Финансовые результаты
2017 | 2018 | 2019 | |
---|---|---|---|
Выручка, млн руб. | 869 204 | 962 582 | 1 032 120 |
Прочие операционные доходы, млн руб. | 8 817 | 10 492 | 12 162 |
Операционные расходы, млн руб. | (821 779) | (885 785) | (945 975) |
Операционная прибыль, млн руб. | 56 242 | 87 289 | 98 307 |
EBITDA, млн руб. | 97 645 | 121 300 | 141 547 |
Рентабельность по EBITDA, % | 11,2 % | 12,6 % | 13,7 % |
Свободный денежный поток, млн руб. | 50 919 | 67 144 | 84 849 |
Чистая прибыль, млн руб. | 54 662 | 71 675 | 81 930 |
Капитальные расходы, млн руб. | 31 508 | 25 770 | 24 466 |
Чистые активы, млн руб. | 461 503 | 485 478 | 552 779 |
Нематериальные активы, млн руб. | 13 183 | 13 849 | 9 804 |
Рентабельность активов, % | 9,25 % | 10,48 % | 11,07 % |
Рентабельность инвестированного капитала (ROIC), % | 11,02 % | 13,02 % | 13,14 % |
Рентабельность собственного капитала (ROE), % | 11,84 % | 14,76 % | 14,82 % |
Коэффициент текущей ликвидности | 2,07 | 2,02 | 2,99 |
Коэффициент концентрации собственного капитала | 0,72 | 0,67 | 0,74 |
Отношение собственного капитала к заёмному | 2,60 | 2,00 | 2,79 |
Денежный поток от операционной деятельности, млн руб. | 88 759 | 95 033 | 105 347 |
Кредиты и займы, млн руб. | 16 154 | 9 738 | 3 316 |
Краткосрочные, млн руб. | 11 479 | 8 353 | 2 842 |
Долгосрочные, млн руб. | 4 675 | 1 385 | 474 |
Обязательства по арендеС учётом доли обязательств по аренде в совместных предприятиях., млн руб. | 12 698 | 50 093 | 57 530 |
ДолгС учётом обязательств по аренде, включая долю обязательств по аренде в совместных предприятиях. / EBITDA | 0,3 | 0,5 | 0,4 |
Чистый долгС учётом обязательств по аренде, включая долю обязательств по аренде в совместных предприятиях., млн руб. | –135 495 | –166 706 | –196 525 |
Чистый долгС учётом обязательств по аренде, включая долю обязательств по аренде в совместных предприятиях. / EBITDA | –1,4 | –1,4 | –1,4 |
Основные факторы, повлиявшие на финансовые результаты
На динамику финансовых результатов Группы существенно повлияли следующие ключевые факторы и события:
- ввод в эксплуатацию в течение 2018 и 2019 гг. арендуемых станций в Калининградской области: Маяковской ТЭС установленной мощностью 160 МВт, Талаховской ТЭС установленной мощностью 161 МВт и Прегольской ТЭС установленной мощностью 455 МВт;
- ввод в эксплуатацию Затонской ТЭЦ установленной мощностью 440МВт в Башкирии в марте 2018 г. в рамках ДПМ;
- рост платы за мощность по ДПМ вследствие получения в цене мощности оплаты дельты ДПМ по ряду генерирующих объектов;
- ценовая конъюнктура на рынке на сутки вперёд (РСВ): рост в первой ценовой зоне;
- рост среднеотпускных цен для конечных потребителей в сегменте «Сбыт РФ»;
- рост стоимости продаж в сегменте «Трейдинг в Российской Федерации и Европе» – в связи с благоприятной конъюнктурой рынка зоны Nord Pool и, соответственно, ростом объёмов продаж на экспорт из РФ;
- начало работы в статусе гарантирующих поставщиков на территории Вологодской и Владимирской областей компаний ООО «ССК» и ООО «ЭСВ» соответственно;
- завершение в июне 2019 г. контракта с турецкой стороной по эксплуатации станции Trakya Elektrik и передача станции уполномоченной организации – турецкой государственной компании EUAS;
- завершение реализации крупных контрактов сегмента «Инжиниринг», связанных со строительством объектов генерации в Калининградской области.
Анализ выручки
Выручка Группы выросла на 7,2 %Здесь и далее процентные соотношения финансовых показателей рассчитаны исходя из данных консолидированной финансовой отчётности по МСФО, выраженных в миллионах рублей. (69,5 млрд руб.) и превысила 1 трлн руб., достигнув величины 1 032 млрд руб.
Увеличение выручки в сегменте «Сбыт в Российской Федерации» на 62,7 млрд руб. (9,9 %) до уровня 695,1 млрд руб. связано с ростом среднеотпускных цен гарантирующих поставщиков для конечных потребителей, началом работы новых гарантирующих поставщиков в Вологодской и Владимирской областях, а также приёмом на обслуживание новых потребителей гарантирующими поставщиками и нерегулируемыми сбытовыми компаниями.
Увеличение выручки в сегменте «Электрогенерация в Российской Федерации» на 15,1 млрд руб. (8,5 %) до величины 192,4 млрд руб. произошло преимущественно благодаря вводу в эксплуатацию арендуемой Группой Прегольской ТЭС в Калининградской области. Дополнительный позитивный эффект достигнут в связи с получением в цене мощности оплаты дельты ДПМ и ростом цен на электроэнергию в первой ценовой зоне.
Выручка в сегменте «Теплогенерация в Российской Федерации» увеличилась на 5,7 млрд руб. (6,3 %) и составила 96,0 млрд руб. Рост обусловлен вводом в эксплуатацию Затонской ТЭЦ в рамках ДПМ в марте 2018 г., увеличением выработки электроэнергии на Кармановской ГРЭС, а также повышением цен реализации на рынке на сутки вперёд.
Выручка сегмента «Трейдинг в Российской Федерации и Европе» увеличилась на 3,6 млрд руб. (4,9 %) относительно сопоставимого периода и составила за 2019 г. 77,1 млрд руб. Возросли объёмы реализации в Литве и Польше.
В сегменте «Зарубежные активы» выручка снизилась на 2,8 млрд руб. (10,5 %) и составила 24,0 млрд руб. Негативный эффект получен в результате практически полного прекращения выработки станцией Trakya Elektrik в Турецкой Республике в соответствии с распоряжением оператора энергосистемы, а также из-за перехода одного из крупных потребителей АО «Теласи» на прямые поставки с энергорынка Грузии. При этом Молдавская ГРЭС показала положительную динамику за счёт увеличения объёмов поставок на экспорт в Республику Молдова и средних отпускных цен, а также за счёт роста среднего курса доллара США относительно рубля на 3,2 % по сравнению с сопоставимым периодом.
Выручка сегмента «Инжиниринг в Российской Федерации» сократилась на 8,1 млрд руб. (26,3 %) относительно сопоставимого периода и составила за 2019 г. 22,6 млрд руб. Главный фактор снижения показателя по сегменту – завершение строительства энергетических объектов в Калининградской области.
Операционные расходы
Операционные расходы возросли по сравнению с 2018 г. на 60,2 млрд руб. (6,8 %) и составили 946,0 млрд руб., что несколько ниже темпов роста выручки.
Увеличение расходов на покупную электроэнергию и мощность на 42,4 млрд руб. (11,4 %) по сравнению с сопоставимым периодом до 414,2 млрд руб. обусловлено ростом цен на мощность, преимущественно за счёт сектора ДПМ, увеличением объёмов закупаемой электроэнергии и цен на электроэнергию, в том числе вследствие индексации цены КОМ, увеличением надбавки к цене КОМ, а также началом работы гарантирующих поставщиков в Вологодской и Владимирской областях и существенным ростом объёмов поставок в направлении Польши.
Увеличение расходов, связанных с передачей электроэнергии, на 14,6 млрд руб. (6,4 %) до 241,8 млрд руб. произошло преимущественно за счёт компаний сегмента «Сбыт в Российской Федерации» и было обусловлено ростом объёма реализованной электроэнергии и индексацией тарифов на услуги по её передаче.
Расходы на технологическое топливо увеличились на 2,1 млрд руб. (1,7 %) и составили 124,1 млрд руб. Основное увеличение – в Группе «БГК» за счёт роста выработки на введённой в марте 2018 г. Затонской ТЭЦ, а также Кармановской ГРЭС. Рост расходов на станции «Молдавская ГРЭС» обусловлен ростом отпуска электроэнергии на экспорт в Республику Молдова и ростом тарифа на газ. Прирост по указанным станциям был частично нивелирован сокращением расходов Trakya Elektrik в связи с практически полным отсутствием выработки в отчётном периоде вследствие избытка предложения на рынке Турции.
EBITDA
Показатель EBITDA в 2019 г. составил 141,5 млрд руб., увеличившись по сравнению с 2018 г. на 16,7 %.
Основной рост пришёлся на сегмент «Электрогенерация в Российской Федерации». Показатель EBITDA сегмента увеличился на 19,4 млрд руб. (32,4 %), достигнув отметки 79,4 млрд руб.
На изменение показателя EBITDA по сегментам оказали влияние факторы изменения выручки и операционных расходов.
Чистая прибыль
Чистая прибыль за 2019 г. составила 81,9 млрд руб., увеличившись относительно сопоставимого периода на 10,3 млрд руб. (14,3 %).
2019 | |
---|---|
EBITDA по отчётным сегментам | 141 547 |
Амортизация основных средств и нематериальных активов | (28 002) |
Процентные доходы | 14 580 |
Процентные расходы | (626) |
Процентные расходы по обязательствам по аренде | (5 569) |
Отрицательные курсовые разницы, нетто | (4 139) |
Прочие финансовые расходы | (1 182) |
Начисление резервов | (10 580) |
Прибыль от выбытия компаний Группы, нетто | 66 |
Убыток от продажи актива, классифицируемого как предназначенный для продажи | (148) |
Прочие | (1 422) |
Доля в убытке ассоциированных компаний | (744) |
Прибыль до налогообложения | 103 781 |
Расход по налогу на прибыль | (21 851) |
Прибыль за отчётный период | 81 930 |
Чистые активы
Стоимость чистых активов увеличилась на 67,3 млрд руб. (13,9 %) и составила 552,8 млрд руб. Рост величины чистых активов был обеспечен путём аккумулирования денежного потока от операционной деятельности.
Созданная прямая экономическая стоимость, распределённая и нераспределённая экономическая стоимость [GRI 201–1]
млн руб. | 2018В связи с изменением методики расчёта данные за 2018 г. были пересчитаны. | 2019 |
---|---|---|
Выручка | 962 582 | 1 032 120 |
Доход от финансовых инвестиций | 10 693 | 15 058 |
Прочий доход | 10 199 | 13 938 |
Созданная прямая экономическая стоимость | 983 474 | 1 061 116 |
Операционные затраты (без учёта заработной платы и других выплат работникам, расходов по налогам, за исключением налога на прибыль) | 792 622 | 846 434 |
Зарплата, выплаты работникам и налоги с фонда оплаты труда | 51 935 | 55 666 |
Выплаты поставщикам капитала | 16 531 | 19 829 |
Выплаты государству (без учёта НДС и налогов с фонда оплаты труда) | 20 892 | 24 532 |
Инвестиции в местные сообщества | 748 | 1 107 |
Распределённая экономическая стоимость | 882 728 | 947 568 |
Нераспределённая экономическая стоимость | 100 746 | 113 548 |
Финансовая помощь от органов государственной власти [GRI 201–4]
На основе Межправительственного соглашения между РФ и Республикой Куба от 22.10.2015 и Соглашения о финансировании с Минфином РФ от 07.02.2017 № 01–01–06/04–16 в рамках проекта строительства в Республике Куба четырёх новых энергоблоков единичной установленной мощностью 200 МВт Группа получила за счёт средств государственного экспортного кредита бюджетные ассигнования в размере 1 385 млн руб.
Также в 2019 г. компаниями Группы получено субсидий на сумму 584 млн руб., налоговых льгот и преференций на сумму 3 504 млн руб.
2019 | |
---|---|
Государственный экспортный межправительственный кредит | 1 385 |
Субсидии, в том числе | 584 |
Компенсация выпадающих доходов ресурсоснабжающих организаций | 354 |
Возмещение недополученных доходов за счёт льготного тарифа для населения | 225 |
Прочее | 5 |
Налоговые льготы и преференции (экономия), полученные предприятиями Группы, в том числе | 3 504 |
Налог на имущество организаций | 1 047 |
Налог на прибыль организаций | 2 346 |
Страховые взносы | 111 |
Денежный поток
Чистый денежный поток от операционной деятельности в 2019 г. составил 105,3 млрд руб., в 2018 г. – 95,0 млрд руб. Увеличение показателя на 10,9 % преимущественно обусловлено опережающим ростом выручки над операционными расходами.
Чистый денежный поток средств, использованных в инвестиционной деятельности, в 2019 г. составил –98,7 млрд руб., в 2018 г. –58,1 млрд руб. Изменение показателя на –40,6 млрд руб. в основном обусловлено увеличением объёма свободных денежных средств, размещаемых на депозитных счётах в нетто-эффекте с учётом возвратов на 38,2 млрд руб.
Чистый поток денежных средств от финансовой деятельности в 2019 г. составил –63,7 млрд руб., в 2018 г. –26,1 млрд руб. Изменение показателя на –37,6 млрд руб. в основном обусловлено:
- увеличением расходов на выкуп собственных акций ПАО «Интер РАО» на сумму 33,4 млрд руб.;
- сокращением кредитного портфеля Группы на 6,4 млрд руб.;
- увеличением объёма выплаченных дивидендов на 2,1 млрд руб.
Свободный денежный поток в 2019 г. составил 84,8 млрд руб., что выше значения 2018 г. (67,1 млрд руб.) на 26,4 % за счёт роста EBITDA и снижения объёма финансирования инвестиционной программы.
Долговые обязательства
Долговая нагрузка Группы (без учёта обязательств, признанных в рамках применения стандарта МСФО 16 «Аренда») снизилась на 6,4 млрд руб. (65,9 %) и составила 3,3 млрд руб. на 31.12.2019, что преимущественно обусловлено плановыми и досрочными погашениями компаниями Группы.
Увеличение обязательств по аренде с учётом доли в совместных предприятиях на 7,4 млрд руб. (14,8 %) преимущественно обусловлено вводом в эксплуатацию блоков № 3 и № 4 Прегольской ТЭС в первом полугодии 2019 г.
Риск-аппетит: «Интер РАО» не берёт обязательств, в три раза превышающих доходы.
64,6 % кредитного портфеля представлено долговыми обязательствами в российских рублях, 16,8 % – грузинские лари, 10,5 % – японские йены, 8,1 % – евро.
Соотношение долгосрочной и краткосрочной частей заёмных средств на 31.12.2019 составило 14,3 % к 85,7 % (31.12.2018–14,2 % к 85,8 %).
В результате соотношение Долг (с учётом обязательств, признанных в рамках применения стандарта МСФО 16 «Аренда», включая долю обязательств по аренде в совместных предприятиях) к EBITDA составило по итогам отчётного периода 0,4х, что свидетельствует о высокой финансовой устойчивости Группы. Пороговый уровень долговой нагрузки для Компании, установленный Советом директоров, – Debt/EBITDA не более 3,0. Общество нацелено на поддержание/повышение кредитных рейтингов со стороны ведущих международных рейтинговых агентств и, следовательно, на полное соблюдение метрик, установленных соответствующими рейтинговыми методологиями.
В то же время чистый долг Группы (с учётом обязательств, признанных в рамках применения нового стандарта МСФО 16 «Аренда», включая долю обязательств по аренде в совместных предприятиях) составил –196,5 млрд руб. против –166,7 млрд руб. на конец 2018 г. Динамика показателя обусловлена получением денежных средств от операционной деятельности дочерних компаний Группы при плановом снижении долговой нагрузки ряда компаний Группы.
В Группе отсутствуют облигационные займы. На данный момент размещение облигаций не планируется вследствие отсутствия потребности в долгосрочном заёмном финансировании.
Финансовые коэффициенты
Показатели рентабельности по итогам 2019 г. продемонстрировали тенденцию к увеличению. Основным фактором, оказавшим существенное влияние на рост показателей рентабельности, является получение чистой прибыли в размере 81,9 млрд руб. против 71,7 млрд руб. на конец 2018 г., что в основном обусловлено ростом выручки на 69,5 млрд руб. (7,2 %).
Увеличение коэффициента текущей ликвидности (2,99 по итогам 2019 г. против 2,02 по итогам 2018 г.) произошло вследствие роста величины текущих активов и снижения величины краткосрочных обязательств.
На рост величины текущих активов в наибольшей мере повлияло размещение денежных средств от операционной деятельности на краткосрочных депозитах.
Снижение краткосрочных обязательств обусловлено погашением задолженности за приобретенные собственные акции ПАО «Интер РАО», а также зачетом авансов, полученных от ООО «Калининградская генерация» в рамках проекта строительства Прегольской ТЭС.
Коэффициент концентрации собственного капитала, характеризующий долю активов Компании, которые покрываются за счёт собственного капитала, на конец отчётного периода составил 0,74, что свидетельствует о высокой финансовой устойчивости, стабильности и независимости от внешних кредиторов.
Кредитные рейтинги
Основные финансовые результаты по сегментам в 2019 г.
млн руб. | Сбыт | Электрогенерация в Российской Федерации | Теплогенерация в Российской Федерации | Трейдинг | Зарубежные активы | Инжиниринг | |||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
Российская Федерация | Группа «Интер РАО – Электрогенерация»Представлена Группой «Интер РАО – Электрогенерация», включая АО «Нижневартовская ГРЭС» (учитывается по методу долевого участия). | «ТГК‑11»Представлена АО «Томская генерация», АО «ТГК-11», АО «Омск РТС» и АО «ТомскРТС». | Генерация БашкирииПредставлена Группой «БГК», включая ООО «БашРТС». | Российская Федерация и Европа | Грузия | Молдавия | Турция | Российская Федерация | Корпоративный центр | Итого | |
Итого выручка | 695 098 | 192 449 | 33 943 | 62 022 | 77 107 | 10 834 | 10 391 | 2 786 | 22 613 | (75 123) | 1 032 120 |
Доля выручки сегмента в итоге | 67 % | 19 % | 3 % | 6 % | 8 % | 1 % | 1 % | 0 % | 2 % | –7 % | 100 % |
Операционные расходы, в том числе | |||||||||||
Расходы на приобретение э/э и мощности | (412 102) | (6 852) | (2 702) | (4 563) | (53 340) | (5 668) | – | – | – | 71 011 | (414 216) |
Расходы по передаче э/э | (233 393) | – | – | (4) | (6 659) | (1 636) | (78) | – | – | – | (241 770) |
Расходы на топливо | – | (77 501) | (12 446) | (31 913) | – | – | (5 688) | (18) | – | 3 474 | (124 092) |
Доля в прибыли/(убытке) совместных предприятий | – | 3 125 | – | – | (1) | – | – | – | 30 | – | 3 154 |
EBITDA | 25 807 | 79 440 | 7 702 | 11 892 | 17 915 | 1 591 | 3 136 | 2 333 | (513) | (7 756) | 141 547 |
EBITDA marginПоказатель EBITDA margin рассчитан с учётом исключения межсегментной выручки сегмента «Сбыт в РФ» на сумму 1 758 млн руб., сегмента «Электрогенерация в РФ» на сумму 50 502 млн руб., сегмента «Теплогенерация в РФ» на сумму 17 592 млн руб. (включая «ТГК-11» на сумму 3 999 млн руб. и «Генерация Башкирии» на сумму 13 593 млн руб.), сегмента «Трейдинг в РФ и Европе» на сумму 1 424 млн руб. и сегмента «Инжиниринг в РФ» на сумму 4 645 млн руб. | 4 % | 56 % | 26 % | 25 % | 24 % | 15 % | 30 % | 84 % | –3 % | – | 14 % |
Доля EBITDA сегмента в итоге | 18 % | 56 % | 5 % | 8 % | 13 % | 1 % | 2 % | 2 % | 0 % | –5 % | 100 % |