Электроэнергетика · MOEX: TGKA
ТГК-1 (Территориальная генерирующая компания № 1) — крупнейший производитель тепловой и электрической энергии Северо-Запада России. Бизнес — регулируемая и рыночная генерация: компания владеет теплоэлектроцентралями (ТЭЦ) и каскадами гидроэлектростанций (ГЭС) в Санкт-Петербурге, Ленинградской и Мурманской областях и Республике Карелия, продаёт электроэнергию и мощность на оптовом рынке, а тепло — конечным потребителям городов присутствия. Ключевая особенность — большая доля ГЭС: около 40 гидростанций дают порядка 43% выработки электроэнергии при себестоимости в разы ниже тепловой генерации. Контролируется государством через ООО «Газпром энергохолдинг» (51,79%); вторым крупным акционером исторически была финская Fortum (около 29,5%), чьи российские активы с апреля 2023 года переданы во временное управление Росимущества (статус доли на дату составления — требует перепроверки).
| Показатель | 2024 | 2023 | Δ г/г |
|---|---|---|---|
| Выручка | 110,6 | 99,3 | +11,4% |
| EBITDA | 17,5 | 17,1 | +2,3% |
| Маржа EBITDA | 15,9% | 17,2% | −1,3 п.п. |
| Операционная прибыль | 8,0 | 5,7 | +41,7% |
| Чистая прибыль (акционеров) | 0,78 | 3,32 | −76% |
| Чистая маржа | 0,7% | 3,3% | −2,6 п.п. |
| CapEx | 16,1 | 22,1 | −27,1% |
| Свободный денежный поток | −4,2 | −10,2 | убыток сократился |
| Чистый долг / EBITDA | ~1,1x | ~0,8x | +0,3 |
(Якоря — выручка, EBITDA, чистый долг — подтверждены релизом и обзором «Эксперт РА» за 2024 год; чистая прибыль — по продолжающейся деятельности, доля акционеров (financials.json, единый источник чисел карточки): 0,78 млрд ₽ в 2024-м против 3,32 млрд ₽ в 2023-м. Ряд агрегатора smart-lab, показывавший за 2023 год убыток ~9,2 млрд ₽, включал эффекты выбытия «Теплосети СПб» и при сверке заменён.)
Вывод из таблицы: операционно бизнес стабилен — выручка выросла на 11%, а EBITDA почти не изменилась, значит рост затрат «съел» прибавку. Чистая прибыль по продолжающейся деятельности сжалась с 3,3 до 0,8 млрд ₽ — процентная нагрузка и опережающий рост затрат добрались до итога; крупный «бумажный» убыток 2023 года (~9 млрд ₽ в старых агрегаторских рядах) относился к обесценениям и выбытию «Теплосети СПб», а не к операционному бизнесу. Главное: операционная маржа тонкая, и любой опережающий рост условно-постоянных затрат сразу давит на итог.
1. Окончание платежей по ДПМ — договоры о предоставлении мощности давали повышенный гарантированный тариф за введённые ранее блоки. По данным компании, эти доходы к 2024 году прекратились. Риск: выпадение высокомаржинальной выручки от мощности (после завершения предыдущей программы для ТЭС в 2020–2021 годах выручка от мощности падала на десятки процентов) при отсутствии равноценной замены давит на EBITDA. 2. Программа КОММод (модернизация генерации до 2032 года) — новый источник повышенных платежей за мощность взамен ДПМ; требует CapEx сейчас ради тарифа потом. Риск: перенос сроков, рост стоимости оборудования и удорожание финансирования снижают отдачу инвестиций. 3. Водность рек — выработка ГЭС (самая дешёвая часть) зависит от притока воды. В 2024 году производство на ГЭС снизилось из-за низкой водности, что компенсировалось ростом загрузки ТЭЦ. Риск: маловодный год смещает выработку на дорогую тепловую генерацию и ухудшает себестоимость. 4. Цены на газ и топливная составляющая — газ основное топливо ТЭЦ. Риск: индексация цен на газ напрямую поднимает себестоимость теплоэнергии, а переложить рост в регулируемый тариф на тепло удаётся не полностью. 5. Регулируемый тариф на тепло — тарифы устанавливаются государством и часто индексируются ниже фактического роста затрат. Риск: отставание тарифа от инфляции затрат делает теплосегмент низкомаржинальным или убыточным. 6. Условно-постоянные затраты (зарплата, ремонты, эксплуатация) — по оценке «Эксперт РА», именно их рост в 2024 году снизил рентабельность с ~21% до ~15%. Риск: эти расходы не падают вместе с выручкой и съедают маржу. 7. Ключевая ставка и процентные расходы — на конец мая 2026 года ставка ЦБ РФ составляет 14,5% (требует перепроверки на дату чтения). Риск: высокая ставка удорожает обслуживание долга и инвестпрограммы; коэффициент покрытия процентов EBITDA уже снизился с ~7,7x (2023) до ~3,4x (2024). 8. Статус доли Fortum и корпоративная неопределённость — около 29,5% акций связаны с активами под временным управлением государства. Риск: возможные изменения в структуре собственности и судебные споры создают неопределённость для миноритариев.
