 ОГК-6 14.1 4.2 11.4 3.9 12.7 5.3 Мосэнерго 9.6 4.0 6.6 2.3 11.3 5.1 ТГК-14 6.7 3.8 -0.6 2.2 8.3 4.4 ТГК-11 1.4 2.5 -5.6 0.1 -5.3 2.1 ТГК-9 12.9 1.1 9.7 -1.9 15.6 2.2 ТГК-2 3.8 0.0 2.0 -1.4 6.9 4.6 ДГК 6.3 -0.5 -2.8 -8.2 4.1 -2.7 ТГК-13 -4.2 -0.8 -10.0 -5.8 -9.9 -6.0 ТГК-5 5.6 -1.3 8.6 -1.8 15.6 2.5 ТГК-6 5.9 -3.3 7.7 -0.2 11.1 2.2

* отношение прибыли от продаж к выручке ** рассчитывается как отношение прибыли до налогообложения плюс проценты к уплате к выручке

Источник: Данные компаний, расчеты РИА-Аналитика



Таблица 33 Показатели рентабельности компаний

электроэнергетической отрасли, по итогам января-сентября 2010 года ,%*

Рентабельность активов (ROA)

Рентабельность собственного капитала (ROE)

Рентабельность инвестиций (ROI)

ОГК-4 10.1 10.7 8.5 ОГК-2 10.0 13.1 10.2 Русгидро 7.7 8.4 6.2 Энел ОГК-5 7.1 10.7 6.6 ОГК-1 5.6 8.5 4.6 Волжская ТГК 3.6 4.3 3.5 ФСК ЕЭС 3.5 3.9 2.5 ОГК-6 3.2 4.3 3.4 ТГК-1 2.8 4.0 2.5 Квадра 2.0 2.3 1.6 ТГК-14 1.8 2.3 1.6 Мосэнерго 1.8 2.2 1.2 Фортум 1.5 1.6 1.0 ИНТЕР РАО ЕЭС 1.3 2.3 1.3 ОГК-3 0.8 0.8 0.6 ТГК-11 0.4 0.6 0.1 ТГК-6 0.2 0.3 -0.1 Кузбассэнерго -0.1 -0.1 -0.3 ТГК-2 -0.5 -1.0 -1.0 ТГК-5 -0.5 -0.8 -0.9 ТГК-9 -0.7 -1.1 -1.0 ТГК-13 -3.7 -5.6 -3.1 ДГК -4.4 -8.7 -4.9

* ROA и ROE рассчитываются как отношение прибыли до налога на прибыль к среднему за период значению активов и собственного капитала соответственно. ROI рассчитывается как чистая прибыль к сумме собственного капитала, долгосрочных кредитов и аналогичной задолженности


Эффективность производства электроэнергии по показателю чистая прибыль на кВт ч выработки среди компаний, по которым у экспертов «РИА-Аналитика» были данные, на наиболее высоком уровне, по причинам уже приведенным выше, наблюдалась у Русгидро. Среди лучших компаний по эффективности также ОГК-4, Энел ОГК-5, ОГК-2, ТГК-1 и Квадра (ТГК-4). Наиболее низкие показатели у ТГК-2 и ТГК-13. Причем наибольшую выручку на единицу полученной энергии продемонстрировала как раз ТГК-2. Полученные результаты, прежде всего, свидетельствуют об очень значительном влиянии переменных издержек на эффективность деятельности компаний. Причем попадание в число наиболее эффективных нескольких ТГК подтверждает тезис о том, что далеко не всегда размер генерации и ее структура определяют рентабельность производства. Некоторые ТГК получают прибыль на единицу мощности большую, чем ОГК.

Наиболее эффективное производство у Русгидро. Низкие показатели у многих ТГК



Таблица 34 Показатели эффективности выработки электроэнергии по итогам января-сентября 2010 года, руб. на кВт ч*

Выручка/Выработка EBIT/Выработка Чистая прибыль/Выработка

Русгидро 1.165 0.706 0.542 ОГК-4 0.950 0.224 0.188 Энел ОГК-5 1.228 0.192 0.149 ОГК-2 1.090 0.151 0.113 ТГК-1 1.749 0.169 0.103 Квадра 3.018 0.109 0.072 Фортум 1.665 0.103 0.066 ОГК-6 1.434 0.076 0.055 Мосэнерго 2.120 0.107 0.049 ОГК-3 1.485 0.036 0.028 ТГК-14 0.481 0.021 0.011 Кузбассэнерго 1.230 -0.002 -0.005 ТГК-6 2.577 0.056 -0.005 ТГК-5 1.052 0.026 -0.019 ТГК-2 3.406 0.158 -0.049 ТГК-13 1.472 -0.088 -0.085 *Рассчитано для компаний, по которым имелась информация о выработке электроэнергии в январе-сентябре 2010 г


Рисунок 23

Показатель EBIT на объем выработанной энергии в январе-сентябре 2010 года

-0,2

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

руб.

