Аналитики Fitch заявляют, что это должно привести к появлению гарантированного механизма для финансирования модернизации существующих мощностей и строительства новых. Однако детали новых правил остаются неясными, что, по мнению экспертов, в настоящее время является одним из самых больших рисков для генерирующих компаний.
Ожидается, что новая модель разделит рынок электроэнергии на два взаимодополняющих сегмента: рынок электроэнергии, покрывающий переменные издержки генерирующих компаний (в основном топливо), и рынок мощности, покрывающий постоянные издержки и стоимость капитала для сооружения новой мощности. Это будет означать переход с существующего единого тарифа на электроэнергию, который покрывает постоянные и переменные издержки и основную часть потребностей в капвложениях, на двуставочный тариф, который будет включать электроэнергетический компонент и компонент мощности, говорится в сообщении. Согласно ему, компонент мощности должен обеспечить рабочее состояние станций и готовность генерировать электроэнергию в периоды высокого или низкого спроса. В Fitch ожидают, что государство будет утверждать предельные максимальные тарифы на семилетний период с возможным ежегодным пересмотром.
“Пока неясно, какое фундаментальное влияние эти изменения окажут на рейтингуемые компании: Казахстанскую компанию по управлению электрическими сетями (KEGOC, “BBB+”/прогноз “Стабильный”), АО “Самрук-Энерго” (“BBB-”/прогноз “Стабильный”), ТОО “Экибастузская ГРЭС-1” (“BB+”/прогноз “Стабильный”), АО “Центрально-Азиатская Электроэнергетическая Корпорация” (“BB-”/прогноз “Стабильный”), - отмечается в сообщении. - В то же время, исходя из предварительных обсуждений государственных регуляторов с участниками рынка, предлагаемые изменения могут обеспечить включение в тарифы для некоторых генерирующих компаний дополнительной маржи на уровне около 15%-20%, что должно позитивно повлиять на прибыль и показатели кредитоспособности компаний”.
По информации аналитиков, эта дополнительная маржа может быть обеспечена за счет ребалансировки существующих тарифов между ключевыми генерирующими компаниями на основании их эффективности. Таким образом, возможна более значительная дифференциация, и, как следствие, могут быть выигравшие и проигравшие, в зависимости от эффективности и качества активов, но это не должно привести к повышению тарифов для конечных потребителей.
Изначально планировалось, напоминает агентство, что KEGOC будет выступать на рынке электрической мощности в качестве единого покупателя услуг энергопроизводящих организаций и распределять ее среди ключевых потребителей. Тем не менее, потенциально данная деятельность может быть поручена новой организации в госсобственности, что в результате не приведет к сокращению рентабельности для KEGOC. При прочих равных условиях это не должно сказаться на рейтинге KEGOC, говорят аналитики.
В целом комментируя инвестиционную ситуацию на энергорынке Казахстана, специалисты аналитической службы Ranking.kz заявили на днях, что эта отрасль сейчас переживает инвестиционный подъем. Согласно подготовленному ими обзору, с момента старта программы “тариф в обмен на инвестиции” в 2009 году (программа ограничивалась сегментом электроэнергетики и завершается в текущем году) совокупный объем вложений в энергетический сектор составил Т2,23 трлн (около $14 млрд, учитывая средние обменные курсы по каждому году в данный период) и вырос более чем в два с половиной раза (264%). По итогам 2014 года объем инвестиций достиг Т541,2 млрд.
По данным Ranking, в структуре источников инвестиций в основной капитал компаний сектора выделяются два типа, обеспечившие в конечном итоге 87% вложений в энергокомплекс: это собственные средства участников рынка и деньги из бюджета.
“Хотя к 2014 году инвестиции участников рынка превысили государственные вложения (44% против 42%), на первоначальном этапе (2009-2010 годы) именно бюджет взял на себя роль разгоняющего инвест¬процесса. При этом инвестиционная активность государства растет на всем периоде: если в 2009 году бюджет выделил на энергетику Т88 млрд , то в 2014 году - уже Т227 млрд”, - отмечают аналитики службы.
Кроме того, в Ranking энергетику называют сектором устойчивого реинвестирования: по сведению специалистов службы, с 2009 года энергокомпании вложили в свое развитие Т955,4 млрд, наращивая инвестиции в среднем на 28% в год. Например, крупнейший в стране энергогенерирующий госхолдинг АО “Самрук-Энерго” в 2009-2014 годах инвестировал Т413,5 млрд по программе “тариф в обмен на инвестиции”. Два производственных актива ЦАЭК (“Павлодарэнерго” и “Севказэнерго”) за тот же период вложили в модернизацию своих генерирующих активов Т102,6 млрд. Два крупнейших энергетических проекта Евразийской группы (были реализованы на Аксуской ЭС) оцениваются в Т65 млрд. AES инвестирует в свои казахстанские активы в 2013-2015 годах Т41 млрд. А национальный оператор в сфере газа и газоснабжения АО “КазТрансГаз” с 2009 года осуществил капвложения в объеме около Т245 млрд.
Согласно исследованию, заемные средства в энергосектор за истекшие шесть лет составили лишь 10%, роста активности использования банковских кредитов не наблюдается. Как заметили аналитики службы, национальная банковская система пока не смогла занять место значимого источника средств в секторе, нуждающемся в длинных и дешевых деньгах. Что касается иностранных инвестиций в отечественной энергетике, они, по информации Ranking, носят точечный характер и в указанном периоде не смогли внести заметных изменений в общую картину.
Также данные Ranking свидетельствуют о том, что инвестиционный цикл в энергетике занимает в среднем не менее трех лет, и в связи с этим период 2009-2014 годов аналитики условно делят на два цикла. Активность инвесторов в первом цикле, как отмечают в аналитической службе, сдерживалась кризисными явлениями в казахстанской экономике. Второй цикл, по их оценке, оказался более продуктивным: собственные инвестиции выросли вдвое (207%), бюджетные - на 59%. Участники рынка смогли привлечь на 12% меньше заемных средств и на 54% меньше иностранных инвестиций.
