Консолидированная финансовая отчетность

Настоящая консолидированная финансовая отчетность подготовлена в соответствии со стандартами бухгалтерского учета МСФО (далее — «МСФО»)  за год, закончившийся 31 декабря 2023 года, дляАО «Самрук-Энерго» (далее — «Компания») и его дочерних компаний (далее совместно именуемые — «Группа»).

Компания была образована 18 апреля 2007 года и зарегистрирована 10 мая 2007 года. Компания создана в форме акционерного общества в соответствии с законодательством Республики Казахстан. Группа была создана с целью консолидации предприятий энергетического комплекса Республики Казахстан (далее — «РК»).

По состоянию на 31 декабря 2023 и 2022 годов единственным акционером Компании является АО «Фонд национального благосостояния «Самрук-Қазына» (далее — «Самрук-Қазына»). Правительство Республики Казахстан является конечной контролирующей стороной Компании.

Основными видами деятельности Группы являются производство электро- и теплоэнергии и горячей воды на основе угля, углеводородов, водных ресурсов и возобновляемых источников энергии (далее — «ВИЭ»), реализация населению и промышленным предприятиям, транспортировка электроэнергии и техническое распределение электричества в сети, а также аренда имущественных комплексов гидроэлектростанций.

Операционная деятельность дочерних компаний Группы и ее совместных предприятий, регулируются законами РК «Об электроэнергетике», «О естественных монополиях», «О поддержке использования возобновляемых источников энергии», и предпринимательским кодексом Республики Казахстан. Тарифное регулирование, в зависимости от вида деятельности энергокомпаний, относится к компетенции Комитета по регулированию естественных монополий Министерства национальной экономики РК (далее — «Комитет») или отраслевого министерства — Министерства энергетики РК (далее — «МЭ»).

Тарифы на электроэнергию для энергопроизводящих организаций утверждены приказом Министра энергетики РК от 27 февраля 2015 года № 160 «Об утверждении предельных тарифов на электрическую энергию для группы энергопроизводящих организаций» и последующими изменениями и дополнениями к нему. Тарифы на поставку электрической энергии, производимой объектами по использованию возобновляемых источников энергии, являются фиксированными и утверждены постановлением Правительства РК от 12 июня 2014 года № 645 «Об утверждении фиксированных тарифов» в зависимости от технологии ВИЭ (отдельно для ветровых, солнечных и других источников) и подлежат ежегодной индексации. При этом расчетно-финансовый центр выступает в качестве покупателя, и энергопроизводящая организация, выступает в качестве продавца. Тарифы на передачу и распределение электроэнергии для энергопередающих компаний, на производство тепловой энергии и тарифы на энергоснабжение (далее — «ЭСО») регулируются Комитетом. Регулирование и контроль Комитетом осуществляется в строгом соответствии с законодательными и нормативными правовыми актами Республики Казахстан.

Решения по тарифам в существенной степени подвержены влиянию социальных и политических вопросов. Экономические, социальные и прочие политики Правительства Республики Казахстан могут иметь существенное влияние на операционную деятельность Группы.

Юридический адрес и место осуществления деятельности головного офиса Компании: Республика Казахстан, г. Астана, проспект Кабанбай батыра 15А, Блок Б.

Настоящая консолидированная финансовая отчетность подготовлена в соответствии с МСФО , на основе правил учета по первоначальной стоимости. Существенная информация об учетной политике, применявшаяся при подготовке настоящей консолидированной финансовой отчетности, представлена ниже. Данные принципы применялись последовательно в отношении всех периодов, представленных в отчетности, если не указано иное.

Подготовка консолидированной финансовой отчетности по МСФО требует использования некоторых важнейших бухгалтерских оценок. Кроме того, руководству необходимо полагаться на свои суждения при применении учетной политики Группы. Области бухгалтерского учета, предполагающие более высокую степень оценки или сложности, а также области, в которых допущения и оценки являются существенными для консолидированной финансовой отчетности, указаны в Примечании 4.

Руководство подготовило данную консолидированную финансовую отчетность на основе принципа о непрерывности деятельности.

(i) Дочерние компании

Дочерние организации включаются в консолидированную финансовую отчетность, начиная с даты передачи Группе контроля над их операциями (даты приобретения) и исключаются из консолидированной отчетности, начиная с даты утери контроля.

Дочерние компании включаются в консолидированную финансовую отчетность по методу приобретения. Приобретенные идентифицируемые активы, а также обязательства и условные обязательства, полученные при объединении бизнеса, отражаются по справедливой стоимости на дату приобретения независимо от размера неконтролирующей доли участия.

Группа оценивает неконтролирующую долю участия, представляющую собой непосредственную долю участия и дающую держателю право на пропорциональную долю чистых активов в случае ликвидации, индивидуально по каждой операции либо а) по справедливой стоимости, либо б) пропорционально неконтролирующей доле участия в чистых активах приобретенной организации.

Неконтролирующая доля участия, которая не является непосредственной долей участия, оценивается по справедливой стоимости.

Компания и все ее дочерние компании применяют единую учетную политику, соответствующую учетной политике Группы.

(ii) Совместная деятельность

Согласно МСФО (IFRS) 11 инвестиции в совместную деятельность классифицируются как совместные операции или совместные предприятия в зависимости от договорных прав и обязательств каждого инвестора. Группа оценила характер своей совместной деятельности и отнесло ее к категории совместных предприятий. Деятельность совместных предприятий учитывается по долевому методу.

Учетная политика совместных предприятий была скорректирована для обеспечения соответствия учетной политике Группы.

(iii) Инвестиции в ассоциированные компании

Ассоциированными являются компании, на которые Компания оказывает значительное влияние (прямо или косвенно), но не имеет контроля над ними; как правило, доля голосующих акций в этих компаниях составляет от 20% до 50%. Инвестиции в ассоциированные компании учитываются по методу долевого участия и первоначально признаются по стоимости приобретения.

(i) Функциональная валюта и валюта представления консолидированной финансовой отчетности

Если не указано иначе, все числовые данные, представленные в данной консолидированной финансовой отчетности, выражены в тысячах тенге.

Функциональной валютой является валюта основной экономической среды, в которой организация осуществляет свою деятельность. Функциональной валютой дочерних компаний, совместных предприятий, ассоциированных компаний и материнской компании является тенге.

(ii) Операции и остатки в иностранной валюте

Операции в иностранной валюте пересчитаны в функциональную валюту по официальным курсам на даты совершения операций.

Прибыли или убытки от курсовой разницы, возникшие в результате расчетов по этим операциям, а также в результате пересчета выраженных в иностранной валюте денежных активов и обязательств по обменным курсам на конец года, отражаются в прибылях или убытках.

На 31 декабря 2023 года официальный обменный курс, используемый для пересчета остатков в иностранной валюте, составлял 454.56 тенге за 1 доллар США (31 декабря 2022 года: 462.65 тенге за 1 доллар США). В отношении конвертации тенге в другие валюты действуют правила валютного ограничения и контроля. В настоящее время тенге не является свободно конвертируемой валютой за пределами РК.

Первоначальная стоимость представляет собой сумму уплаченных денежных средств или их эквивалентов, или справедливую стоимость иного возмещения, переданного для приобретения актива на дату покупки, и включает затраты по сделке. Оценка по первоначальной стоимости применяется только в отношении инвестиций в долевые инструменты, которые не имеют рыночных котировок, и справедливая стоимость которых не может быть надежно оценена, и в отношении производных инструментов, которые привязаны к таким долевым инструментам, не имеющим котировок на открытом рынке, и подлежат погашению такими долевыми инструментами.

(i) Финансовые активы

На 31 декабря 2023 года и 31 декабря 2022 финансовые активы Группы классифицировались как оцениваемые по амортизированной стоимости.

Долговые инструменты, оцениваемые по амортизированной стоимости, представляются в консолидированном отчете о финансовом положении за вычетом оценочного резерва под ожидаемые кредитные убытки.

Группа применяет «трехэтапную» модель учета обесценения на основании изменений кредитного качества с момента первоначального признания. Финансовый инструмент, который не является обесцененным при первоначальном признании, классифицируется как относящийся к Этапу 1. Для финансовых активов Этапа 1 ожидаемые кредитные убытки оцениваются в сумме, равной части ожидаемых кредитных убытков за весь срок, которые возникают в результате дефолтов, которые могут произойти в течение следующих 12 месяцев или до даты погашения согласно договору, если она наступает до истечения 12 месяцев («12-месячные ожидаемые кредитные убытки»). Если Группа идентифицирует значительное увеличение кредитного риска с момента первоначального признания, то актив переводится в Этап 2, а ожидаемые кредитные убытки по этому активу оцениваются на основе ожидаемых кредитных убытков за весь срок, то есть до даты погашения согласно договору, но с учетом ожидаемой предоплаты, если она предусмотрена («ожидаемые кредитные убытки за весь срок»). Если Группа определяет, что финансовый актив является обесцененным, актив переводится в Этап 3 и ожидаемые по нему кредитные убытки оцениваются как ожидаемые кредитные убытки за весь срок. Для приобретенных или созданных кредитно-обесцененных финансовых активов ожидаемые кредитные убытки всегда оцениваются как ожидаемые кредитные убытки за весь срок.

Группа прекращает признание финансовых активов, (а) когда эти активы погашены или срок действия прав на денежные потоки, связанных с этими активами, истек, или (б) Группа передала права на денежные потоки от финансовых активов или заключила соглашение о передаче, и при этом (i) также передала практически все риски и вознаграждения, связанные с владением этими активами, или (ii) ни передала, ни сохранила практически все риски и вознаграждения, связанные с владением этими активами, но утратила право контроля в отношении данных активов. Контроль сохраняется, если контрагент не имеет практической возможности полностью продать актив несвязанной третьей стороне без введения ограничений на продажу.

(iii) Финансовые обязательства

Признание финансовых обязательств прекращается в случае их погашения (т. е. когда выполняется или прекращается обязательство, указанное в договоре, или истекает срок его исполнения).

Обмен долговыми инструментами с существенно различающимися условиями между Группой и ее первоначальными кредиторами, а также существенные модификации условий существующих финансовых обязательств учитываются как погашение первоначального финансового обязательства и признание нового финансового обязательства. Условия считаются существенно различающимися, если дисконтированная приведенная стоимость денежных потоков согласно новым условиям, включая все уплаченные вознаграждения за вычетом полученных вознаграждений, дисконтированные с использованием первоначальной эффективной процентной ставки, как минимум на 10% отличается от дисконтированной приведенной стоимости остальных денежных потоков по первоначальному финансовому обязательству. Кроме того, учитываются другие качественные факторы. Если обмен долговыми инструментами или модификация условий учитывается как погашение, все затраты или выплаченные вознаграждения признаются в составе прибыли или убытка от погашения. Если обмен или модификация не учитываются как погашение, все затраты или выплаченные вознаграждения отражаются как корректировка балансовой стоимости обязательства и амортизируются в течение оставшегося срока действия модифицированного обязательства.

Модификации обязательств, не приводящие к их погашению, учитываются как изменение оценочного значения по методу начисления кумулятивной амортизации задним числом, при этом прибыль или убыток отражается в составе прибыли или убытка, если экономическое содержание различия в балансовой стоимости не относится к операции с капиталом с собственниками.

Основные средства отражаются в учете по первоначальной стоимости за вычетом накопленного износа и резерва на обесценение, если необходимо.

Резервы под обязательства по ликвидации активов капитализируются в состав основных средств.

Ликвидационная стоимость актива приравнена к нулю в том случае, если Группа предполагает использовать объект до окончания его физического срока службы. Ликвидационная стоимость активов и сроки их полезного использования пересматриваются и, при необходимости, корректируются в конце каждого отчетного периода.

Все нематериальные активы Группы имеют определенный срок полезного использования и включают в основном капитализированное программное обеспечение и лицензии. Приобретенное программное обеспечение капитализируется в сумме затрат, понесенных на его приобретение и ввод в эксплуатацию.

Все нематериальные активы амортизируются прямолинейным методом в течение срока их полезного использования, оцениваемого руководством от 2 до 25 лет.

Основные средства и нематериальные активы, подлежащие амортизации, тестируются на предмет обесценения в тех случаях, когда имеют место какие-либо события или изменения обстоятельств, которые свидетельствуют о том, что их балансовая стоимость не может быть возмещена. Убыток от обесценения признается в размере превышения балансовой стоимости актива над его возмещаемой стоимостью. Возмещаемая стоимость представляет собой справедливую стоимость актива за вычетом затрат на выбытие или ценность его использования, в зависимости от того, какая из этих сумм выше. Для определения величины обесценения активы объединяются в наименьшие идентифицируемые группы активов, которые генерируют приток денежных средств, в значительной степени независимый от притока денежных средств от других активов или групп активов (единицы, генерирующие денежные потоки). Обесценение нефинансовых активов (кроме гудвила), отраженное в прошлые периоды, анализируется с точки зрения возможного восстановления на каждую отчетную дату.

Инвестиционная собственность отражается в консолидированной финансовой отчетности по первоначальной стоимости за вычетом накопленного износа и резерва на обесценение, если необходимо.

Полученный арендный доход учитывается в прибыли или убытке за год в составе выручки.

Группа арендует различные офисные помещения, оборудование и транспортные средства. Договоры могут включать как компоненты, которые являются договорами аренды, так и компоненты, которые не являются договорами аренды. Группа распределяет вознаграждение по договору между компонентами аренды и компонентами, не являющимися арендой, на основе их относительной цены обособленной сделки. Однако по договорам аренды недвижимости, в которых Группа выступает в качестве арендатора, она приняла решение не выделять компоненты аренды и компоненты, не являющиеся арендой, а отразить их в качестве одного компонента аренды.

Активы в форме права пользования, как правило, амортизируются линейным методом в течение срока полезного использования актива или срока аренды в зависимости от того, какой из них закончится раньше.

Прекращенной деятельностью является компонент Группы, который либо выбыл, либо классифицируется как предназначенный для продажи и: (а) представляет собой отдельный значительный вид деятельности или географический район ведения операций; (б) является частью единого скоординированного плана выбытия отдельного значительного вида деятельности или географического района ведения операций; или (в) является дочерней организацией, приобретенной исключительно с целью последующей перепродажи. Прибыли и денежные потоки от прекращенной деятельности, если таковые имеются, отражаются отдельно от продолжающейся деятельности; при этом представление сравнительных показателей изменяется соответствующим образом.

Товарно-материальные запасы учитываются по наименьшей из двух величин: себестоимости и чистой цены продажи. Себестоимость запасов определяется по методу ФИФО.

Дебиторская задолженность по основной деятельности и прочая дебиторская задолженность, за исключением предоплат по налогам и авансов поставщикам, первоначально признается по справедливой стоимости и впоследствии учитывается по амортизированной стоимости, рассчитанной с использованием метода эффективной процентной ставки.

Авансы поставщикам отражаются в консолидированной финансовой отчетности по первоначальной стоимости за вычетом резерва под обесценение. Авансы классифицируются как долгосрочные, если ожидаемый срок получения товаров или услуг, относящихся к ним, превышает один год, или если авансы относятся к активам, которые будут отражены в учете как долгосрочные при первоначальном признании. Сумма авансов за приобретение активов включается в их балансовую стоимость при получении Группой контроля над этими активами и наличии вероятности того, что будущие экономические выгоды, связанные с ними, будут получены Группой. Прочие авансы списываются при получении товаров или услуг, относящихся к ним. Если имеется признак того, что активы, товары или услуги, относящиеся к авансам, не будут получены, балансовая стоимость авансов подлежит уменьшению, и соответствующий убыток от обесценения отражается через прибыль и убыток за год. Предоплаты по налогам отражаются по фактически оплаченным суммам за вычетом резерва под обесценение.

Денежные средства и их эквиваленты включают денежные средства в кассе, средства на текущих банковских счетах, а также договоры покупки и обратной продажи («обратное репо») с другими банками с первоначальным сроком погашения менее 10 дней. Денежные средства и эквиваленты денежных средств отражаются по амортизированной стоимости, так как (i) они удерживаются для получения предусмотренных договором денежных потоков до срока погашения и эти денежные потоки представляют собой исключительно платежи в счет основной суммы долга и процентов и (ii) они не отнесены к категории оцениваемых по справедливой стоимости через прибыль или убыток.

Остатки денежных средств с ограничением использования исключаются из состава денежных средств и их эквивалентов для целей составления консолидированного отчета о движении денежных средств.

Остатки денежных средств, по которым установлены ограничения на обменные операции или использование для погашения обязательств в течение как минимум двенадцати месяцев после отчетного периода, включаются в состав прочих долгосрочных активов; денежные средства с ограничением использования в течение более чем трех месяцев, но менее чем двенадцати месяцев после отчетного периода включаются в состав прочих краткосрочных активов.

Простые акции классифицируются как капитал. Дополнительные издержки, непосредственно связанные с выпуском новых акций, отражаются в составе капитала как вычеты из суммы поступлений за вычетом налогов. Решением Совета Директоров Компании при каждом индивидуальном выпуске акций определяется стоимость каждой акции, а также количество акций в соответствии с законодательством. Сумма превышения справедливой стоимости полученных средств над номинальной стоимостью выпущенных акций отражается в капитале как эмиссионный доход.

Прочие резервный капитал — это часть капитала, распределение собственникам которой запрещено в соответствии с требованиями МСФО, законодательства или по инициативе Группы и предусмотрено учредительными документами.

Прочие резервный капитал включает резерв объединения предприятий, результат операций с акционером и прочий совокупный доход/убыток.

Начисление затрат или распределение активов по распоряжению акционера, включая объекты основных средств, объединение бизнеса, доли участия в другом предприятии и группы выбытия, денежные средства и прочие, признаются в капитале в качестве «Прочего резервного капитала». Прочий резервный капитал также включает доход от первоначального признания займов, полученных от акционера, с нерыночными условиями.

Базовая прибыль на акцию рассчитывается как отношение прибыли, приходящегося на долю акционеров Группы, к средневзвешенному числу обыкновенных акций, находящихся в обращении в течение года. У Группы отсутствуют разводняющие потенциальные обыкновенные акции, следовательно, разводненная прибыль на акцию совпадает с базовой прибылью на акцию (Примечание 33).

В соответствии с решением Биржевого совета АО «Казахстанская фондовая биржа» (далее − «КФБ») от 4 октября 2010 года, консолидированная финансовая отчётность должна содержать данные о балансовой стоимости одной акции (простой и привилегированной) на отчётную дату, рассчитанной в соответствии с утвержденными КФБ правилами.

Налог на добавленную стоимость (далее «НДС»), возникающий при реализации, подлежит уплате в налоговые органы при отгрузке товаров и оказании услуг. НДС, уплаченный при приобретении товаров и услуг, может быть зачтен в счет НДС, подлежащим к уплате, при получении налогового счета-фактуры от поставщика.

Налоговое законодательство позволяет проведение оплаты НДС на чистой основе. Соответственно, НДС по реализации и приобретениям отражается в консолидированном отчете о финансовом положении свернуто на чистой основе. НДС к возмещению классифицируется как долгосрочный актив, если его погашение не ожидается в течение года после отчетного периода.

Резервы признаются, если Группа вследствие определенного события в прошлом имеет юридические или обусловленные сложившейся практикой обязательства, для урегулирования которых с большой степенью вероятности потребуется отток ресурсов и которые можно оценить в денежном выражении с достаточной степенью надежности. Резервы не признаются по будущим операционным убыткам.

Резерв на ликвидацию золоотвалов и последствий эксплуатации объектов признается при высокой вероятности возникновения соответствующих обязательств и возможности обоснованной оценки их сумм. Резерв на ликвидацию формируется и относится на стоимость основных средств в том отчетном периоде, в котором возникает обязательство, вытекающее из соответствующего факта выработки отходов и эксплуатации объектов, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду, на основании чистой приведенной стоимости оцененных будущих затрат. Резерв на ликвидацию золоотвалов не включает какие-либо дополнительные обязательства, возникновение которых ожидается в связи с фактами нарушений или причинением ущерба в будущем.

В состав затрат по ликвидации золоотвалов входят затраты на демонтаж или снос объектов инфраструктуры золоотвала, очистка окружающей среды, проведение мониторинга выбросов.

Оценка затрат производится на основании плана ликвидации золоотвалов и последствий эксплуатации объектов. Оценочные значения сумм затрат исчисляются ежегодно по мере эксплуатации с учетом известных изменений, например, обновленных оценочных сумм и пересмотренных сроков эксплуатации активов или операционной деятельности, с проведением официальных проверок на регулярной основе.

Точная итоговая сумма необходимых затрат неизвестна. Группа оценивает свои затраты исходя из технико-экономического обоснования и инженерных исследований в соответствии с действующими техническими правилами и нормами проведения работ по ликвидации последствий в окружающую среду. Сумма амортизации или «отмены» дисконта, используемого при определении чистой приведенной стоимости резервов, относится на результаты деятельности за каждый отчетный период. Амортизация дисконта отражается в составе финансовых затрат.

(i) Долгосрочные вознаграждения работникам

Компании Группы обеспечивают своим работникам долгосрочные вознаграждения до, в момент и после выхода на пенсию в соответствии с положениями коллективного трудового договора. Договоры предусматривают выплату единовременных пособий по выходу на пенсию, оказание финансовой помощи работникам Группы на случай нетрудоспособности, по случаю юбилея и смерти. Право на получение отдельных пособий обычно предоставляется в зависимости от оставшегося срока работы до пенсии и наличия у работника минимального стажа работы.

Начисление ожидаемых расходов по выплате единовременных пособий осуществляется в течение трудовой деятельности работника по методике, которая используется при расчете пенсионных планов с установленным вознаграждением по окончании трудовой деятельности. Группа не имеет финансируемых пенсионных схем. Обязательство, признаваемое на конец каждого отчетного периода, представляет собой текущую стоимость пенсионных обязательств. Возникающие в течение года актуарные прибыли и убытки отражаются в прочем совокупном доходе за год. Для этой цели актуарные прибыли и убытки включают как влияние изменений в актуарных предположениях, так и влияние прошлого опыта в отношении отличия актуарных предположений от фактических данных.

Основные предположения, использованные в учете пенсионных обязательств, — это ставка дисконта и предположение о текучести кадров. Признания всех изменений в обязательствах по окончанию трудовой деятельности в момент их возникновения учитываются следующим образом: (i) стоимость услуг и чистый процентный расход отражаются в прибыли или убытке; а (ii) переоценка — в прочем совокупном доходе.

Такие обязательства оцениваются на ежегодной основе независимыми квалифицированными актуариями.

(ii) Расходы на оплату труда и связанные отчисления

Расходы на заработную плату, пенсионные отчисления, взносы в фонд социального страхования, оплаченные ежегодные отпуска и больничные, премии и неденежные льготы начисляются по мере осуществления соответствующих работ сотрудниками Группы.

В соответствии с требованиями законодательства РК Группа от имени своих работников удерживает пенсионные отчисления и перечисляет в АО «Единый накопительный пенсионный фонд» (далее «ЕНПФ»). В отношении сотрудников, не включенных в Коллективный трудовой договор, при выходе работников на пенсию финансовые обязательства Группы прекращаются, и все выплаты осуществляются ЕНПФ.

Обязательства по аренде

Обязательства, возникающие по договорам аренды, первоначально оцениваются по приведенной стоимости.

Опционы на продление и прекращение аренды предусмотрены в ряде договоров аренды Группы. Опционы на продление (или период времени после срока, определенного в условиях опционов на прекращение аренды) включаются в срок аренды только в том случае, если существует достаточная уверенность в том, что договор будет продлен (или не будет прекращен). В оценку обязательства также включаются арендные платежи, которые будут произведены в рамках исполнения опционов на продление, если имеется достаточная уверенность в том, что аренда будет продлена.

Арендные платежи дисконтируются с использованием процентной ставки, заложенной в договоре аренды. Если эту ставку нельзя легко определить, что, как правило, имеет место в случае договоров аренды, имеющихся у Группы, Группа использует ставку привлечения дополнительных заемных средств — это ставка, по которой Группа могла бы привлечь на аналогичный срок и при аналогичном обеспечении заемные средства, необходимые для получения актива со стоимостью, аналогичной стоимости актива в форме права пользования в аналогичных экономических условиях.

Арендные платежи разделяются на основную сумму обязательств и финансовые расходы.