---
Доли ниже — ориентир на 2024 год: финансовые якоря (выручка, EBITDA, чистый долг) из релиза и обзора «Эксперт РА»; структура выручки по сегментам — по раскрытию компании (ориентир, точные суммы по строкам отчётности МСФО требуют сверки).
(Доли сегментов — ориентир; компания раскрывает структуру выручки в годовом отчёте, точные суммы по годам нужно сверить с консолидированной отчётностью.)
Главный вывод по экономике. ТГК-1 — капиталоёмкий генератор с тонкой итоговой маржой: почти всю EBITDA «съедают» амортизация и проценты, поэтому до чистой прибыли доходят единицы процентов от выручки. Экономику держат два рычага — дешёвая гидрогенерация (бестопливные ГЭС улучшают среднюю себестоимость) и платежи за мощность (КОМ/ДПМ/КОММод). Прекращение прежних ДПМ-платежей убирает высокомаржинальную выручку, а опережающий инфляцию рост условно-постоянных затрат сжимает маржу — отсюда снижение рентабельности EBITDA с ~17% до ~16% при росте выручки на 11%.
Установленная мощность на конец 2023 года: электрическая ~6,9 ГВт, тепловая ~13,6 тыс. Гкал/ч; всего ~52 электростанции, из них ~40 ГЭС и несколько ТЭЦ.
Конкуренты: на оптовом рынке электроэнергии и мощности — другие ОГК/ТГК (в т.ч. структуры «Газпром энергохолдинга»: ОГК-2, Мосэнерго) и независимые генераторы; в теплоснабжении городов присутствия прямой конкуренции почти нет (регулируемая локальная монополия).
Топливо (газ) и вода рек → выработка на ТЭЦ и ГЭС → продажа электроэнергии и мощности на оптовом рынке (рыночные цены) + продажа тепла конечным потребителям по регулируемым тарифам. Вертикаль короткая: компания — производитель, без собственной розничной сбытовой надстройки в электроэнергетике; тепло отпускается напрямую в сети городов присутствия. Главный рычаг стоимости — структура парка: чем больше выработки приходится на бестопливные ГЭС, тем выше маржа.
Деятельность сосредоточена в Северо-Западном федеральном округе РФ: Санкт-Петербург, Ленинградская область, Мурманская область, Республика Карелия. Экспорта по существу нет — продукция (электроэнергия и особенно тепло) реализуется на внутреннем рынке, тепло — локально в городах присутствия. (Исторически у компании были поставки электроэнергии в Финляндию через трансграничные перетоки; в текущих условиях этот канал требует перепроверки и в выручке несуществен.)
Главный «ценообразователь» для компании — государство: оно задаёт тарифы на тепло, правила оптового рынка и условия платежей за мощность, поэтому регуляторные решения влияют на выручку сильнее, чем переговорная позиция отдельных клиентов.
Продолжить в приложении: бизнес-модель Территориальная генерирующая компания № 1 →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.