на кВт ч

Русгидро ОГК-4 Энел ОГК-5 ТГК-1 ТГК-2 ОГК-2Квадра Мосэнерго Фортум ОГК-6 ТГК-6 ОГК-3ТГК-5 ТГК-14 Кузбассэнерго ТГК-13


7.3. ПЛАТЕЖЕСПОСОБНОСТЬ КОМПАНИЙ В январе-сентябре 2010 года динамика объемов долга (кредитов и займов) по компаниям электроэнергетической отрасли была разнонаправленной. Ряд компаний значительно сократил объемы задолженности, однако большая часть существенно нарастила объемы полученных кредитов и займов. Так, почти в десять раз снизила объемы заложенности по кредитам и займам Квадра – до 0.2 млрд. руб. Почти в два раза сократился долг у ОГК-2 и ОГК-6. Не получали средства в долг и не имели задолженности по кредитам и займам ОГК-3, ОГК-4 и



Кузбассэнерго. В то же время почти в 5 раз до 8.5 млрд. руб. выросла задолженность у ТГК-3, в 2.8 раза вырос объем долга у ФСК-ЕЭС, значительно увеличили кредитование ТГК-6 и ТГК-2. Еще одна тенденция 2010 года – сокращение краткосрочной задолженности, что является, вероятно, следствием уроков, полученных в ходе кризиса. При этом некоторые компании, такие как, например, Русгидро и ОГК-6, в январе-сентябре 2010 года существенно увеличили краткосрочную задолженность по кредитам и займам.

В 2011 году возможно значительное увеличение объемов долга по целому ряду компаний, что связанно с растущей необходимостью проводить модернизацию и увеличение мощностей. Возможен и оправдан с точки зрения обеспеченности активами и денежными потоками рост долга, например, у таких компаний как Кузбассэнерго, Фортум, ОГК-2, ОГК-6. К компаниям, у которых объем долга уже достиг высоких уровней, относятся, например, ТГК-2, ТГК-6, ТГК-13, ДГК.

Таблица 35 Объемы долга компаний электроэнергетической

отрасли по итогам января-сентября 2010 года, млн. руб.*

2009 9 мес. 2010 9 мес. 2010, % к началу года

ОГК-3 0.0 0.0 – ОГК-4 0.0 0.0 – Кузбассэнерго 0.0 0.0 – Квадра 1957.8 215.7 11.0 ОГК-2 9606.7 4907.3 51.1 ОГК-6 4990.8 2881.6 57.7 ИНТЕР РАО ЕЭС 25188.6 20845.7 82.8 Мосэнерго 20116.4 17845.1 88.7 Фортум 1213.8 1146.6 94.5 Русгидро 18048.4 17239.3 95.5 ТГК-11 3080.5 3120.2 101.3 ТГК-5 7996.8 8399.1 105.0 Энел ОГК-5 19278.4 20633.3 107.0 ОГК-1 11025.8 12722.5 115.4 ДГК 24153.1 29156.8 120.7 ТГК-1 15337.1 19200.1 125.2 ТГК-14 849.1 1063.4 125.3 Волжская ТГК 4085.7 5579.4 136.6 ТГК-9 14993.4 20622.9 137.5 ТГК-2 10845.9 17426.3 160.7 ТГК-6 3761.4 7702.2 204.8 ФСК ЕЭС 13481.5 36210.0 268.6 ТГК-13 1708.5 8507.8 498.0

** здесь и далее долг включает в себя кредиты, займы и приравненную к ним задолженность Источник: Данные компаний, расчеты РИА-Аналитика



