20 января сенат парламента РК вернул в мажилис одобренный им же в первом чтении девятью днями ранее проект Закона РК “О внесении дополнений и изменений в некоторые законодательные акты РК по вопросам электроэнергетики, инвестиционной деятельности субъектов естественных монополий и регулируемого рынка”. Об этом законопроекте и пакете новаций, которые он несет рынку национальной электроэнергетики, стало известно еще в апреле минувшего года, когда документ был вынесен на рассмотрение мажилиса. Однако пик дискуссий заинтересованных сторон пришелся на начало минувшего января.
Несмотря на длительный срок рассмотрения, новый закон вызывает немало вопросов у участников рынка, инвестиционная деятельность которых будет контролироваться жестче, а операционная деятельность – сильно зависеть от системного оператора.
Увеличение инвестиций в энергетику – не менее острая проблема, чем приток капитала в обрабатывающую промышленность, ставка на которую делается в главной индустриальной программе пятилетки – ГПФИИР 2010-2014. Скорее даже инвестиции в энергетику – одно из ключевых условий повышения интереса инвесторов к созданию новых промышленных производств, для функционирования которых очень важно обеспечить предсказуемое, бесперебойное и недорогое энергоснабжение. Однако сложно гарантировать это в энергосистеме, где первая крупная электростанция, запущенная после 1990 г. в РК, – Мойнакская ГЭС (мощность – 300 МВт; чуть более 1% общей мощности ЕЭС РК) заработала лишь в конце прошлого года.
Пока индустриальный рост не прибило потолком энергопроизводства, но казахстанская экономика уже стояла на пороге энергодефицита в 2008 г. Его провозвестниками тогда стали веерные отключения в разных областях. Однако от надвигающегося дефицита спас глобальный кризис, повлекший сокращение темпов индустриального развития. Сейчас промышленность РК восстановилась и растет. Поэтому, пожалуй, главная энергетическая задача, которая сегодня стоит перед Министерством индустрии и новых технологий (МИНТ), – обеспечение задела между общей энергогенерацией и потреблением, который будет поспевать за ростом промышленности. Судя по прогнозу потребления до 2020 г., даже после модернизации существующих станций и постройке новых (около 40% мощности ЕЭС РК в 2020 г.) в РК все еще останется небольшой энергодефицит.
В 2009 г. в электроэнергетике применили практику “тариф в обмен на инвестиции”, когда правительство шло на планомерное повышение тарифа (в среднем на 16% в год) до 2015 г. для энергопроизводителей (разбиты на 13 групп), а те инвестировали в модернизацию и наращивание мощности имеющихся активов. Эта простая схема выглядела неплохо, хотя и критиковалась за то, что государство переложило финансирование модернизации частных энергокомпаний на потребителя, а сами энергопроизводители, по мнению некоторых экспертов, не использовали в полной мере возможность привлечения инвестиций с рынка через долговые инструменты.
Механизм дал слабину там, где не ждали: по данным бывшего в то время председателем Агентства по регулированию естественных монополий (АРЕМ) Нурлана Алдабергенова, уже по итогам первого года выяснилось, что 1,5 млрд. тенге из 65 млрд., предусмотренных инвестиционными соглашениями, компании не вложили. “И в законодательстве за это не предусмотрено ответственности. Вопрос, по сути, решили, проработав дополнительные соглашения на последующий год и заставив станции взять на себя дополнительные обязательства”, – отмечал председатель АРЕМ летом прошлого года.
Таким образом, находящийся сейчас на рассмотрении парламента законопроект стал, с одной стороны, продуктом ревизии законодательства в отношении инвестиционной деятельности в энергетике, с другой – предложил новый (с учетом развития отрасли: от модернизации к созданию новых объектов) инвестиционный инструмент – рынок электрической мощности и, соответственно, новый механизм взаимодействия на рынке.
Тематически закон делится на две части, отражающие основные направления реформы правоотношений в сегменте. Первая – обеспечение прозрачности (компании должны обнародовать информацию об объеме и направлении инвестиций по итогам года), ужесточение ответственности инвестиционной деятельности электростанций (система штрафов) и наполнение тарифов инвестобязательствами (сопоставление величины дополнительного тарифного дохода и объема инвестиций). Эти нормы начнут действовать сразу после издания закона.
Второе направление – повышение инвестиционной привлекательности рынка посредством создания рынка мощности с соответствующей системой отношений между производителями, потребителями и системным оператором (единым покупателем и продавцом). Данный механизм заработает с 1 января 2015 г.
