Конец прошлого года стал настоящим испытанием для электроэнергетической отрасли страны, 70% генерации которой завязаны на угольном топливе. Максимально возможное снижение тарифов, в том числе на электроэнергию, которое продекларировало государство, на первый взгляд может сильно ударить по инвестиционным планам энергетиков.
Однако заместитель исполнительного директора республиканской ассоциации горнодобывающих и горно-металлургических предприятий (АГМП) Максим Кононов убежден, что никакого апокалипсиса в энергетике стремление власти навести порядок в тарифообразовании за собой не повлечет. Но при условии, что не появятся новые предпосылки для увеличения затрат ТЭЦ. В интервью Kursiv.kz он изложил видение того, как в дальнейшем будут развиваться события на энергетическом рынке страны, и объяснил, почему отрасль останется привлекательной для инвесторов.
– Максим Сергеевич, АГМП в конце прошлого года предложила главе правительства отложить первичное размещение национальной компании КТЖ, чтобы предотвратить повышение тарифа на перевозку угля, который является одной из основных составляющих себестоимости электроэнергии. Насколько, по Вашему мнению, высока вероятность увеличения тарифа на перевозку в случае проведения IPO в следующем году и какой мультипликативный эффект это может оказать на тариф?
– АГМП выступила с таким предложением, поскольку, участвуя в обсуждении данного вопроса, мы видим, что отсутствует готовность к такому важному шагу, не проведены экономически обоснованные расчеты его влияния на другие сферы.
Выход КТЖ на IPO рассматривается в контексте унификации тарифов на грузовые железнодорожные перевозки по родам грузов. В настоящее время тарифы на грузовые перевозки дифференцированы в зависимости от вида груза. И это практика не только нашей страны, но и многих других, в которых железнодорожная отрасль находится на разных этапах эволюционного развития, с более или менее развитой конкуренцией, и она экономически оправдана.
Международный опыт свидетельствует о том, что железнодорожный тариф всегда зависит от платежеспособного спроса. Дифференцированное ценообразование в зависимости от вида груза применяется железнодорожными компаниями при различных моделях рынка, будь то вертикально интегрированная монополия либо модель с несколькими перевозчиками. Дифференциация тарифов имеет место и в Европе, в США, Канаде, Китае, Индии и в странах-партнерах Казахстана по ЕАЭС.
К примеру, в железнодорожных перевозках США наиболее массовым видом груза является уголь, на который приходится более 41% объема грузоперевозок и при этом всего порядка 22% дохода железной дороги. Это означает, что уголь для железной дороги США является низкодоходным грузом наряду с нерудным и железорудным сырьем. В железнодорожных перевозках Канады наиболее массовыми видами грузов являются зерно и уголь, на которые приходится более 34% объема грузоперевозок. При этом тарифы на перевозку этих грузов практически в 2 раза ниже средней ставки.
Уравнивание в Казахстане тарифов на «дорогие» (нефть, металлы) и «дешевые» массовые грузы (руда, уголь, зерно) приведет к одномоментному удорожанию железнодорожных перевозок грузов горно-металлургического комплекса в среднем более чем в 2 раза, угля – в 2,3 раза. При этом если тариф для грузоотправителей «дешевых» грузов повысится существенно, то грузоотправители «дорогих» грузов выиграют не много, поскольку та же нефть по железной дороге сейчас практически не перевозится, а транспортируется по трубам.
Нельзя сбрасывать со счетов и тот факт, что в Казахстане железные дороги для перевозки массовых грузов не имеют конкурентоспособной альтернативы в виде других видов транспорта. Сложившийся в Казахстане тариф на ж/д перевозки по родам грузов учитывает вопросы конкурентоспособности отраслей, социальные аспекты и другие факторы. Для сравнения: в России только 50% массовых грузов не имеют альтернативы для перевозки по железной дороге, а остальные 50% могут перевозиться речным, трубопроводным, автомобильным и другим транспортом. В нашей стране доля грузов, не имеющих альтернативы перевозкам железнодорожным транспортом, составляет 80%. Поэтому мы убеждены, что эффект от колебаний железнодорожного тарифа будет значительным и коснется не только горно-металлургического комплекса, но и других отраслей, таких, как сельское хозяйство.
– А конкретно на ценах на электроэнергию как он скажется?
– Существенно, поскольку в структуре себестоимости электроэнергии уголь занимает порядка 40%. Несложно подсчитать, что с отменой дифференциации стоимость электроэнергии возрастет в среднем на 10–12%. А если говорить о тарифах на теплоэнергию, то они могут увеличиться в отдельных регионах до 30%.