Рисунок 24

Доля краткосрочного долга в совокупном долге (кредитах и займах) компаний

0%20%40%60%80%

100%120%

ОГК-2 ТГК-14 Волжская ТГК ТГК-5 ТГК-11ОГК-6 ТГК-2 Русгидро ТГК-6 ДГКТГК-1 Мосэнерго ТГК-9 Квадра ОГК-1ИНТЕР РАО ЕЭС ТГК-13 ФСК ЕЭС Энел ОГК-5 Фортум


Кредитоспособность компаний электроэнергетической отрасли по итогам сентября 2010 года оставалась преимущественно на высоком уровне и, по оценкам экспертов «РИА-Аналитика», превышает кредитоспособность компаний почти всех российских отраслей. При этом по большинству компаний наблюдался рост долговой нагрузки. У ряда компаний объем долга относительно капитала уже находится на достаточно высоком уровне. Так, у ТГК-2 величина долга на 1 октября 2010 года по данным РСБУ уже превышает объем собственного капитала, причем с начала 2010 года соотношение существенно выросло. К компаниям с достаточно высокой и растущей нагрузкой на капитал относятся также, например, ДГК, ТГК-13, ТГК-9. Очень высокую финансовую надежность продемонстрировали ОГК-3, ОГК-4, Квадра, Фортум, Русгидро, ФСК-ЕЭС и ряд других компаний. Хороший рост надежности наблюдался у ИНТЕР РАО ЕЭС и ОГК-2.

Кредитоспособность компаний высокая. Среди лидеров роста ИНТЕР РАО ЕЭС и ОГК-2

В 2011 году, вероятнее всего, будет наблюдаться небольшое формальное снижение платежеспособности компаний, однако поскольку оно будет зафиксировано преимущественно у наиболее устойчивых и крупных компаний отрасли, на финансовом состоянии сектора данная тенденция негативно не отразится.

Рисунок 25

Показатель долг/активы по итогам 9 месяцев 2010 года

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

ТГК-2 ДГК ТГК-13 ТГК-9 ОГК-1Энел ОГК-5 ТГК-5 ТГК-1 ТГК-6 ТГК-11ИНТЕР РАО ЕЭС ТГК-14 ОГК-2 Волжская ТГК МосэнергоОГК-6 ФСК ЕЭС Русгидро Фортум КвадраОГК-3 ОГК-4




Таблица 36 Показатели финансовой устойчивости компаний электроэнергетической отрасли

Коэффициент долг/активы Коэффициент долг/собственные средства

Коэффициент финансовой независимости*

2009 9мес. 2010 2009 9мес. 2010 2009 9мес. 2010 ТГК-2 0.34 0.47 0.62 1.01 0.55 0.46 ДГК 0.39 0.46 0.73 0.95 0.54 0.48 ТГК-13 0.08 0.32 0.11 0.55 0.76 0.58 ТГК-9 0.22 0.29 0.32 0.45 0.68 0.63 ОГК-1 0.25 0.26 0.37 0.40 0.67 0.65 Энел ОГК-5 0.26 0.25 0.39 0.38 0.66 0.67 ТГК-5 0.22 0.23 0.32 0.33 0.71 0.70 ТГК-1 0.16 0.19 0.23 0.28 0.71 0.69 ТГК-6 0.10 0.19 0.13 0.26 0.79 0.73 ТГК-11 0.16 0.16 0.22 0.23 0.71 0.72 ИНТЕР РАО ЕЭС 0.24 0.16 0.39 0.32 0.63 0.50 ТГК-14 0.09 0.11 0.11 0.13 0.79 0.79 ОГК-2 0.20 0.10 0.27 0.13 0.71 0.82 Волжская ТГК 0.07 0.09 0.08 0.11 0.85 0.82 Мосэнерго 0.10 0.09 0.12 0.11 0.81 0.83 ОГК-6 0.10 0.05 0.13 0.07 0.79 0.71 ФСК ЕЭС 0.02 0.04 0.02 0.05 0.89 0.90 Русгидро 0.04 0.03 0.04 0.04 0.94 0.91 Фортум 0.02 0.01 0.02 0.02 0.94 0.93 Квадра 0.05 0.01 0.06 0.01 0.87 0.91 ОГК-3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.97 0.95 ОГК-4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.94 0.95 Кузбассэнерго 0.00 0.00 0.00 0.00 0.88 0.79

* доля собственных средств в пассивах Источник: Данные компаний, расчеты РИА-Аналитика

Обеспеченность кредитного портфеля денежными потоками в

2010 году изменялась разнонаправленно, увеличиваясь у наиболее эффективных компаний и снижаясь по целой группе ТГК, причем по некоторым компаниям ситуация уже достаточно критична.