Платежи по краткосрочной аренде оборудования и транспортных средств и аренде любых активов с низкой стоимостью признаются линейным методом как расходы в составе прибыли или убытка. Краткосрочная аренда представляет собой договор аренды сроком не более 12 месяцев.

Кредиты и займы первоначально учитываются по справедливой стоимости за вычетом произведенных затрат по сделке, а затем по амортизированной стоимости с использованием метода эффективной процентной ставки.

При учете займов от акционеров на нерыночных условиях Группа отражает доход/(убыток) от первоначального признания в капитале как вклад в капитал/(распределение капитала). Порядок учета, который отражает экономическую сущность операции, применяется последовательно ко всем аналогичным операциям и раскрывается в консолидированной финансовой отчетности.

Затраты по займам, привлеченным на общие и конкретные цели, непосредственно относимые к приобретению, строительству или производству актива, подготовка которого к использованию по назначению или для продажи обязательно требует значительного времени (актив, отвечающий определенным требованиям), входят в состав стоимости такого актива.

Кредиторская задолженность по основной деятельности и прочая кредиторская задолженность начисляется по факту исполнения контрагентом своих договорных обязательств. Кредиторская задолженность по основной деятельности и прочая кредиторская задолженность, за исключением полученных авансов, первоначально отражается по справедливой стоимости и впоследствии учитывается по амортизированной стоимости с использованием метода эффективной процентной ставки. Полученные авансы отражаются по фактическим суммам, полученным от третьих сторон.

Выручка — это доход, возникающий в ходе обычной деятельности Группы.

Выручка признается в размере цены сделки. Цена сделки представляет собой возмещение, право на которое Группа ожидает получить в обмен на передачу контроля над обещанными товарами или услугами покупателю, без учета сумм, получаемых от имени третьих сторон. Выручка отражается за вычетом налога на добавленную стоимость и скидок. Выручка от продажи электроэнергии признается в течение периода.

Основная доля консолидированной выручки Группы приходится на выручку от реализации и передачи электро- и теплоэнергии, а также производство горячей воды.

Согласно условиям договоров, на реализацию и передачу электро- и теплоэнергии обязательства к исполнению выявляются на момент заключения договора. Договора на реализацию и передачу электро- и теплоэнергии не включают в себя сопутствующие и/или дополнительные услуги.

Группа не предполагает заключение договоров, в которых период между передачей обещанных товаров или услуг покупателю и оплатой их покупателем превышает один год. Следовательно, Группа не корректирует цены сделки на влияние временной стоимости денег.

Согласно условиям договора, на реализацию и передачу электро- и теплоэнергии сумма договора является ценой за реализованный или переданный объем электро- или теплоэнергии, что является самостоятельным объектом услуги/товара.

Производство и реализация электро- и теплоэнергии

Выручка определяется на основании фактических объемов реализованной электро- и теплоэнергии электростанциями Группы.

Сумма выручки определяется исходя из тарифов, утвержденных уполномоченным органом.

Выручка от реализации электроэнергии и теплоэнергии признается на основании показаний приборов коммерческого учета ежемесячно. Приборы учета установлены в пункте присоединения станции Группы к сетям передачи электро- и теплоэнергии.

Дебиторская задолженность признается, когда электро- тепло энергия реализована в пункте присоединения станции Группы к сетям передачи электро- и теплоэнергии, так как на этот момент возмещение является безусловным ввиду того, что наступление срока платежа обусловлено лишь течением времени. Фактический объем переданной электро- и теплоэнергии за расчетный период подтверждается актом об объемах отпуска электроэнергии/актом сверки объемов теплоэнергии. Счета-фактуры выставляются покупателям ежемесячно.

Передача и распределение электрической энергии

Группа предоставляет услуги по договорам с фиксированным вознаграждением за 1 кВт./ч. переданной и распределенной электрической энергии исходя из тарифов, утвержденных уполномоченным органом.

Выручка от предоставления услуг признается ежемесячно в том отчетном периоде, когда были оказаны услуги. Выручка признается исходя из фактического объема электрической энергии, переданной в течение отчетного периода, так как покупатель одновременно получает и потребляет выгоды.

Фактический объем переданной и распределенной электрической энергии за отчетный период подтверждается актами сверки объемов переданной и распределённой электрической энергии, которые составляются и подписываются с покупателями на основании показаний приборов коммерческого учета ежемесячно. Счета выставляются покупателям ежемесячно на последнюю дату каждого месяца, и возмещение подлежит уплате после выставления счета, в течении 5 рабочих дней.

Дебиторская задолженность признается на момент выставления счета, так как на этот момент возмещение является безусловным ввиду того, что наступление срока платежа обусловлено лишь течением времени.

Выручка от услуг по поддержанию готовности электрической мощности.

Также, Группа предоставляет услугу по поддержанию готовности электрической мощности. Выручка от предоставления услуг по поддержанию готовности электрической мощности признается в том отчетном периоде, когда были оказаны эти услуги. Выручка определяется на основании фактически располагаемой электрической мощности, на основании ежемесячных отчетов о готовности электрической мощности от единого закупщика согласно Правилам рынка мощности.

Договор предусматривает оплату за один кВт поддерживаемой мощности за месяц, и выручка признается в сумме, на которую Группа имеет право выставить счет.

На основании акта, подписанного за отчетный месяц, Группа выставляет Единому закупщику счета-фактуры ежемесячно.

Сбыт электроэнергии

Группа реализует электрическую энергию по договорам с физическими и юридическими лицами исходя из тарифов, согласованным уполномоченным органом.

Выручка от реализации юридическим лицам признается ежемесячно в том отчетном периоде, когда электроэнергия была потреблена, согласно показаниям счетчиков. Договор для юридических лиц предусматривает оплату в течение 5 рабочих дней с даты выставления платежного документа. Договор для юридических лиц, финансируемых из государственного бюджета, предусматривает оплату до 15 числа, следующего за расчетным.

Выручка от реализации физическим лицам признается ежемесячно в том отчетном периоде, когда электроэнергия была потреблена. Выручка по договорам с физическими лицами включает выручку за последние несколько дней месяца после снятия показания счетчиков, которая признается пропорционально общему объему проданной электроэнергии за расчетный месяц. Договор для физических лиц предусматривает оплату не позднее 25 числа месяца, следующего за расчетным, на основании платежного документа, выписанного Компанией. Расчетный период составляет один календарный месяц.

В настоящей консолидированной финансовой отчетности подоходный налог отражен в соответствии с законодательством РК, действующим либо практически вступившим в силу на конец отчетного периода.

Текущий налог представляет собой сумму, которую предполагается уплатить в или возместить из государственного бюджета в отношении облагаемой прибыли или убытка за текущий и прошлые периоды.

Отсроченные налоговые активы могут быть зачтены против отсроченных налоговых обязательств только в рамках каждой отдельной компании Группы.

Группа контролирует сторнирование временных разниц, относящихся к налогам на дивиденды дочерних компаний или к доходам от их продажи. Группа не отражает отсроченные налоговые обязательства по таким временным разницам, кроме случаев, когда руководство ожидает сторнирование временных разниц в обозримом будущем.

Обязательство по отсроченному подоходному налогу признается в отношении облагаемых временных разниц по затратам на ликвидацию активов, отнесенных на стоимость основных средств, а актив по отсроченному подоходному налогу признается, с учетом вышеуказанных условий признания, в отношении вычитаемых временных разниц по резерву на ликвидацию активов.

Неопределенные налоговые позиции Группы оцениваются руководством в конце каждого отчетного периода. Обязательства, отражающиеся в отношении позиций по подоходному налогу, учитываются в тех случаях, когда руководство считает, что вероятность возникновения дополнительных налоговых обязательств, если налоговая позиция Группы будет оспорена налоговыми органами, выше, чем вероятность их отсутствия.

Такая оценка производится на основании толкования налогового законодательства, действующего или по существу действующего на конец отчетного периода, а также любых известных постановлений суда или иных решений по подобным вопросам. Обязательства по штрафам, пеням и налогам, за исключением налога на прибыль, отражаются на основе наилучшей оценки руководством расходов, необходимых для урегулирования обязательств на конец отчетного периода. Корректировки по неопределенным позициям по подоходному налогу отражаются в составе расходов по подоходному налогу.

• Поправки к МСФО (IAS) 1 и Положению о практике МСФО 2: Раскрытие информации об учетной политике (выпущены 12 февраля 2021 года и вступают в силу в отношении годовых периодов, начинающихся1 января 2023 года или после этой даты). В МСФО (IAS) 1 были внесены поправки, требующие от организаций раскрывать существенную информацию о своей учетной политике вместо основных положений учетной политики. Поправки содержат определение существенной информации об учетной политике. Кроме того, поправки разъясняют, что информация об учетной политике, как ожидается, будет существенной, если без нее пользователи финансовой отчетности не смогут понять другую существенную информацию в финансовой отчетности. В поправках приводятся примеры информации об учетной политике, которая с вероятностью будет считаться существенной для финансовой отчетности организации. Кроме того, поправка к МСФО (IAS) 1 разъясняет, что несущественную информацию об учетной политике не нужно раскрывать. Однако, если такая информация раскрывается, она не должна затруднять понимание существенной информации об учетной политике. В поддержку этой поправки были также внесены изменения в Практическое руководство 2 по МСФО «Формирование суждений о существенности», содержащее рекомендации по применению концепции существенности к раскрытию информации об учетной политике. В настоящей консолидированной финансовой отчетности Группа отразила соответствующие изменения в раскрытии существенной информации о своей учетной политике в соответствии с вступившими в силу требованиями МСФО (IAS) 1 и Положению о практике МСФО 2 (Примечание 2).

• Отложенный налог в отношении активов и обязательств, возникающих в результате одной и той же операции — Поправки к МСФО (IAS) 12 (выпущены 7 мая 2021 года, вступают в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2023 года или после этой даты)). В поправках к МСФО (IAS) 12 разъясняется, каким образом необходимо отражать отложенный налог по таким операциям, как аренда и начисление обязательств по выводу активов из эксплуатации. В определенных обстоятельствах организации освобождаются от отражения отложенного налога при первоначальном признании активов или обязательств. Ранее существовала неопределенность в отношении применения этого исключения к таким операциям, как аренда и вывод активов из эксплуатации, — операциям, по которым одновременно признается и актив, и обязательство. В поправках разъясняется, что данное исключение не применяется, и что организации обязаны отражать отложенный налог по таким операциям. Согласно этим поправкам, организации должны признавать отложенный налог по операциям, по которым при первоначальном признании возникают равные суммы налогооблагаемых и вычитаемых временных разниц.

В соответствии со вступившими в силу Поправками к МСФО (IAS) 12, Группа изменила подход к презентации отложенного налога в отношении затрат на ликвидацию активов. Ранее при определении отложенного налога по затратам на ликвидацию активов, отнесенных на стоимость основных средств и резерва на ликвидацию активов, Группа распределяла на будущие налоговые вычеты на обязательства. В Примечании 25 сравнительная информация на 31 декабря 2022 года представлена с учетом этих изменений.

• МСФО (IFRS) 17 «Договоры страхования» (выпущен 18 мая 2017 года и вступает в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2023 года или после этой даты).
• Поправки к МСФО (IFRS) 17 и поправки к МСФО (IFRS) 4 (выпущены 25 июня 2020 года и вступают в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2023 года или после этой даты).
• Переходная опция для страховщиков в применении МСФО (IFRS) 17 — Поправки к МСФО (IFRS) 17 (выпущена 9 декабря 2021 года и вступает в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2023 года или после этой даты).
• Поправки к МСФО (IAS) 8: «Определение бухгалтерских оценок» (выпущены 12 февраля 2021 года и вступают в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2023 года или после этой даты).
• Поправки к МСФО (IAS) 12 «Налоги на прибыль: Международная налоговая реформа — Типовые правила второго компонента» (выпущены 23 мая 2023 года).

• Поправки к МСФО (IFRS) 16 «Аренда: обязательства по аренде при продаже с обратной арендой» (выпущены 22 сентября 2022 года и вступают в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2024 года или после этой даты).
• Классификация обязательств как краткосрочных и долгосрочных — Поправки к МСФО (IAS) 1 (первоначально выпущены 23 января 2020 года и впоследствии изменены 15 июля 2020 года и 31 октября 2022 года, в конечном итоге вступают в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2024 года или после этой даты).
• Поправки к МСФО (IAS) 7 «Отчет о движении денежных средств» и МСФО (IFRS) 7 «Финансовые инструменты: раскрытие информации: механизмы финансирования поставщиков» (выпущены 25 мая 2023 года).
• Поправки к МСФО (IAS) 21 «Отсутствие взаимозаменяемости» (выпущены 15 августа 2023 года).

Поправки опубликованные, но отложенные, и которые Компания не приняла досрочно:

• Продажа или вклад активов между инвестором и его ассоциированной компанией или совместным предприятием — Поправки к МСФО (IFRS) 10 и МСФО (IAS) 28 (выпущены 11 сентября 2014 года и вступают в силу для годовых периодов, начинающихся с даты, которая будет определена Советом по МСФО)

Если выше не указано иное, ожидается, что данные новые стандарты и разъяснения существенно не повлияют на консолидированную финансовую отчетность Группы.

Группа производит бухгалтерские оценки и допущения, которые воздействуют на отражаемые в консолидированной финансовой отчетности суммы и на балансовую стоимость активов и обязательств в следующем финансовом году. Бухгалтерские оценки и суждения подвергаются постоянному анализу и основаны на прошлом опыте руководства и других факторах, в том числе на ожиданиях относительно будущих событий, которые считаются обоснованными в сложившихся обстоятельствах. В процессе применения учетной политики руководство также использует профессиональные суждения, помимо связанных с бухгалтерскими оценками. Профессиональные суждения, которые оказывают наиболее значительное влияние на суммы, отраженные в консолидированной финансовой отчетности, и бухгалтерские оценки, которые могут привести к необходимости существенной корректировки балансовой стоимости активов и обязательств в течение следующего финансового года, включают следующие:

На конец каждого отчетного периода руководство оценивает наличие признаков обесценения отдельных активов или групп активов, и признаков того, что убыток от обесценения, признанный в предыдущие периоды для активов или групп активов, отличных от гудвила, больше не существует или уменьшился.

При наличии любых таких признаков руководство оценивает возмещаемую стоимость актива, которая определяется как наибольшая из величин его справедливой стоимости за вычетом затрат на продажу и его ценности использования. Расчет ценности использования требует применения оценочных данных и профессиональных суждений со стороны руководства, которые считаются обоснованными в сложившихся обстоятельствах.

Определение наличия признаков обесценения нефинансовых активов также требует использования суждений и оценок в определении возможного технологического устаревания объектов основных средств, прекращения деятельности, остаточных сроков их полезной службы, и другие изменения условий эксплуатации.

Согласно МСФО (IAS) 36 одним из признаков обесценения является наличие существенных изменений, имевших отрицательные последствия для Группы, которые произошли в течение периода или ожидаются в ближайшем будущем в технологических, рыночных, экономических или юридических условиях, в которых осуществляет деятельность Группа, или на рынке, для которого предназначен актив.

При оценке возмещаемой стоимости активов Группа использует оценки и делает суждения. Оценки и суждения подвергаются постоянному критическому анализу и основаны на прошлом опыте руководства и других факторах, в том числе на ожиданиях относительно будущих событий, которые, как считается, являются обоснованными в сложившихся обстоятельствах. Руководство также использует некоторые суждения, кроме требующих оценок, в процессе применения учетной политики.

Руководство Группы провело анализ признаков обесценения основных средств дочерних компаний АО «Алматинские Электрические Станции» (далее — «АЛЭС»), ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 имени Булата Нуржанова» (далее «ЭГРЭС-1»), АО «Алатау Жарық Компаниясы» (далее «АЖК»), а также инвестиции в совместное предприятие АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2» (далее «СЭГРЭС-2»), который проводился согласно МСФО (IAS) 36  «Обесценение активов».

• Отсутствие негативных изменений в экономической эффективности дочерних компаний за отчетный период;
• Увеличение предельных тарифов на электроэнергию для энергопроизводящих организаций с 1 июня 2023 года согласно Приказу Министра энергетики РК от 26 мая 2023 года № 192, с возможностью корректировки тарифов, согласно п.2 ст.12-1 Закона РК «Об электроэнергетике» и Правил утверждения предельного тарифа на электрическую энергию, утвержденных Приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 27 февраля 2015 года № 147;
• Изменение в процентных ставках по кредитам не окажет существенного влияния на возмещаемую стоимость активов, так как увеличение ставки заемного финансирования аналогичным образом отразится в ставке WACC при расчете нормы прибыли, в следующем периоде действия предельных тарифов, согласно методики определения нормы прибыли, учитываемой при утверждении предельных тарифов на электрическую энергию, а также фиксированной прибыли на балансирование, учитываемой при утверждении предельных тарифов на балансирующую электроэнергию, утвержденных Приказом Министра энергетики РК от 22 мая 2020 года №205, а также в затратную часть тарифа включаются расходы по вознаграждениям за предыдущий период;

• Изменение ставок инфляции не окажет существенного влияния, так как в затратную часть тарифа включаются затраты с учетом фактической инфляции за предыдущий год, а также изменения в Законе «О естественных монополиях» от 30 декабря 2022 года № 177-VІІ ЗРК предусматривают дополнительные условия для корректировки утвержденных на 5 лет тарифов на передачу электроэнергии до истечения его срока действия (изменение утвержденной инвестиционной программы в связи реализацией национальных проектов, получение на баланс либо в доверительное управление сетей, изменение среднемесячной номинальной заработной платы);
• Введение новой целевой модели рынка реализации электроэнергии с 1 июля 2023 года (Примечание 19) не оказало существенного влияния на финансовые результаты электростанций Группы. Объем покупки и реализации дисбалансов на балансирующем рынке электрической энергии составил менее 5% от общего объема реализации, что является незначительным отклонением. Цена покупки и продажи электроэнергии на централизованных торгах при дисбалансах также не оказала существенного влияния на результаты Группы. Станции Группы преимущественно работают согласно заявленным объемам, соответственно, план обычно соответствует факту, что позволяет минимизировать объем операций на балансирующем рынке электрической энергии.
• Отсутствие значительных изменений, имеющие неблагоприятные последствия для дочерних компаний, которые произошли в течение периода или предположительно могут иметь место в ближайшем будущем;
• Прогнозируемый рост в среднесрочной перспективе спроса на электроэнергию в северной и южной зоне Республики Казахстан.

Дополнительные факты и допущения, использованные при анализе признаков обесценения по «АЛЭС»:

• Увеличение тарифа на теплоэнергию с 1 августа 2023 года в связи с корректировкой тарифов при изменении вида и стоимости стратегических товаров, согласно Закону РК «О естественных монополиях»;
• Планируется модернизация двух электростанций АлЭС, такие как Алматинская ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 (Примечание 27). Остаточная стоимость существующих активов угольных энергоблоков этих станций, подлежащих консервации или демонтажу, к моменту ввода в эксплуатацию новых газотурбинных/парогазовых энергоблоков, будет равна нулю;
• Отсутствие значительныхизменений, которые произошли в течение периода или предположительно могут иметь место в ближайшем будущем, и иметь существенное влияние на возмещаемую стоимость активов.

Дополнительные факты и допущения, использованные при анализе признаков обесценения по «АЖК»:

• Перевыполнение плана по основным операционным и финансовым показателям деятельности по состоянию на 31 декабря 2023 года;
• Прогнозируемый рост в среднесрочной перспективе спроса на электроэнергию в г.Алматы и Алматинской области;
• Увеличение тарифа на передачу электроэнергии с 1 июля 2023 года согласно совместному приказу ДКРЕМ Министерства национальной экономики Республики Казахстан по г. Алматы и Алматинской области №50-ОД от 23 июня 2023 года;
• Расходы по покупной электроэнергии у Единого закупщика и на балансирующем рынке электрической энергии (Примечание 20) включаются в тарифную смету;
• Законом Республики Казахстан от 30 декабря 2022 года № 177-VII внесены изменения в Закон РК «О естественных монополиях» от 27 декабря 2018 года № 204-VІ ЗРК позволяющие корректировать утвержденные на 5 лет тарифы на передачу электроэнергии до истечения его срока действия. Приказом Республики Казахстан Министра национальной экономии РК от 08.12.2023 внесены изменения в Правила формирования тарифов субъектов естественной монополии, утвержденных приказом Министра национальной экономики Республики Казахстан от 19 ноября 2019 года № 90, в которых обновлен стимулирующий метод регулирования сфер естественной монополии, позволяющий использование 50% допустимого уровня прибыли на усмотрение субъекта естественной монополии, при достижении определенных указанными Правилами показателей эффективности.

Результаты анализа признаков обесценения основных средств — производство электро и теплоэнергии на основе угля, передача и распределение электроэнергии

В результате проведенного анализа внешних и внутренних признаков обесценения руководство Группы пришло к выводу, что признаки обесценения на дату проведения анализа отсутствуют. Соответственно, руководство Группы приняло решение не проводить тест на обесценение основных средств и нематериальных активов этих дочерних компании и инвестиции в совместное предприятие по состоянию на 31 декабря 2023 года.

Группа выявила индивидуальный признак обесценения по ТОО «Ereymentau Wind Power» в связи с задержкой реализации проекта строительства ВЭС 50 МВт в г. Ерейментау и истечением срока действия договора с ТОО «Расчетно-финансовый центр по поддержке возобновляемых источников энергии» на реализацию электроэнергии.

Группа признала полное обесценение объектов незавершенного строительства на сумму 4,912,900 тысяч тенге (Примечание 7) и предоплаты по долгосрочным активам на сумму 9,155,825 тысяч тенге (Примечание 9)(31 декабря 2022 года: обесценение предоплаты по долгосрочным активам на сумму 6,220,277 тысяч тенге). В настоящее время Группа в судебном порядке проводит работу по рассторжению договора с подрядчиками и возврата предоплаты.

В 2008 году ЭГРЭС-2 начала подготовку строительства энергоблока № 3 с мощностью 500 МВТ. Впоследствии план строительства был пересмотрен и до 2016 года Компания находилась на стадии реализации проектно-сметной документации, предварительного строительства и покупки необходимого оборудования для нового энергоблока № 3 с мощностью 630 МВт. 29 августа 2016 года ЭГРЭС-2 расторгла договор генерального подряда по строительству энергоблока № 3, заключенного между ЭГРЭС-2 и ТОО «КВАРЦ KZ», в связи с переносом срока строительства энергоблока № 3.

• 14 марта 2022 года Комиссия Совета рынка по рассмотрению инвестиционных программ вынесла единогласное решение рекомендовать к допуску на рассмотрение уполномоченным органом инвестиционную программу АО «СЭГРЭС-2» «Расширение и реконструкция ЭГРЭС-2 с установкой энергоблока ст. №3».
• Приняты меры по подготовке станции к приему и надлежащему хранению оборудования из Китайской Народной Республики, построены отапливаемые здания ангарного типа и выделены охраняемые складские помещения. Выполнена приемка значительной части технологического оборудования для энергоблока. При этом для завершения строительства энергоблока необходимо дополнительно заказать изготовление недостающего части оборудования. С ноября 2023 года инженер-заказчик проводит технический аудит оборудования, по итогам которого будет определено техническое состояние оборудования.

В связи с недостаточностью генерирующих мощностей, согласно прогнозным балансам электрической энергии и мощности на 2024 — 2030 годы Министерства энергетики Казахстана, прогнозируется значительный дефицит электрической энергии к 2030 году. А также в связи вводом значительного объема возобновляемых источников электроэнергии до 2030 года, требуется строительство дополнительных маневренных мощностей для регулирования. В прогнозном балансе, для уменьшения дефицита электроэнергии и маневренной мощности были предусмотрены строительство новых станции, в том числе расширение ЭГРЭС-2 и строительство новой станции ГРЭС-3.

Руководство Группы, учитывая вышеперечисленные факты, рассматривает возможность использования имеющегося китайского оборудования а) для дальнейшего строительства маневренного энергоблока на ЭГРЭС-2, а также б) возможную продажу оборудования ГРЭС-3 для строительства новой станции. В настоящее время Группа осуществляет разработку Предварительного технико-экономического обоснования по проекту «Строительство ГРЭС-3. I Этап».

Оценка возмещаемой стоимости основных средств

Руководство оценивает возмещаемую стоимость актива, которая определяется как наибольшая из величин его справедливой стоимости за вычетом затрат на продажу и его ценности использования. Расчет возмещаемой стоимости требует применения оценочных данных и профессиональных суждений со стороны руководства, которые считаются обоснованными в сложившихся обстоятельствах.

Использованная методология оценки справедливой стоимости основывалась на оценке амортизируемой стоимости замещения («затратный метод»). Затратный метод применяется в случае, если оцениваемый объект новый или находится на стадии строительства, относится к специализированным объектам, для которых не представляется возможным получить информацию о ценах возможной продажи при отсутствии активного рынка. Оборудование энергоблока №3 относится к специализированному и сделки с активами, подобными оцениваемым, отсутствуют. При использовании затратного метода приняты во внимание определенные ключевые элементы, такие как: а) понимание специфики актива, в) срока полезной службы актива и дата изготовление оборудование, с) оценка экономического/внешнего устаревания и другие.

В результате анализа возмещаемой стоимости актива был начислен дополнительный резерв в сумме 13,215,512 тысяч тенге на 31 декабря 2023 года.

Основные средства балансовой стоимостью 14,653,228 тысяч тенге представляют собой активыПервой Ветровой Электростанции (далее «ПВЭС») в сумме 13,554,452 тысяч тенге и ТОО «Samruk-Green Energy» в сумме 1,098,776 тысяч тенге (2022: 14,296,747 тысяч тенге и 844,974 тысячи тенге).

Расчетно-Финансовый Центр — государственная организация выступает агентом, который выкупает весь объем произведенной электроэнергии у компаний, производящих электроэнергию из ВИЭ. Весь объем электроэнергии выкупается у станций по оговоренному тарифу, который ежегодно корректируется на ставку инфляции.

Согласно МСФО(IFRS) 16 договоры такого характера могут содержать в себе признаки договора аренды. Руководство оценило требования МСФО(IFRS) 16 и пришло к выводу, что данный договор является договором операционной аренды, в котором ПВЭС и ТОО «Samruk-Green Energy» выступают арендодателями. Соответственно, выручка от продажи электроэнергии данных станций была включена в состав дохода от аренды электрических станций.

Оценка срока полезной службы основных средств производилась с применением профессионального суждения на основе имеющегося опыта в отношении аналогичных активов. Будущие экономические выгоды, связанные с этими активами, в основном будут получены в результате их использования. Однако другие факторы, такие как устаревание, с технологической или коммерческой точки зрения, а также износ оборудования, часто приводят к уменьшению экономических выгод, связанных с этими активами. Руководство оценивает оставшийся срок полезного использования основных средств исходя из текущего технического состояния активов и с учетом расчетного периода, в течение которого данные активы будут приносить Группе экономические выгоды.

При этом во внимание принимаются следующие основные факторы: (а) ожидаемый срок использования активов; (б) ожидаемый физический износ оборудования, который зависит от эксплуатационных характеристик и регламента технического обслуживания; и (в) моральный износ оборудования с технологической и коммерческой точки зрения в результате изменения рыночных условий.

Если бы расчетные сроки полезного использования отличались на 10% от оценок руководства, амортизационные отчисления за год, закончившийся 31 декабря 2023 года, должны были бы увеличиться/уменьшиться на 6,523,910 тысяч тенге (31 декабря 2022 года: увеличиться/уменьшиться на5,952,097 тысяч тенге).

29 октября 2019 года Компания приобрела 50%+1 акция БТЭС у Samsung C&T и стала владельцем 100% доли в БТЭС. На момент приобретения, БТЭС находился на грани банкротства, а также фактически не осуществляла значимой деятельности. Начиная с 2017 года кредиторы и поставщики неоднократно подавали в суд, из-за неплатежеспособности БТЭС, что в свою очередь привело к наложению ареста на имущество, а также значительно ограничило деятельность БТЭС.  6 декабря 2019 года по решению суда был назначен временный управляющий для контроля и ведения процесса банкротства.

20 апреля 2022 года по заявлению АО «Банк ЦентрКредит» Специализированным межрайонным судом Алматинской области (далее — СМЭС) возбуждено гражданское дело о признании банкротом БТЭС. Решением СМЭС Алматинской области от 27 июня 2022 года отказано в признании БТЭС банкротом. Постановлением Судебной коллегии по гражданским делам Верховного суда решение СМЭС оставлено без изменения, апелляционная жалоба АО «Банк ЦентрКредит» без удовлетворения. По мнению судов признание БТЭС банкротом является преждевременным ввиду отсутствия со стороны государства решения о дальнейшей судьбе Проекта и основано на рассуждениях о наличии у БТЭС активов и основных средств, стоимость которых может быть предметом исполнения обязательств в случае принятия Правительством РК отрицательного заключения в отношении проекта, а также перспективы возобновления Проекта и восстановление материального положения должника с возможностью погашения задолженности перед кредиторами.

В свою очередь, деятельность БТЭС полностью приостановлена по состоянию на 31 декабря 2023 года, имущество БТЭС в полном объеме описано и арестовано судебными исполнителями по заявлениям кредиторов и налоговыми органами для последующей реализации через аукцион в счет погашения долга перед кредиторами. Таким образом, по мнению руководства Группа не имеет контроля и инвестиции в БТЭС полностью обесценены.

В соответствии с требованиями Экологического кодекса Республики Казахстан после прекращения эксплуатации объектов, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду, операторы объектов обязаны обеспечить ликвидацию последствий эксплуатации таких объектов в соответствии с требованиями законодательства Республики Казахстан. В соответствии с положениями Экологического кодекса мероприятия по ликвидации зависят от характера объектов и степени их воздействия на окружающую среду, в частности кодексом регламентируется классификация объектов по категориям, отражающим степень воздействия на окружающую среду.

Резервы определены на основе интерпретации Группы действующего законодательства Республики Казахстан в области экологии, подкрепленной технико-экономическим обоснованием и(или) инженерными исследованиями в соответствии с текущими нормами и методами ликвидации (демонтажа), проведения работ по рекультивации, уровня технологий и цен.

• расчет обязательств по ликвидации последствий эксплуатации объектов был выполнен Группой на основе результатов оценок, проведенных независимыми или внутренними специалистами. Объем работ, предусмотренный законодательством и включенный в расчет, включал в себя демонтаж и утилизацию основного оборудования и механизмов, непосредственно участвующих в производстве электрической и тепловой энергии (паровые котлы, турбины, генераторы, топливоподача и др.), инженерных систем и сооружений, предназначенных для отведения продуктов сгорания, а также оборудований мазутного хозяйства и склада химических реагентов, которые имеют негативное влияние на окружающую среду и безопасность жизни и (или) здоровья людей;
• в составе объектов операторов по Группе имеются активы (административные здания и иные сооружения), которые в последующем, с высокой степенью вероятности, могут быть перепрофилированы, а также оказывают минимальное негативное воздействие на окружающую среду, по которым нет необходимости признания обязательств по ликвидации последствий их эксплуатации;
• по тепловым электростанциям, относящимся к объектам I категории, размер резервов определяется исходя из ожидаемых расходов, которые будут понесены объектами при ликвидации основного оборудования и механизмов, непосредственно участвующих в производстве электрической и тепловой энергии (паровые котлы, турбины, генераторы, топливоподача и др.), инженерных систем и сооружений, предназначенных для отведения продуктов сгорания, а также оборудований мазутного хозяйства и склада химических реагентов, которые действительно имеют негативное влияние на окружающую среду;
• руководство Группы применило суждение, что сроки ликвидации объектов I категории Экибастузской ГРЭС-1 и Станция Экибастузская ГРЭС-2, оказывающих негативное влияние на окружающую среду, наступают в 2055 и 2053 годах исходя из сроков службы активов. Данные сроки службы обоснованы тем, что парковый ресурс основных и вспомогательных оборудований и инженерных сооружений основного оборудования, будет поддерживаться и продлеваться посредством проведения капитальных ремонтов или реконструкции до момента окончания заполнения существующих золоотвалов. Сроки закрытия золоотвалов применены в соответствии с утвержденными рабочими проектами закрытия золоотвалов согласно «Правилам формирования ликвидационных фондов полигонов размещения отходов», утвержденных Постановлением Правительства РК от 10 июля 2007 года №591. Запасы угля достаточны для продолжения работы этих станций. Данные сроки продиктованы необходимостью обеспечения энергетической безопасности страны в условиях прогнозируемого дефицита электроэнергии в Республике Казахстан;
• по АО «Алматинские электрические станции» сроки ликвидации объектов ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 применены с учетом сроков реализации, ввода и технических параметров проектов «Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 с минимизацией воздействия на окружающую среду» и «Реконструкция Алматинской ТЭЦ-3»;
• гидроэлектростанции Группы относятся к объектам II категории. Шардаринская гидроэлектростанция, как стратегическое комплексное сооружение, являющаяся неотъемлемым элементом гидротехнического комплекса Шардаринского гидроузла на реке Сырдарья, имеющее прямое назначение по борьбе с наводнениями и ирригации, ввиду специфики деятельности, не ликвидируют платины/дамбы и прилегающие гидросооружения; вместе с тем, по мнению руководства станции, ликвидационные работы Компании могут быть ограничены работами по демонтажу оборудования гидроагрегатов и некоторых наземных хозяйственных сооружений, и резерв на их покрытие не является существенным на отчетную дату;
• по Мойнакской гидроэлектростанции, в соответствии законодательством, руководство Группы применило суждение, что сроки службы основных гидротехнических сооружений, как сооружений I и II классов, в условиях своевременно проведенных капитальных ремонтов составляет 60 лет. После истечения сроков эксплуатации основного здания гидроэлектростанции, деривационного туннеля и плотины, согласно нормам «Методические рекомендации о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах», предполагается дальнейшее использование данных сооружений в качестве гидрологического поста и селездерживателей в паводковый период на реке Шарын. Вместе с тем, по мнению руководства станции, ликвидационные работы Компании могут быть ограничены работами по демонтажу оборудования гидроагрегатов и некоторых наземных хозяйственных сооружений, и резерв на их покрытие не является существенным на отчетную дату;
• объекты АЖК в III и IV категории. Ввиду того, что производственные объекты АЖК оказывают незначительное минимальное негативное воздействие на окружающую среду, Группа не начислила обязательства по ликвидации последствий деятельности в данной консолидированной финансовой отчетности, так как в настоящий момент нет обоснованного метода расчета для данных видов активов, и Группа получила подтверждение от государственных органов об отсутствии обязательств по ликвидации последствий в окружающую среду;
• ветровые и солнечные электростанции признают резервы по демонтажу и удалению генерирующих и технологических оборудований, при этом сроки ликвидации определены техническими паспортами оборудований и сооружений.