Этими обстоятельствами и обусловлено наше предложение пересмотреть условия первичного размещения акций КТЖ либо, как было предложено на расширенном заседании президиума НПП РК «Атамекен», отложить IPO до 2025 года, скрупулезно оценив возможные последствия.
– Тем более что сейчас государство пытается снизить тарифы в других отраслях…
– Да, сейчас на уровне государства и бизнеса, в том числе и угледобывающими компаниями, проводится работа по снижению цен на социально значимую продукцию для конечного потребителя. К примеру, в настоящее время в парламенте обсуждаются законодательные поправки по сдерживанию цен на социально значимые продовольственные товары. Ранее в этом году были заключены меморандумы о сдерживании цен на уголь для населения, в результате в ряде регионов они снижены более чем на 3 тысячи тенге за тонну.
Наряду с этим в конце прошлого года были утверждены сниженные предельные тарифы на электроэнергию, которые вступили в силу с 1 января. В противовес этому унификация тарифов на железнодорожные перевозки по родам грузов может полностью нивелировать результаты от уже принятых мер и, более того, привести к росту цен на большинство товаров, начиная с тепло– и электроэнергии и заканчивая продуктами питания.
Кроме того, важно отметить, что решение поставленной правительством задачи по снижению цен на электроэнергию возможно только при условии снижения или сохранения затрат ТЭЦ на производство этой электроэнергии, что в свою очередь обуславливает необходимость сдерживания тарифов на транспортировку угля до ТЭЦ.
– Но КТЖ при этом может вполне справедливо возразить, что – с IPO или без него – компания должна развиваться, а для этого ей нужно повышать свою доходность. Каково Ваше видение разрешения этой дилеммы?
– С позиции АГМП повышение доходности КТЖ до выхода на IPO или одновременно с выходом на IPO должно осуществляться другими путями, в частности за счет реорганизации структуры компании. У национального транспортно-логистического холдинга на сегодня более 70 различных дочерних, внучатых аффилированных компаний, что наверняка не лучшим образом сказывается на управлении и финансовом положении нацкомпании. Мы считаем, что у КТЖ есть резервы, которые надо задействовать.
В этой части можно привести один показательный пример: с 1 ноября прошлого года на отдельных маршрутах начали работать в пилотном режиме частные железнодорожные перевозчики, имеющие собственные локомотивы и вагоны. За короткий срок они уже успели продемонстрировать большую эффективность, достигнув снижения затрат на перевозки на 3% по сравнению с тарифами КТЖ. Это еще раз говорит о том, что резервы у КТЖ есть, и при эффективном построении перевозок можно добиться повышения доходности КТЖ даже при действующих тарифах.
– А каким образом задачу по сдерживанию тарифов возможно сочетать со стратегическим планом развития генерирующих мощностей и привлечения в эту отрасль инвесторов? Ведь инвестор изначально может воспринять ограничения по тарифам как некие «красные флажки» и, не вдаваясь в детали, просто отказаться от вхождения на рынок Казахстана?
– Действительно, предельные тарифы на электроэнергию понижены с 1 января текущего года. Но с этого же времени начал функционировать рынок электрической мощности. Новая модель рынка предполагает, что тариф будет состоять из двух частей: первая составляющая – это тариф на электроэнергию, а вторая – тариф на поддержание готовности электрической мощности.
Тариф на электроэнергию, который уже утвержден, будет включать в себя переменные операционные расходы на амортизацию, а тариф на поддержание готовности электрической мощности – инвестиционные расходы. Другими словами, для существующих станций будет устанавливаться один предельный тариф на услугу по поддержанию готовности электрической мощности, но при этом у каждой энергопроизводящей организации будет возможность заключать индивидуальное инвестиционное соглашение и получать индивидуальный тариф как на всю мощность, так и на определенную ее часть.
Эти нормы рассчитаны на то, чтобы обеспечить заинтересованному инвестору гарантию, что его вложения по расширению, модернизации, строительству новых мощностей будут окупаться. Да, это не будет предельный тариф в том виде, в каком он существовал, но тем не менее инвестиционные стимулы в новой модели рынка заложены. Поэтому не могу согласиться с утверждением, что инвесторы не будут заинтересованы в инвестициях в электроэнергетику Казахстана. При этом, конечно, мы понимаем, что инвестиции в электроэнергетику – не самые прибыльные, быстрого дохода они не сулят. Здесь должны быть вложены длинные деньги.
– Возвращаясь к разговору о модернизационной составляющей: не скажется ли нынешняя работа по снижению тарифов на действующих ТЭЦ в части их экологической модернизации? Ведь со вступлением в действие нового Экологического кодекса правительство намерено сосредоточиться на контроле деятельности крупных загрязнителей, и генерирующие угольные мощности по определению подпадут под этот контроль. Не получится ли так, что им одновременно будут снижать тариф, ограничивая их финансовые возможности в части замены оборудования на более экологичное и заставлять нести дополнительные расходы в виде штрафов за загрязнение?
– Разумеется, ТЭЦ, которые производят электроэнергию за счет сжигания угля, могут оказаться под сильнейшим давлением ввиду данных инициатив. Это связано не только с обязательствами по сдерживанию роста тарифов, но и в целом с экологическими инициативами, предлагаемыми сейчас Министерством энергетики в рамках нового Экологического кодекса. Объективно, тепловые электростанции в короткие сроки снизить объемы выбросов не смогут, для этого им нужен переходный период.
Как показывает опыт развитых стран, в которых доля угольной генерации остается высокой (к примеру, в Германии она составляет около 39%, в Польше – 80%, в Чехии – 42%), выбросы со временем возможно снизить за счет внедрения передовых систем газоочистки. Но это длительный процесс, требующий значительных инвестиций.
Поэтому мы предлагаем, во-первых, предусмотреть достаточно длительный, возможно рассчитанный на 15–20 лет, переходный период для «озеленения» наших ТЭЦ; во-вторых, предоставить тепловым электростанциям возможность направлять 100% экологических платежей на зеленые инвестиции, которые позволят им постепенно модернизироваться.
В Казахстане на сегодня 70% электроэнергии вырабатывается с использованием угля. Альтернативы для традиционной генерации пока у нас нет. На долю гидроэлектростанций и возобновляемых источников энергии приходится всего около 13% генерации. Вероятно, в долгосрочной перспективе доля возобновляемых источников энергии будет расти, но тут надо учитывать, что есть технологические ограничения, которые делают угольную генерацию незаменимой, в первую очередь для горно-металлургического комплекса, так как этот сектор является довольно энергоемким.
Со временем, с газификацией центрального и северного регионов Казахстана, на смену углю будет приходить газ, будут строиться более экологичные газовые электростанции. Но надо четко понимать, что пока у нас не будут созданы условия для газовой генерации в виде гарантированной цены на газ для энергопроизводящих организаций, мы не увидим бурного строительства газовых электростанций. Отсюда вытекает еще одно наше предложение – гарантировать определенный уровень цен в среднесрочный период для тех, кто будет использовать газ для производства электроэнергии.
– Какие позиции намерена отстаивать АГМП при работе над новым Экологическим кодексом, проект которого обещают представить уже в феврале 2019 года?
– Мы однозначно выступаем за то, чтобы рассматривать влияние на экологию не только сквозь призму крупных компаний, но и оценивать воздействие на состояние окружающей среды всех сторон – и частного сектора, и средних и мелких природопользователей. Мы понимаем, что исключительно за счет крупных природопользователей, безусловно, можно достичь более быстрого эффекта, но все страны ОЭСР, которые заботятся об экологии, подходят к этому вопросу комплексно.
Мы поддерживаем работу и позицию Министерства энергетики по внедрению зеленых технологий, но при этом считаем, что должны приниматься взвешенные подходы. К примеру, для перехода горно-металлургических компаний на наилучшие доступные технологии необходимы стимулы в виде освобождения от экологических платежей на переходный период, чтобы предприятия, как и ТЭЦ, могли инвестировать в технологическую модернизацию.
За время участия в разработке нового Экологического кодекса мы изучили европейские справочники «Наилучшие доступные технологии», опыт по их подготовке и пришли к заключению, что нам нужны национальные справочники НДТ, адаптированные к реалиям Казахстана. Нам в этой части близок опыт России, где к настоящему времени завершена подготовка целого ряда национальных справочников НДТ и разработчики документов пошли эволюционным путем, с учетом фактической ситуации в промышленности, текущего уровня технологического развития предприятий. Тем самым были заданы достижимые ориентиры по снижению нагрузки на экологию.
При этом для горно-металлургических компаний важен переходный период, как минимум 15–20 лет, для того чтобы модернизироваться, получить реальные результаты, сделав это относительно безболезненно для экономики, в первую очередь для моногородов, благополучие которых зависит от развития отдельных крупных предприятий ГМК.