Обеспеченность кредитов доходами у ряда компаний уже на критическом уровне

Наилучшая обеспеченность выручкой долга среди компаний, имеющих кредиты и займы, по итогам января-сентября 2010 года у Квадры, Фортума, ОГК-6, ОГК-2 и Волжской ТГК. Денежным потоком EBIT (прибыль до налогообложения плюс уплаченные проценты) лучше всех обеспечены обязательства Квадры, Русгидро Фортума и ФСК ЕЭС. Наименьшая краткосрочная долговая нагрузка у ФСК ЕЭС и Кварды, Процентные платежи лучше всех обеспечены прибылью у Фортума и ФСК ЕЭС.

Вместе с тем достаточно низкие относительно долга уровни денежного потока EBIT демонстрируют такие компании как ДГК, ТГК-



2, ТГК-13, ТГК-9. Высокая краткосрочная долговая нагрузка у ТГК-5, ТГК-9, ТГК-6 и ТГК-11, а также у убыточных ТГК.

В 2011 году эксперты «РИА-Аналитика» прогнозируют, что по ОГК и сетевым компаниям обеспеченность долга денежными потоками возрастет, вместе с тем, обслуживание долга для целого ряда ТГК уже является проблемой, и улучшения в 2011 года по большинству из этих компаний не ожидается. Более того, вероятно, долговая нагрузка у многих возрастет на фоне роста издержек и необходимости реструктуризации кредитных портфелей.

Таблица 37 Показатели обеспеченности денежными потоками

долговых обязательств компаний электроэнергетической отрасли

Коэффициент долг/выручка

Коэффициент долг/EBIT

Коэффициент краткосрочный

долг/EBIT

Коэффициент покрытия процентов (interest coverage

ratio)*

9мес. 2010 9мес. 2010 9мес. 2010 9 мес. 2009 9мес. 2010 ОГК-3 0.00 0.00 0.00 – – ОГК-4 0.00 0.00 0.00 495.00 2151.21 Кузбассэнерго 0.00 0.00 0.00 – – Квадра 0.01 0.26 0.05 7.58 24.52 Фортум 0.06 0.96 0.00 33.77 188.18 ОГК-6 0.08 1.50 0.70 23.56 7.54 ОГК-2 0.13 0.93 0.93 4.17 11.81 Волжская ТГК 0.15 2.42 2.11 10.74 18.84 Мосэнерго 0.19 3.66 1.03 4.89 3.93 ТГК-14 0.19 4.23 4.23 6.88 3.73 ТГК-11 0.24 11.18 5.93 – 1.44 Русгидро 0.27 0.44 0.18 21.27 50.61 ОГК-1 0.32 4.14 0.18 14.11 7.03 ТГК-6 0.37 16.80 5.89 11.08 1.26 ФСК ЕЭС 0.43 1.32 0.01 11.42 45.66 ИНТЕР РАО ЕЭС 0.50 6.16 0.26 1.07 1.79 Энел ОГК-5 0.50 3.23 0.00 7.42 7.80 ТГК-1 0.56 5.77 1.68 8.88 5.53 ТГК-5 0.58 23.61 16.19 3.62 0.65 ТГК-9 0.65 29.09 8.05 3.24 0.58 ТГК-13 0.66 – – – – ТГК-2 0.93 20.17 8.32 1.87 0.84 ДГК 0.95 – – 0.54 -0.42 * EBIT за период к выплаченным за период процентам по обязательствам




Рисунок 26

Обеспеченность долга выручкой по итогам 9 месяцев 2010 года

0,00,2

0,40,6

0,81,0

ОГК-3 ОГК-4 Кузбассэнерго Квадра ФортумОГК-6 ОГК-2 Волжская ТГК Мосэнерго ТГК-14ТГК-11 Русгидро ОГК-1 ТГК-6 ФСК ЕЭСИНТЕР РАО ЕЭС Энел ОГК-5 ТГК-1 ТГК-5 ТГК-9ТГК-13 ТГК-2 ДГК


