Низкое напряжение

Тучные коровы скрылись за поворотом: для электроэнергетики РК начинается период проверки бизнеса на прочность. Экономика страны и так сокращала энергоемкость, но в 2015‑м снижение потребления электроэнергии подстегнул кризис. Прежние модернизационные программы создали чувствительный профицит мощности. Из рынка продавца электроэнергетика превратилась в рынок покупателя, а поставщики электроэнергии вовлекаются в процесс, ранее им почти незнакомый, — конкуренцию.

Теперь участники рынка вплотную приблизились к ситуации, когда требуется резко повысить эффективность, но рывок невозможен без технологической модернизации. Такую возможность энергетикам давала программа предельных тарифов 2009–2015 годов, но официальные данные по износу основного оборудования электростанций не дают повода считать, что отрасль обновила фонды кардинально.

Кризис в экономике, повышение энергоэффективности промышленности, а также рост тарифов на передачу и распределение еще будут давить на маржу энергопроизводящих компаний. В горизонте 3–5 лет стоит ожидать сокращения темпов инвестирования в электроэнергетику.

Слабый финиш

На общем фоне результаты энергетического сектора в этом году будут явно не самыми провальными. ВВП за 9 месяцев вырос на 1%, причем на замедление темпов роста повлияли результаты в промышленности, которая в тот же период показала сокращение на 1%. Этим мы в большей степени обязаны горнодобыче, которая просела на 1,8%, а также минимальному росту обработки — 0,7%. Энергетика (статистика учитывает в этом подсекторе промышленности производство и распределение электроэнергии и тепла, пара, а также распределение газа) ушла вниз на 1,7%. Электроэнергетика упала на 1,6%. По итогам 10 месяцев ситуация в промышленности в целом ухудшилась (–1,3%), но в электроэнергетике спад замедлился до 1,4%.

С I квартала стало понятно: в 2015‑м даже приблизиться к прошлогодним результатам по выработке электроэнергии будет непросто (см. график 2). Весь год сокращалась генерация на трех крупнейших станциях страны — Аксуской ЭС, Экибастузских ГРЭС-1 и ГРЭС-2. В Аксу в ремонт вывели энергоблок № 5 (заработает в начале 2016‑го), а в Экибастузе столкнулись с исключительно рыночными проблемами: в энергосистеме образовалась большая свободная емкость вследствие спада потребления, кроме того, сильный тенге сделал непривлекательной цену экибастузского киловатта для традиционных импортеров — россиян. В результате доля ЭГРЭС-1 и ЭГРЭС-2 в общей структуре производства снизилась.

Кстати, генерация в энергодефицитных приграничных с РФ западных регионах страны также сократилась из-за курсовой разницы: некоторым компаниям стало дешевле обеспечивать потребление за счет российского импорта.

Конечно, главная причина спада — проблемы отечественных экспортеров из металлургической и химической промышленности (см. график 4). Недозагрузка мощностей в промышленности вызвала спад потребления в средних и малых компаниях. Определенное влияние на тренд оказывает и массовое внедрение энергоэффективных решений как компаниями, так и домохозяйствами.

Одной из немногих позитивных новостей отрасли в 2015‑м стал впечатляющий рост выработки станций на возобновляемых источниках. За 9 месяцев года ГЭС прибавили 11%, но более заметного прогресса добились ветроэлектростанции и солнечные электростанции, где произошел 50‑кратный рост генерации. В этом году были введены в эксплуатацию СЭС в Капчагае (2 МВт), крупная ВЭС в Ерейментау (45 МВт) и еще несколько станций. В перспективе до 2020 года по плану Минэнерго общая мощность ВЭС, СЭС, мини-ГЭС и биоэлектростанций достигнет 3,5 ГВт (15% от нынешней совокупной установленной мощности ЕЭС РК). Пока же доля ВИЭ в генерации весьма скромна, но растет быстро (см. график 5).

