С начала октября тарифы KEGOC вновь выросли, уже второй раз в этом году. О том, как это повлияет на конечную цену на электроэнергию и как привлекаемые кредиты оператора энергосистемы закладываются в его тарификацию, корреспондент inbusiness.kz переговорил в интервью с управляющим директором по экономике и финансам KEGOC Айгуль Акимбаевой.
– Г-жа Акимбаева, в начале октября тарифы KEGOC вновь были повышены, до этого предыдущее тарифное увеличение было в марте. В принципе, октябрьское повышение было запланированным, утвержденным ранее регулятором, а в марте были учтены выросшие затраты на потери из-за увеличения цен на электроэнергию от станций. Как рост тарифов KEGOC в октябре повлияет на конечный тариф для потребителей – бизнеса и населения?
– В целом сказать, как повлияет на конечный тариф, нам сложно, потому что в этой цепочке тарифообразования для конечного потребителя тариф KEGOC является одним из нескольких составляющих. Есть тариф на производство электроэнергии – это не мы, это наши электростанции. Дальше идет электроэнергия по нашей сети – это межрегиональный транзит, потом добавляется тариф региональных электросетевых компаний (РЭК) и наценка энергосбытовых компаний, которых, правда, со следующего года уже не будет, но их сбытовые функции передадут РЭК. Если смотреть, то самая большая составляющая в конечном тарифе для потребителя – это производство самой электроэнергии. В каждом регионе стоимость услуг региональных сетей разная, а энергосбытовые предприятия добавляют разную сбытовую надбавку. Поэтому мы приблизительно считали для нескольких регионов, где мы их тарифы знаем, мы пришли к результату, что в целом наша составляющая в конечном тарифе – это 2%. В этот раз наш тариф увеличился на 3%, что для конечного потребителя вылилось в рост на 0,00..%
– В марте было повышение, я так понимаю, что это произошло из-за увеличения стоимости электроэнергии от станций, в итоге затраты на потери на сетях выросли. Но цена на электроэнергию от единого закупщика у нас постоянно растет – индексируются расценки ВИЭ, летом идет много дорогой импортной электроэнергии, с ноября будет повышение цен у некоторых электростанций. Из-за этого какая за год у вас примерно складывается упущенная прибыль и насколько она существенна – то, что вы не успеваете быстро утверждать тарифы, это получается раз в год, наверное?
– Повышение тарифа с марта – это как раз повышение только на цену покупной электроэнергии на потери. Сейчас мы видим, что средняя стоимость электроэнергии выше, чем мы запланировали для себя по прогнозу, представленному министерством энергетики. Но мы в следующем году, когда пойдем корректировать тариф на стоимость покупной электроэнергии на 2025 год по представленному минэнерго прогнозу, также включим расходы на покупную электроэнергию на потери 2024 года.
– Получается, вы будете опять в начале следующего года переутверждать тариф. Я так понимаю, у вас заканчивается пятилетний период в следующем году?
– В 2026 году.
– То есть уже с 2027 по 2032 год вы будете подавать новую пятилетнюю тарифную заявку?
– Да.
– Сейчас у вас привлекается много кредитов – выплаты и вознаграждение по ним вы будете закладывать в новую тарифную заявку? У вас льготные периоды есть в займах от Европейского банка реконструкции и развития (ЕБРР), Азиатского банка развития (АБР) и Банка развития Казахстана (БРК)?
– У нас сейчас два проекта, на которые мы привлекаем займы. У АБР на проект усиления сети южной зоны – собственные средства на этот проект у нас полностью сидят в текущем тарифе. На него увеличения у нас не будет в текущем тарифе. Погашение заемной части будет предусмотрено в следующем тарифе на 2026-2031 годы. Второй проект – по объединению с западной зоной, на который мы привлекаем средства от ЕБРР, его мы будем включать в следующем году в текущий тариф, ранее у нас этого проекта в тарифе не было. Но влияние на текущий тариф будет незначительным, потому что, как вы сказали, у нас есть льготный период, то есть на период строительства мы не платим основной долг – его выплата начнется уже после завершения проекта в 2028-2029 году и мы предусмотрим эти расходы в следующем тарифном периоде на 2026-2031 годы.
– У вас на сайте сообщалось, что портфолио проектов развития может составить 1,2 трлн тенге. Полагаю, что эта сумма может вырасти из-за изменения курса нацвалюты, может, даже дойдет до 1,5 трлн тенге. На следующие пять лет какой примерно объем инвестиций вы закладываете и какая часть из них будет заимствований – это будет 30-40%?
– На нашем сайте расписан перечень перспективных проектов. То, что заложено сейчас у нас в пятилетнем нашем плане, который мы каждый год утверждаем советом директоров, у нас пока сидят только три проекта. Это усиление сети южной зоны – 157 млрд тенге, объединение сети западной зоны – 186 млрд тенге и продолжение проекта реконструкции высоковольтной линии – там у нас два этапа по 90 млрд. По сути, сейчас портфель реализуемых проектов – это как раз эти три проекта, их общая стоимость намечена порядка 523 млрд тенге.
