Электроэнергетика · MOEX: HYDR
РусГидро — крупнейшая в России генерирующая компания по установленной мощности гидроэлектростанций и одна из крупнейших публичных гидрогенерирующих групп мира. Помимо ГЭС, группа управляет тепловой генерацией, электросетями и сбытом на Дальнем Востоке, фактически обеспечивая работу всей энергосистемы региона. Контролируется государством (Росимущество — около 62%; крупный пакет около 12% у ВТБ). Общая установленная мощность активов — около 38,5 ГВт, это порядка 15% генерирующих мощностей страны.
| Показатель | 2025 | 2024 | Δ г/г |
|---|---|---|---|
| Выручка (без субсидий) | 663,8 | 579,8 | +14,5% |
| Выручка с госсубсидиями | 741,3 | ~642,9 | +15,3% |
| EBITDA | 219,7 | 150,8 | +45,7% |
| Маржа EBITDA (от выручки без субсидий) | 33,1% | 26,0% | +7,1 п.п. |
| Чистая прибыль (акционеров) | 117,8 | −61,2 | — (убыток → прибыль) |
| Чистая маржа (от выручки без субсидий) | 17,7% | отрицательная | — |
| CapEx | ~270,9 | ~199,3 | +35,9% |
| Свободный денежный поток | отрицательный (оценка) | отрицательный (оценка) | — |
| Чистый долг / EBITDA | ~3,2–3,4x | ~3,2x | ≈ |
Вывод из таблицы: выручка выросла умеренно (+14,5%), а из убытка прошлого года компания вышла в крупную прибыль. Главные причины — переход энергосистемы Дальнего Востока к рыночному ценообразованию (вторая ценовая зона с 2025 года), индексация тарифов и рост выработки ГЭС, что резко подняло EBITDA, плюс эффект низкой базы 2024 года (тогда прибыль «съели» обесценения и процентные расходы). При этом долговая нагрузка остаётся высокой (чистый долг свыше 700 млрд ₽), а инвестпрограмма требует больше денег, чем компания генерирует.
1. Тарифы и регулирование цен на Дальнем Востоке — основной рычаг выручки неценовой зоны. С 2025 года регион переведён во вторую ценовую зону, с 2026 года одобрена 100%-я либерализация цен для ГЭС ДФО. Риск: любое замедление либерализации или сдерживание тарифов государством напрямую режет выручку. 2. Государственные субсидии — бюджет компенсирует разницу между низкими тарифами ДФО и реальной себестоимостью. В 2025 году субсидии составили около 77,5 млрд ₽. Риск: сокращение субсидий при бюджетных ограничениях возвращает дальневосточный сегмент в убыток. 3. Водность (приточность) — выработка ГЭС зависит от уровня воды в водохранилищах. Риск: маловодный год снижает дешёвую гидрогенерацию и замещает её более дорогой тепловой, ухудшая маржу. 4. Ключевая ставка и долг — у группы крупная инвестпрограмма, финансируемая в долг. Финансовые расходы в 2025 году выросли почти вдвое — до ~120 млрд ₽. На конец мая 2026 года ключевая ставка ЦБ составляет 14,5%. Риск: высокая ставка увеличивает процентные платежи и «съедает» прибыль. 5. Инвестпрограмма — пик расходов приходится на 2026 год (план более 400 млрд ₽), всего на 2026–2030 годы заявлено около 1 трлн ₽. Риск: стройка генерирует отрицательный свободный денежный поток и наращивает долг. 6. Мораторий на дивиденды — для финансирования стройки выплаты приостановлены (по заявлениям чиновников — ориентировочно до 2030 года). Риск: отсутствие дивидендов снижает привлекательность акции для инвестора, ориентированного на доход. 7. Цены на топливо для тепловой генерации ДФО — уголь, газ и мазут для ТЭЦ. Риск: рост цен на топливо повышает себестоимость дальневосточного сегмента, который и без того дотируется.
---
Доли ниже — ориентир на 2025 год: точные якоря (выручка, EBITDA, прибыль, субсидии, CapEx) взяты из официального раскрытия результатов по МСФО за 2025 год; внутренняя постатейная разбивка расходов реконструирована по структуре отрасли и прошлых лет (оценка), так как компания публикует укрупнённые статьи.
Главный вывод по экономике. Операционно бизнес сильный: дешёвая гидрогенерация даёт высокую EBITDA-маржу (~33%), а переход ДФО к рыночным ценам и субсидии вывели дальневосточный контур из убытка. Но почти всю прибыль на уровне «после EBITDA» забирают процентные расходы (~120 млрд ₽) — следствие триллионной инвестпрограммы, финансируемой в долг при высокой ставке. Поэтому при росте EBITDA на 45,7% компания одновременно держит мораторий на дивиденды: свободного денежного потока на выплаты не остаётся.
РусГидро не публикует чёткую сегментную выручку в разрезе всех направлений в открытом релизе; деление ниже — управленческое, доли — оценка.
Выработка на ГЭС/ТЭЦ → продажа на оптовом рынке электроэнергии и мощности (или по регулируемым тарифам в неценовой зоне ДФО) → передача по сетям → сбыт конечным потребителям. На Дальнем Востоке группа замкнута почти на всю вертикаль (генерация + сети + сбыт), в остальной России — преимущественно генерация с продажей на оптовом рынке. (Разбивку выручки по этапам вертикали компания не публикует.)
Денежный поток формируется в основном от B2B и B2G: промышленные потребители, оптовый рынок электроэнергии и мощности, региональные сбыты. Розница (население) проходит через сбытовые компании, преимущественно на ДФО. Рыночную силу в сделке имеют: государство (тарифы, субсидии, либерализация цен, дивидендная политика), регулятор оптового рынка и крупные промышленные потребители. Контракты и тарифы во многом определяются регулированием, а не свободной рыночной силой компании.
Продолжить в приложении: бизнес-модель РусГидро →Данные на 30 августа 2026 года. Страница пересобирается автоматически при обновлении данных.
Basis — аналитический слой, не брокер и не даёт сигналов «купить/продать». Числа на этой странице — из годовой отчётности на дату последнего обновления разбора; живые показатели (цена, мультипликаторы, апсайд к справедливой цене) считаются в приложении. Материал не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией.