В интервью журналу «Эксперт Казахстан» Еркын Амирханов, президент АО «Центрально-Азиатская электроэнергетическая корпорация», рассказал об инвестиционной стратегии  компании.  

Энергоэффективность в деле

— Еркын Адамиянович, какие тенденции в отечественной электроэнергетике наиболее сильно влияли на рынок в 2015 году? Самый явный тренд, наверное, это спад производства и потребления электроэнергии?

— Спад производства наблюдается с начала текущего года, что, безусловно, влияет на объем производства электроэнергии, который по итогам 10 месяцев продемонстрировал снижение на 2,9 процента в годовом выражении. Существуют и другие причины, повлиявшие на общую картину. Благодаря реализации программы предельных тарифов в 2009–2015 годах в Казахстане стала усиливаться тенденция к энергосбережению среди крупных потребителей энергии. Как вы знаете, на металлургических и химических производствах электроэнергия занимает значительную долю в себестоимости продукта. Рост цен на энергоресурсы стимулировал таких потребителей внедрять энергоэффективные решения. Этому также способствовало внедрение требований проведения энергоаудитов, которые стали обязательными после вышедшего в 2012 году Закона РК «Об энергосбережении и повышении энергоэффективности». В итоге крупные промышленные предприятия уже не так активно увеличивают потребление электроэнергии. Такую ситуацию мы предвидели еще в 2008 году. И это абсолютно согласуется с мировым трендом: например, сегодня экономика Германии потребляет меньше электрической энергии, чем в 1985 году, благодаря снижению энергоемкости металлургических, химических, машиностроительных производств — всей тяжелой промышленности.

С другой стороны, по итогам текущего года в Казахстане мы видим, что розничные рынки — малый и средний бизнес, население — потребляют электроэнергию на стабильном уровне. Но этого недостаточно, чтобы существенно влиять на общую картину потребления: в отличие от прошлого года, в уходящем году мы ждем не роста, а спада производства и потребления электроэнергии в стране.

— Под занавес года приняли законопроект, где отражена позиция и полномочия единого закупщика на рынке электроэнергии. Какую тенденцию отражает это решение?

— В связи с общей волатильностью как в мировой экономике, так и в экономике Казахстана правительство решило отсрочить внедрение рынка мощности на три года. С 2016-го по 2019 год продолжится действие предельных тарифов 2015 года. Фактически для участников рынка генерации электроэнергии это означает, что программа предельных тарифов продлена на три года.

Что касается внедрения рынка мощности, то с 2019 года предполагается ряд новшеств. Ключевым моментом является введение двухставочного тарифа, где одна ставка — плата за электроэнергию, а вторая — плата за мощность.

— Не секрет, что рынок мощности создавался под один большой проект. И этот проект постоянно откладывается. Насколько та модель рынка мощности, которая существует сейчас, устраивает частных игроков?

— Рынок мощности задумывался как инструмент, гарантирующий возврат инвестиций, направленных на реализацию проекта Балхашской ТЭС (БТЭС). В первой половине 2000х годов, когда экономика страны демонстрировала интенсивный восстановительный рост, физический объем потребления электроэнергии рос на четыре–пять процентов в год. И данный проект был предложен в условиях ежегодного роста потребления, в тот момент расчеты ведомственного органа прогнозировали острый дефицит электрической мощности, с которым столкнется экономика страны в 2015–2016 годах. В итоге правительство приняло программу предельных тарифов, которая должна была стать ступенью в развитии отрасли перед стартом рынка мощности, запланированным на начало 2016 года.

Что мы наблюдаем в настоящее время? Политическая и экономическая обстановка в мире внесла существенные изменения в этот план. Во-первых, восходящий тренд был нарушен кризисом 2008–2009 годов, когда резко сократилось энергопотребление. Во-вторых, программа предельных тарифов и законодательные нормы по повышению энергоэффективности стимулировали предприятия к оперативному снижению энергоемкости. Как следствие, даже когда в 2010–2013 годах все отрасли были загружены на полную мощность, прогнозные значения первоначальных расчетов уже не достигались.

В-третьих, сама электроэнергетика за период действия программы предельных тарифов серьезно обновила активы, модернизировала мощности. И в итоге к 2015 году сложилась ситуация, когда резерв мощности достигает 3,5 тысячи мегаватт. Это 25 процентов к прогнозируемому максимуму потребления в осенне-зимний период, который составляет 13 800 мегаватт. Для сравнения, 3500 мегаватт — фактическая располагаемая мощность самой крупной в Казахстане станции — Экибастузской ГРЭС-1. Такое положение — наглядный результат эффективности программы предельных тарифов. Для чего строить две очереди БТЭС, у которой первая очередь — 1320 мегаватт? В условиях профицита мощности острой необходимости в этом нет.

— Большое сомнение в том, что в перспективе трех лет возникнет такой спрос на мощность, учитывая тренды в отечественной металлургии.

— Совершенно верно. Когда в правительстве обсуждался этот вопрос, прозвучал тезис, о котором я уже упоминал выше: благодаря снижению энергоемкости производств современная экономика Германии потребляет меньше электрической мощности, чем тридцать лет назад, в 1985 году.

Конечно, нельзя не упомянуть рост потребления на розничных рынках Казахстана. Первые этажи жилых домов переоборудуются под площадки малого бизнеса, что сразу приводит к росту энергопотребления в три-четыре раза. Отдельной строкой следует обозначить средний бизнес — сейчас запускается много средних производственных компаний, которые пополняют ряды потребителей электроэнергии. Но, как правило, это современные энергоэффективные производства, которые существенно общую картину потребления не меняют, как и малый бизнес.

Консенсус найден

— Мы уже коснулись того, что программа предельных тарифов завершается в 2015 году. Рынок мощности будет внедрен не ранее 2019 года. Чем будут стимулироваться инвестиции в отрасль в 2016–2019 годах?

— Мы считаем, что предельные тарифы 2015 года, которые фиксируются на трехлетний период, делают электроэнергетику привлекательной для тех инвесторов, которые продолжают вкладывать в отрасль.

— С точки зрения потребителей это выглядит как заморозка тарифов, чего многие из них и просят. Для энергетиков тариф все еще остается привлекательным. Выходит, найден консенсус между сторонами рынка?

— Это единственный консенсус, который был возможен в сложившихся условиях. Но есть один важный момент: фиксируется цена, выше которой производитель не может продавать. В то же время с 1 января 2016 года у нас не будет обязательства продавать по этой предельной цене. У всех игроков появится возможность продавать дешевле. Таким образом, решающим фактором станет конкурентоспособность каждой энергокомпании. В выигрыше будут те игроки рынка, которые в предыдущие семь лет модернизировали свое производственное оборудование, делая ставку на качество.

— В системе кроме генерирующих мощностей присутствуют также системный оператор, распределительные сети, сбытовые компании. И они тоже участвуют в ценообразовании. Как вы считаете, тарифы в следующем году будут расти или снижаться?

— Мы будем наблюдать выход на ценовое плато. Рост последних лет со значительным объемом капиталовложений в сектор не продолжится. Но и значительного спада мы не ожидаем.

— Вы принимали участие в заседании ЭЭС СНГ. Насколько уверенно чувствует себя казахстанская электроэнергетика на фоне других стран Содружества?

— В масштабах СНГ Казахстан — это вторая по размерам экономика, обладающая второй по мощности энергосистемой. Программа предельных тарифов дала импульс к обновлению отрасли, позволив обеспечить гарантированное энергоснабжение по приемлемым ценам. Это усиливает позиции экономики в целом, делает ее более привлекательной для инвестиций. У наших коллег из Армении, Кыргызстана и Молдовы ситуация, скажем так, менее стабильная.

Три турбины и один ЦОД

— Ваша компания заканчивает год с неплохими производственными результатами, реализована инвестпрограмма — введены три турбоагрегата, проведена модернизация двух крупнейших тепломагистралей компании. Все ли плановые мероприятия удалось завершить? Какой результат ЦАЭК в текущем году видится вам наиболее значимым?

— Мы ввели три турбоагрегата, два из них с нуля, а один — после масштабной реконструкции. Настолько масштабной, что по объему и качеству работ ее можно сравнить с greenfield-проектом: от старого энергоблока осталось процентов десять оборудования и фундамент. Общая мощность введенных в этом году турбин — 253 мегаватта. Для нас это самый значимый показатель. Впервые мы ввели все турбоагрегаты досрочно: один на 5, другой — на 10, третий — на 15 дней раньше. Это красноречиво свидетельствует о том, что компания осваивает солидные объемы инвестиций своевременно.

Мы выполнили полностью инвестиционную и производственную программы. Несмотря на рыночные тренды, производство и реализация электро- и теплоэнергии находится в границах плановых показателей, мы работаем даже с небольшим опережением плана.

— В 2015 году ЦАЭК запустил Центр обработки данных. В связи с чем возникла необходимость этой инвестиции?

— ЦАЭК — это вертикально интегрированный холдинг, где представлены генерация электроэнергии, ее транспортировка, дистрибуция и конечная реализация. У нас свыше 700 тысяч клиентов-потребителей электроэнергии, 500 тысяч потребителей тепловой энергии. Компания контролирует около 50 тысяч километров электрических сетей, почти 1000 километров тепловых сетей, поэтому необходимо обрабатывать колоссальное количество информации по всем системам АСКУЭ, АСУ ТП, SCADA. Кстати, ЦОД расположен в Павлодаре, где самые низкие затраты на электроэнергию. Данный центр стал нашим корпоративным «облаком», где обслуживаются все программы автоматизированной обработки всех видов данных — как технологических, так и финансово-экономических. В этом «облаке» работают также и наши ERP- и EAM-системы.       

— Какой эффект ожидаете от ЦОД?

— Положительный эффект как для компании, так и для потребителей. Во-первых, ускорится выдача информации. Благодаря ЦОД мы сможем выставлять счета в течение трех дней, а не десятого числа месяца, как сейчас. Во-вторых, мы ожидаем, что управление данными автоматизированных систем, производящих учет электроэнергии, позволит снизить наши потери. В первую очередь на розничном рынке. Тогда по показателям мы приблизимся к европейским данным, где нормативные потери не превышают пяти процентов. В настоящее время даже в лучших регионах страны потери составляют около десяти процентов. Проект приведет к сквозному росту эффективности компании, начиная с закупок и заканчивая ремонтом оборудования. Насколько я знаю, в стране не все крупные промышленные группы торопятся создавать такие центры. В электроэнергетике — мы первые.

Интересные РЭКи

— Каким был уходящий год для ЦАЭК в финансовом плане? Тарифы росли, но и CAPEX увеличился значительно на фоне коррекции курса. Как компания хеджировала валютный риск?

— Мы укладываемся в собственные финансовые прогнозы. CAPEX в этом году пиковый, как это и предусматривалось программой предельных тарифов,— 35 миллиардов тенге. Все инвестиции мы осуществили согласно плану. Курсовая разница не оказала на инвестиционные планы серьезного воздействия. Основное оборудование приобреталось по долгосрочным контрактам из Российской Федерации. Например, с Уральским турбинным заводом у нас заключен контракт в рублях на три года. По данному договору в будущем году будет осуществлена поставка еще одной турбины для Павлодарской ТЭЦ-3. При таком раскладе ЦАЭК даже получил экономию в платежах 2014-го и 2015 года при приобретении основного оборудования.

Главный валютный риск оказался в кредитном портфеле. В своей структуре он имеет 60 процентов долга в тенге, при этом большая часть долга является долгосрочной и направленной на реализацию инвестиционных проектов. Этому способствовала финансовая политика ЦАЭК, направленная на оптимальное и сбалансированное структурирование финансирования инвестиционных проектов с привлечением займов от международных финансовых институтов с условием предоставления до половины займов в тенге. Это наша основная страховка от валютного риска. К примеру, так было в 2013 году, когда Европейский банк реконструкции и развития (ЕБРР) выдал нам крупный кредит в 138 миллионов долларов, при этом половина суммы была номинирована в тенге. Мы также активно пользуемся облигационными займами в тенге, благодаря наличию международных рейтингов мы не испытываем особых проблем с их размещением.

— У вас вся выручка тенговая, ослабление нацвалюты больно ударит по компании. Инвестпрограмма у вас спланирована до 2018 года, ее общая сумма — 192 миллиарда тенге. В какую сторону будете пересматривать инвестплан?

— Негативный эффект от девальвации будет отражен в балансе. Что же касается инвестплана: все начатые проекты ЦАЭК намерен довести до конца. В следующем году планируется запуск еще двух турбин. О перспективе 2017-го и 2018 года пока говорить сложно. Я не исключаю коррекции в сторону сокращения капитальных затрат.

— Сейчас проходит вторая волна приватизации. Есть ли среди выставленных на продажу активов интересные ЦАЭК? Планирует ли ЦАЭК делать крупные приобретения в ближайшие пять лет?

— Нас интересуют в первую очередь распределительные активы, которые могут существенно усилить корпорацию и повысить ее капитализацию. С другой стороны, пока на приватизацию не выставлены наиболее привлекательные энергогенерирующие предприятия. В целом хочу отметить, что интерес будут вызывать активы с адекватной ценовой политикой. Ряд активов, выставленных на продажу еще в конце прошлого года, не вызывал интерес именно по причине завышенных цен. Образно говоря, потенциальный покупатель, получив дополнительные данные, отходил в сторону. Вы же понимаете, что волатильность на рынке оказала существенное влияние на инвестиционную привлекательность казахстанских активов. Мы готовы участвовать в приватизации, но все будет зависеть от предложенных условий.

Сергей Домнин