У энергопроизводящих организаций новый закон вызывает сразу серию вопросов. Прежде всего, они озабочены тем, что в отношении них вводится целый комплекс штрафов. “Как пример – теперь из-за отсутствия норм эксплуатационных запасов топлива наши станции могут быть оштрафованы в размере стоимости этого топлива, – рассказывает вице-президент AES Kazakhsta по связям с правительством Даулет Ахметов. – Конечно, это не может не вызывать наши опасения, потому что есть разные причины, почему на ТЭЦ нет необходимого запаса топлива: это вопросы с тарифами, вопросы с достаточностью подвижного состава в осеннее время, вопросы с платежами коммунальных предприятий. Вместо того чтобы решать эти проблемы, «власти решили» наказывать. Это кажется нецелесообразным. В результате предприятие перед отопительным сезоном окажется со штрафами и будет ослаблено финансово. Теплоснабжение станет более затруднительным”.
Инвесторам видится неактуальным новый подход к контролю рынка. “Планируется квотирование объемов экспорта и импорта электроэнергии. Все капитальные ремонты теперь должны быть заранее согласованы с Госэнергонадзором МИНТ РК. Также вводится норма: на спот-торгах должны продаваться не менее 10% электроэнергии по тарифам, которые установит правительство. Это нонсенс, ведь биржа является рыночным инструментом, и в чем необходимость создавать всю эту инфраструктуру, когда заранее, до торгов, мы будем знать, по какой цене и какие объемы электростанция должна продавать”, – размышляет г-н Ахметов.
Еще одна спорная норма законопроекта: размеры инвестобязательств энергопроизводящего предприятия приравниваются к сумме амортизационных отчислений и чистого дохода. “Во всем мире получение прибыли – главный стимул для инвестора. Они и запускают проекты, надеясь получить от этого дивиденды, – рассказывает вице-президент AES Kazakhsta . – По новой схеме, если ты получил прибыль, ты должен ее сразу же инвестировать. Получается, мы сами исключаем этот стимул, что может привести к негативным последствиям – уменьшится привлекательность отрасли”.
Кроме того, вводится неудобное для инвесторов положение: электростанция, которая по каким-то причинам не имеет инвестсоглашения с министерством, должна продавать электроэнергию по тарифам на 1 января 2009 г. “Это бюрократический рычаг для влияния на инвестпрограмму электростанции”, – дает оценку г-н Ахметов.
“Рынок мощности должен стать параллельным механизмом программы “тариф в обмен на инвестиции”, обеспечивающей на сегодняшний день инвестиционную привлекательность сектора генерации”, – отмечал глава АРЕМ. В соответствии с законопроектом, рынок мощности РК состоял из двух сегментов: рынка долгосрочных контрактов (для новых энергопроизводящих организаций) и краткосрочных контрактов (для существующих производителей). Новым производствам гарантируется возврат инвестиций, так как системный оператор в приоритетном порядке обязуется закупать у них аттестованные объемы мощности по оговоренным на тендере ценам, тогда как существующие станции будут работать на рынке без привилегий, с предельными тарифами.
Вкратце схему работы рынка мощности описал в своем блоге председатель правления АО “КОРЭМ” (оператор рынка централизованной торговли электроэнергией) Суюншилик Тиесов: “Потребитель обязан купить будущую мощность, он себе эту мощность должен зарезервировать, т. е. выбор модели не влияет на величину стоимости или на другое, потому что это является механизмом, который устанавливает порядок, как потребитель должен заплатить за будущую мощность, которую он себе забронировал. Инвестор, зная, что в той или иной стране существует на законодательном уровне и отработан какой-то механизм, где потребитель гарантирует плату за вводимую мощность, он уверенно идет туда, зная, что у него есть источник для возврата его вложенных инвестиций”.
Роль системного оператора отводится АО “KEGOC”, оно же ежегодно производит аттестацию мощности и рассчитывает прогнозный баланс на год, а также разрабатывает прогноз на семилетний период. Для обеспечения функционирования рынка мощности компании могут выделяться средства из госбюджета. Потребители обязаны закупить у KEGOC мощность на будущие 5 лет (для них стоимость складывается из двух составляющих: 70% – предельный тариф, 30% – плата за мощность). Для уточнения потребности каждый год проводятся централизованные торги мощностью на специально организованных площадках путем электронных торгов через интернет – торговую площадку КОРЭМ. По словам г-на Тиесова, внедряемая модель приближена к уже апробированным моделям в Северной Америке (США, Канада) и законодательно закреплена в России.
“Рынок мощности Казахстану нужен, – уверен президент АО “ЦАЭК” Еркын Амирханов. – Поэтому рассматриваемый закон своевременен. Но на активное обсуждение нового закона было отведено слишком мало времени, так же мало, как и привлечено участников – субъектов рынка, а поэтому не выслушаны мнения непосредственно тех, кто будет исполнять и применять этот закон”.