В уходящем году официально завершается программа применения предельных тарифов в сегменте энергогенерации, проводившаяся последние семь лет. Суть инструмента в том, чтобы увеличить выручку энергетиков, прибавив к стандартно рассчитываемому тарифу с фиксированной маржой инвестиционную составляющую. Полученные в счет инвестиций деньги должны быть возвращены в отрасль новыми турбинами, котлами, электрофильтрами.

Целью программы был рост установленной и располагаемой мощности в энергосистеме страны через модернизацию старых энергоблоков и ввод новых. В итоге должна была увеличиться выработка электроэнергии, а основные фонды электростанций, созданных еще в советский период,— серьезно обновиться.

Согласно фактическому результату 2009–2014 годов и плану на 2015‑й, прибавка мощности по системе составит не более 10,5% (относительно 2008 года). По состоянию на начало минувшего ноября Минэнерго отчитывалось об инвестициях от предельных тарифов почти в 860 млрд тенге при общей мощности введенных по программе энергоисточников в 2764 МВт.

При этом износ основного оборудования станций сократился чуть более чем на 11% к 2008 году — с 70 до 58,8%. Иными словами, проблема изношенности казахстанских энергоблоков остается актуальной.

Ранее планировалось с 2016 года отказаться от политики предельных тарифов с переходом к рынку мощности (к стандартному тарифу прибавлялась бы плата за мощность, чем гарантировался возврат инвестиций), однако профицит мощности в системе привел к пересмотру планов Минэнерго. Значения предельных тарифов 2015 года сохранены еще на три года, старт рынка мощности отложен на этот же период.

Что простимулирует инвестора?

Заморозка предельных тарифов 2015 года на ближайшую трехлетку не исключает варианта, при котором цена киловатта на шинах электростанций станет ниже предельной из-за избытка мощности и сокращения спроса. Но если предприятие не сможет снизить издержки, такое понижение съест инвестиционную составляющую — единственное, что привлекало частного инвестора в этот сегмент.

При этом не исключено, что в итоге розничные цены на электроэнергию будут расти. В ценообразовании наряду с генераторами принимают участие передающие, распределяющие и сбытовые компании, стоимость услуг которых сидит в конечном тарифе.

Напомним, что системный оператор KEGOC получил от антимонопольного ведомства пятилетние предельные тарифы на передачу электроэнергии, диспетчеризацию отпуска в сеть и потребления, а также организацию балансирования производства-потребления этого продукта естественных монополий. В итоге за пять лет тариф на передачу вырастет на 34% (среднегодовой рост — 7,8%), диспетчеризация подорожает на 32% (7,6%), услуга балансирования — на 17% (3,9%).

Умеренный рост следует ожидать и на услуги РЭК, а также сбытовых организаций. Последние предельно жестко контролируются антимонопольщиками, которые будут с утроенной энергией сдерживать тарифы субъектов естественных монополий, чтобы не ухудшать итоговый индекс потребительских цен.

Времена, когда компании сектора получали высокую маржу, чем привлекали инвестиции опережающими темпами, прошли. По крайней мере, до следующего всплеска экономической активности и потребления. В ближайшие два-три года главным инвестором в сектор видятся квазигоскомпании, способные в том числе за счет государства аккумулировать средства на масштабные проекты.

К примеру, упомянутый в антикризисном плане «Нурлы жол» проект строительства энергомагистралей ВЛ 500 кВ Экибастуз — Семей — Усть-Каменогорск и Семей — Актогай — Талдыкорган — Алматы (Север — Восток — Юг) оценивался в 120 млрд тенге, и реализовывать его будет KEGOC, на 90% принадлежащий госхолдингу «Самрук-Казына».

Надежда привлечь инвесторов в электроэнергетику, выставив на приватизацию серию генерирующих, распределительных и сбытовых активов, в 2014–2015 годах не оправдалась. Из девяти предложенных частным инвесторам энергетических активов госкомпаний продать удалось лишь два — 50‑процентный пакет в Жамбылской ГРЭС (2,4 млрд тенге) и 100% в «Темиржолэнерго» (5,9 млрд). В среднесрочной перспективе интерес инвестора может вызвать только переоценка стоящих на продаже электростанций и РЭК в сторону снижения.