7.4. ЛИКВИДНОСТЬ КОМПАНИЙ Сокращение краткосрочных заимствований и кредиторской задолженности привело к росту ликвидности большинства компаний отрасли. Причем по основной части проанализированных компаний уровень ликвидности можно охарактеризовать как высокий. Во многом это является особенностью отрасли. Среди лидеров по текущей ликвидности выделяются ОГК-3, ОГК-4, Русгидро, ФСК-ЕЭС и Фортум, то есть компании с хорошими финансовыми характеристиками. Невысокий уровень ликвидности в январе-сентябре 2010 года наблюдался, например, у ИНТЕР РАО ЕЭС, ТГК-11 и ОГК-6. При этом в целом ни у одной из компаний ликвидность не была однозначно критичной. Существенное снижение текущей ликвидности с начала года продемонстрировали те же ИНТЕР РАО ЕЭС и ОГК-6, а также имеющие очень большой запас ликвидности Русгидро и ОГК-3. Значительный рост ликвидности был у ФСК ЕЭС, ОГК-2, ТГК-9 и ОГК-1. По оценкам экспертов «РИА-Аналитика», значительных факторов для снижения ликвидности в 2011 году не наблюдается, напротив, вероятен рост ликвидности по большинству компаний в силу роста экономической активности в экономике России.

Показатели ликвидности компаний преимущественно высокие и в 2011 году продолжат рост

Рисунок 27

Коэффициент текущей ликвидности на 30.09.10

02468

101214

ОГК-3 ОГК-4 Фортум ФСК ЕЭС РусгидроОГК-2 ТГК-9 Квадра ТГК-6 ОГК-1Мосэнерго Энел ОГК-5 ТГК-5 ТГК-14 ТГК-13Волжская ТГК ТГК-2 Кузбассэнерго ДГК ТГК-1ОГК-6 ТГК-11 ИНТЕР РАО ЕЭС





Рисунок 28

Коэффициент абсолютной ликвидности на 30.09.10

0

2

4

6

8

10

ОГК-3 Фортум ОГК-4 ТГК-6 ТГК-9ТГК-5 ФСК ЕЭС Мосэнерго ТГК-13 ТГК-14ОГК-2 Кузбассэнерго Русгидро ОГК-1 ИНТЕР РАО ЕЭСЭнел ОГК-5 Волжская ТГК ТГК-2 Квадра ОГК-6ТГК-1 ТГК-11 ДГК

Источник: Данные компаний, расчеты РИА-Аналитик

Таблица 38 Показатели ликвидности компаний электроэнергетической отрасли по итогам

января-сентября 2010 года* Текущая ликвидность Абсолютная ликвидность Компания

2009 9мес. 2010 2009 9мес. 2010 ОГК-3 21.29 12.76 15.47 8.39 ОГК-4 8.78 7.66 3.56 2.94 Фортум 8.46 7.22 6.57 4.88 ФСК ЕЭС 3.02 5.25 1.09 1.48 Русгидро 11.62 5.00 4.11 0.79 ОГК-2 2.52 4.40 0.37 0.85 ТГК-9 2.23 4.10 1.22 2.46 Квадра 3.00 3.99 0.81 0.23 ТГК-6 2.39 3.78 1.78 2.91 ОГК-1 1.90 3.71 0.29 0.64 Мосэнерго 3.37 3.70 0.87 1.47 Энел ОГК-5 1.62 3.28 0.11 0.56 ТГК-5 2.32 2.87 1.24 1.63 ТГК-14 2.69 2.46 1.32 0.96 ТГК-13 0.74 2.36 0.12 1.08 Волжская ТГК 2.74 1.78 0.96 0.55 ТГК-2 1.02 1.67 0.08 0.51 Кузбассэнерго 2.20 1.63 0.12 0.80 ДГК 0.63 1.18 0.00 0.02 ТГК-1 1.15 1.15 0.10 0.14 ОГК-6 3.35 1.08 0.35 0.16 ТГК-11 0.97 1.02 0.00 0.04 ИНТЕР РАО ЕЭС 3.96 0.93 1.33 0.61

* Текущая ликвидность рассчитывается как отношение текущих (краткосрочных) активов к текущим (краткосрочным) обязательствам. Абсолютная ликвидность рассчитывается как отношение краткосрочных финансовых вложений и денежных средств к текущим обязательствам


РИА Аналитикаvid-1.rian.ru/ig/ratings/electroenergy1.pdfВ 2010 году...

Documents