Г-н Амирханов отмечает, что вниманию обсуждающих законопроект не была предоставлена сопутствующая нормативная база. Поэтому невозможно оценить экономический эффект от введения рынка мощности. А это не способствует повышению инвестиционной привлекательности отрасли. В проекте закона нет четких критериев и не описаны условия подзаконного регулирования возникающих отношений, а это, по сути, означает неограниченные права по установлению на подзаконном уровне обязательных требований для субъектов рынка. “Другими словами, в последующем в подзаконные акты можно будет включить нормы, не предусмотренные законом, но и не противоречащие ему, поскольку о них ничего не сказано в самом законе”, – говорит глава ЦАЭК.
С ним соглашается г-н Ахметов: “В экспертном сообществе нет единого положительного мнения о рынке мощности. В самом законе содержатся только базовые понятия, остальное должно быть в подзаконных актах. Экспертам, энергетикам и инвесторам очень сложно определить позитивные и негативные моменты ввода рынка мощности, так как многие вещи остаются непонятными”.
Вице-президент AES Kazakhsta приводит пример: в законопроекте нет ясности относительно методики формирования тарифа, его величины для KEGOC и разницы, которую будет получать системный оператор от покупки-продажи электроэнергии.
Эксперт одной из энергогенерирующих компаний, предоставивший комментарий на условиях анонимности, считает, что актуален и вопрос о том, кто должен осуществлять аттестацию электрической мощности генерирующих источников, которые будут участвовать в этом рынке. “Разработчики законопроекта предложили отнести это к компетенции системного оператора, которым является в настоящее время KEGOC – оператор магистральных сетей. В соответствии с лучшими мировыми практиками рынка мощности аттестацию генерирующих источников осуществляют независимые и, как правило, негосударственные организации, – рассуждает собеседник “Эксперта Казахстан”. – Например, если мы обратимся к опыту функционирования рынка мощности в России, то аналогичную функцию по ведению реестра сертификатов, подтверждающих объем производства электрической энергии, осуществляет так называемый совет рынка – саморегулируемая организация в коммерческой инфраструктуре, основанная на принципе партнерства и наделенная также публичными полномочиями в сфере электроэнергетики”.
“Мы надеемся, что в новом мажилисе данный законопроект будет доработан с учетом мнения инвесторов, потребителей, и все вопросы, которые сейчас остались повисшими в воздухе, будут решены, а проект в скором времени будет вновь обсуждаться в сенате”, – не теряет оптимизма г-н Ахметов.
В момент подписания номера журнала законопроект, по данным официального сайта парламента РК, уже покинул сенат, но еще не был добавлен в список законопроектов, рассматриваемых в мажилисе. Если по итогам повторного рассмотрения штрафная система и принцип работы рынка электрической мощности останутся неизменными, то фактически энергопроизводителям будет навязан закон, противоречащий их интересам.
Однако даже в предложенной ранее схеме есть место для оптимизма генераторов. Преимущество получат участники рынка, чья стратегия развития предусматривает запуск новых энергоблоков и строительство новых станций, которые получат гарантированные инвестиции от тарифа. Например, АО “Самрук-Энерго” (дочка ФНБ “Самрук-Казына”) планирует ввод первого из двух блоков Балхашской ТЭС уже к 2015 г. Планы ввести новую мощность есть и у ЦАЭК.
Г-н Амирханов обращает внимание на то, что обсуждаемый законопроект коснулся только вопросов инвестиционной деятельности в сфере производства электрической энергии. При этом абсолютно не рассмотрен вопрос инвестирования в теплогенерирующие источники.
“Большая часть территории Казахстана потребляет такой товар, как тепловая энергия, более половины календарного года, – напоминает он. – Однако в настоящее время из-за отсутствия Закона “О теплоэнергетике” мы не можем рассматривать и предлагать какие-либо инвестиционные инструменты в сфере тепла. По сути, остаются без решения такие важные вопросы, как прогнозируемая нехватка выработки тепловой энергии, полноценные замена и модернизация теплогенерирующего оборудования станций, замена теплосетевого хозяйства, а также достаточные источники финансирования таких мероприятий”.
Глава ЦАЭК акцентирует внимание на том, что существующий источник финансирования – затратная часть тарифной сметы субъекта-монополиста и прибыль, размер которой также регулируется уполномоченным органом. “В условиях недостаточного роста тарифа на услуги в сфере теплоэнергетики данных средств недостаточно для значительных инвестиций”, – подчеркивает он. (Эксперт-Казахстан/Энергетика Украины, СНГ, мира)