– Реконструкция у вас будет повторяться? Я помню, у вас был проект по Сарбайским, Актюбинским, западным магистральным электросетям (МЭС).
– Реконструкция на западе закончилась – это первый этап. Она будет продолжаться, у нас сейчас будет второй этап реконструкции и третий в центральном и южном регионах. На сегодняшний день ТЭО по этим проектам в разработке.
– Если смотреть на перспективу пяти лет, те инвестиции, которые вы вкладываете, и те заимствования, которые вы привлекаете, как это будет влиять на финансовые потоки с точки зрения дивидендов – они будут уменьшаться или будут оставаться стабильными, какое соотношение примерно будет, на что ориентироваться?
– В нашем пятилетнем плане мы предполагаем не снижать уровень дивидендов. Мы будем прилагать все усилия, чтобы их увеличить. Дивидендная доходность сейчас составляет порядка 10-11% — это ниже, чем ставка по депозитам, мы это тоже понимаем. Но, если учитывать, что все-таки наши акционеры должны предполагать, что это долгосрочные инвестиции, есть еще удорожание стоимости самой акции. Рост сейчас идет не такой значительный, но мы думаем, что в любом случае рост будет. Потому что если посмотреть историю, то с 2014 года наши акции в три раза выросли в цене, несмотря на то, что энергетика в этот период переживала тяжелое время. С 2014 года были годы, когда был профицит электроэнергии в 2015-2019 годы – в любом случае цена акций все равно росла. Мы полагаем, что сейчас время стабилизации цены после SPO – рост будет. Поэтому мы считаем, что наши акции являются привлекательными для инвесторов, готовых инвестировать на долгосрочную перспективу.
– Когда у вас проходило IPO, то у вас долговая нагрузка в валюте была 600 млн долларов, как говорил тогдашний руководитель KEGOC Бакытжан Кажиев. Сейчас вы в тенге только будете занимать, долговая нагрузка какая у вас будет примерно?
– У нас сейчас 150 млрд тенге есть облигационный заем. С АБР мы заключили соглашение на 58 млрд тенге. От БРК мы привлекаем 23 млрд тенге на усиление южной сети.
– Вам уже утвердили или только планируется?
– Мы запустили заявку на льготное финансирование со стороны БРК, сейчас она на согласовании. По западу мы предполагаем заем на 140 млрд тенге – это и БРК, и ЕБРР вместе. В совокупности это 371 млрд тенге, и по реконструкциям у нас также будет структурирование сделки, предположительно 30% собственные средства, 70% заемные.
– Облигации тоже будете выпускать?
– Скорее всего, облигации тоже будем выпускать на финансирование проекта реконструкции сетей. Таким образом сумма займов составит порядка 347 млрд тенге, когда мы реализуем все эти три проекта, которые я озвучила сейчас.
– Сюда не закладывается линия постоянного тока "Север-Юг", которая может стоить больше полутриллиона тенге? Она откладывается по перспективе?
– Не то что откладывается, сейчас мы не знаем ее стоимость – у нас не разработано ТЭО.
Если смотреть вообще со стороны финансовой устойчивости – у нас показатели очень хорошие. Есть ключевой показатель долга на EBITDA (прибыль до уплаты процентов, налогов, износа и амортизации. – Прим.), по которому кредитные агентства и вообще международные институты смотрят на компанию, и этот показатель у нас низкий. Компания считается финансово стабильной, если данный показатель не более 3. У нас сейчас он 1,6, что означает, что у компании имеется еще очень большая емкость заимствования.
– Было сообщение на сайте Казахстанской фондовой биржи о выборе подрядчиков на проект по объединению западной зоны, я спрашивал у коллег – они сказали, что якобы это новые какие-то игроки. Какой уровень конкуренции был при этих закупках услуг выигравших компаний?
– По правилам фонда "Самрук-Казына" есть предквалификационный отбор (ПКО). Выставлялись требования к компаниям по уровню, опыту, количеству персонала и так далее. В закупках могли участвовать все компании, соответствующие данным требованиям. Тех, кого мы выбрали, они из этого реестра. Чтобы туда попасть, необходимо было пройти двойной аудит– сначала документарный, а потом уже с выездом на место с подтверждением, что реально существуют производственные мощности, персонал и так далее. Победившие компании прошли этот аудит. Мы в первую очередь заинтересованы в выборе сильных подрядчиков.
– Есть тариф за пользование национальной сетью, измеряемый в кВт*ч, он является главным источником дохода KEGOC в текущей тарифной модели, то есть практически каждый кВт*ч в системе единого закупщика имеет в своей цене долю услуг KEGOC. Но через сети KEGOC проходит не вся электроэнергия, произведенная и потребленная в Казахстане, а только примерно 50%. Местные ТЭЦ и другие станции вырабатывают электроэнергию, которая доставляется РЭК и другими распредсетями, она тут же потребляется в регионах, не заходит на сети KEGOC. Услуги по диспетчеризации оплачиваются отдельно. Не кажется ли вам, что такая система тарификации KEGOC искажает реальные процессы в сетевом комплексе и не отражает структуру фактических затрат и соответствующих доходов?
– Так как мы полностью зарегулированы, в любом случае у комитета по регулированию естественных монополий (КРЕМ) есть тарифная смета на каждый вид услуг, в которую включены допустимые согласно законодательству расходы. Когда появилась новая услуга – тариф за пользование национальной электрической сетью (НЭС) – эти же самые затраты из тарифных смет, не больше, не какие-то другие, были учтены в расходах на эту услугу, их просто разделили на две услуги – передача электроэнергии и пользование НЭС. По сути потребители, если так посмотреть, не стали платить больше. В совокупности наш тариф просто поделился.
Почему мы выставляем это всем участникам рынка? Потому что сейчас, как единый закупщик покупает электроэнергию от всех станций и продает ее всем потребителям рынка по одной цене, в связи с отсутствием сейчас адресности этой электроэнергии мы в свою очередь тоже выставляем свой тариф всем участникам рынка. Цена за новую услугу пользования НЭС ниже, чем была за услугу передачи. В момент, когда мы делали переход на новый рынок в июле 2023 года, наш тариф на передачу был 2,9 тенге на кВт*ч, а тариф на пользование НЭС стал в тот момент 1,6 тенге на кВт*ч – он снизился, потому что одни и те же расходы просто распределили на всех потребителей.
– У вас, если правильно помню, тарификация с учетом определенного уровня прибыли, кажется, 15%, он зависел от стоимости регулируемой базы активов (РБА) – основных средств. В какой-то момент недавно у вас даже была переоценка основных средств, из-за этого увеличение произошло. Как часто вы делаете переоценку РБА, чтобы оценивать влияние на тариф?
– В существующий тариф эта переоценка не зашла. Мы ее сделали на 31 декабря 2021 года, когда у нас существенно стоимость основных средств увеличилась. Тариф нам утвердили в октябре 2021 года. В тарифе сидит амортизация по прежней стоимости активов, то есть вся переоценка туда не зашла. Как часто мы делаем? По требованиям МСФО (международных стандартов финотчетности. – Прим.) мы должны раз в три года делать обязательно, но ежегодно мы должны смотреть на индикаторы. Если мы видим, что, есть факторы, то мы должны все равно делать эту переоценку. Потому что по нашей учетной политике мы работаем по переоцененной стоимости.
- Ну вот вы западную линию недавно ввели, переоценку сделали?
- Переоценку не делали, просто в учете добавляли стоимость данных проектов. Но на тариф она сейчас опять-таки не повлияла. Тариф устанавливается на пять лет и пересматривается только на изменения стратегического товара, то есть на потери электроэнергии, и в случае, если мы реализовываем инвестиционную программу, которая вошла в какие-то госпрограммы, что стране необходимо. Допустим, наши два проекта по южной и западной зонам вошли в концепцию развития электроэнергетики до 2029 года, потому что это строительство, без которого энергетика не может развиваться – к примеру, строительство новых ВИЭ, ПГУ (парогазовые установки – прим.) должны быть интегрированы в сеть. По сути, тариф увеличивается только по трем причинам: удорожание стратегического товара – электроэнергии, изменение зарплаты в регионах, мы на нее корректируем, и только на инвестпрограмму. А то, что есть колебания с переоценками, они не учитываются в нашем тарифе.
- То, что вы судились с КРЕМ по тарифу – окончательное судебное решение есть уже?
- Нет, судебного решения нет.
- По зарплате – я смотрю у вас постоянно колеблется штат в районе 4 тысяч сотрудников. Сейчас у вас опять будет увеличение штата или нет?
- Нет, не будет, мы не предполагаем.
- Новый проект модернизации энергокомплекса сейчас заявляется со стороны государства на несколько триллионов тенге на энергоснабжение. Вы на это заявку будете подавать или какие-то средства вам обещают, может, субсидирование ставки?
- Нет, оттуда нам не будет, потому что в эту программу зашли только компании, в основном коммунально-бытового сектора. Мы к ним не относимся. У KEGOC очень высокие кредитные рейтинги – на уровне суверенного, поэтому мы кредитоспособны. При этом в любом случае мы пытаемся удешевить наши займы, для снижения нагрузки на тариф, и проводим работу с БРК для получения льготного займа.
- На сколько они будут предоставлять, на 15 лет?
- Да, это будет на 15 лет.
Изображение Ashraf Chemban с сайта Pixabay
Читайте по теме:
Казахстан стал покупать больше электричества у России – минэнерго РК