Основные допущения при проведении таких оценок включают в себя оценку ставки дисконта, суммы и сроков будущих денежных потоков. Ставка дисконта основывается на безрисковой ставке, определенной как доходность государственных облигаций со сроками погашения, совпадающими со сроками ликвидации объектов.

На 31 декабря 2023 года резервы по обязательствам по обеспечению ликвидации последствий эксплуатации объектов, пересчитаны с учетом актуализации стоимости расходов по ликвидации объектов на основе пересмотра ставок инфляции и ставки дисконтирования на отчетную дату.

Изменение в резерве по ликвидации последствий эксплуатации объектов было отражено через стоимость основных средств (Примечание 7).

Так как фактические затраты по ликвидации последствий эксплуатации объектов могут отличаться от их оценок вследствие изменения соответствующего законодательства, интерпретации норм, технологий, цен и прочих условий, и данные затраты будут понесены в отдаленном будущем, балансовая стоимость резервов подлежит регулярному анализу и корректировке для учета таких изменений.

Учет договоров обратной покупки с Единым закупщиком электроэнергии с 1 июля 2023 года

С 1 июля 2023 года осуществлен переход на новую модель рынка реализации электроэнергии с внедрением единого закупщика электрической энергии, ТОО «Расчетно-финансовый центр по поддержке возобновляемых источников энергии» (далее — «РФЦ») и балансирующего рынка электрической энергии (далее — «БРЭ») в режиме реального времени (Примечание 19). Группа провела анализ по оценке влияния изменений на процесс признания выручки в соответствии с МСФО 15 «Выручка по договорам с покупателями».

В результате, Группа определила, что для целей консолидированной финансовой отчетности Группы договоры продажи электрической энергии энергопроизводящих организаций и договоры покупки электрической энергии распределительной и сбытовой компаний Группы с РФЦ являются договорами обратной покупки в соответствии с МСФО 15. Соответственно, Группа провела элиминации себестоимости от покупки электрической энергии и выручки электрической энергии энергопроизводящих организаций на уровне консолидации Группы.

Для расчета суммы элиминации, Группа использовала фактический объем покупки электрической энергии АО «Алатау Жарык Компаниясы» и ТОО «АлматыЭнергоСбыт» у РФЦ и средневзвешенную цену реализации электроэнергии согласно установленным действующим предельным тарифам электростанций Группы. Расчет проводился на ежемесячной основе.

Сумма элиминации за 2023 год составила 35,516,055 тысяч тенге. Данная проводка отражена для целей презентации выручки и себестоимости Группы как единой экономической единицы и не влияет на финансовые результаты Группы.

За исключением вышеизложенного, новая модель рынка реализации электроэнергии, вступившая в силу с1 июля 2023 года, не оказала существенного влияния на процесс признания выручки.

Если бы расчетная средневзвешенная цена реализации отличалась на 10% от оценок руководства, сумма элиминации за год, закончившийся 31 декабря 2023 года, выручка и себестоимость продаж должны были бы увеличиться/уменьшиться на 3,551,605 тысяч тенге.

В 2009 году АЖК участвовало в судебном процессе с Акиматом г. Алматы (далее «Акимат») о погашении задолженности АЖК перед Акиматом. 14 февраля 2014 года Акимат и АЖК подписали мировое соглашение о порядке урегулирования задолженности АЖК перед Акиматом. При этом, в счет погашения своей задолженности АЖК, кроме прочего, обязуется принять в собственность электрические сети, находящиеся в коммунальной собственности и доверительном управлении Акимата. Сумма обязательств АЖК перед Акиматом, за вычетом всех выплат, произведенных в течение предыдущих лет в рамках мирового соглашения, на 31 декабря 2023 года составляет 5,841,514 тысяч тенге (31 декабря 2021 года: 5,841,514 тысяч тенге). На 31 декабря 2023 года принятие в собственность электрических сетей не было завершено. Группа прекратит признание данного обязательства, когда она будет освобождена от выплат, т.е. в момент исполнения всех действий сторонами мирового соглашения, а именно в момент принятия в собственность электрических сетей от Акимата. При этом Группа признает прибыль от списания обязательства в размере 5,841,514 тысяч тенге.

Оценка ожидаемых кредитных убытков — значительная оценка, для получения которой используется методология оценки, модели и исходные данные. Детали методологии оценки ожидаемых кредитных убытков раскрыты в Примечании 30. Следующие компоненты оказывают серьезное влияние на оценочный резерв под кредитные убытки: определение дефолта, значительное увеличение кредитного риска, вероятность дефолта, подверженность риску дефолта и размер убытка в случае дефолта, а также модели макроэкономических сценариев. Компания регулярно проверяет и подтверждает модели и исходные данные для моделей в целях снижения расхождений между расчетными ожидаемыми кредитным убытками и фактическими убытками в отношении дебиторской задолженности.

Операционные сегменты представляют собой компоненты, осуществляющие хозяйственную деятельность, при этом они могут генерировать выручку или могут быть связаны с расходами. Операционные результаты сегментов регулярно анализируются высшим органом оперативного управления, и для операционных сегментов имеется отдельная финансовая информация. Высший орган оперативного управления может быть представлен одним человеком или группой лиц, которые распределяют ресурсы и оценивают результаты деятельности компании. Функции высшего органа оперативного управления выполняет Правление Группы.

Сегментная финансовая информация, анализируемая высшим органом оперативного управления, включает информацию о выручке и прибыли до налогообложения. Высший орган оперативного управления также анализирует информацию о EBITDA Группы, которая рассчитывается как прибыль/(убыток) за период до финансовых доходов и расходов, расходов по подоходному налогу, амортизации основных средств и нематериальных активов, обесценения основных средств и инвестиционной собственности, обесценения гудвилла и, доли в прибыли/(убытках) совместных предприятий и ассоциированных компаний и другие подобные эффекты. Последовательность определения прибыли до вычета процентов, налогов и амортизационных отчислений (EBITDA) по Группе, возможно, будет отличаться от последовательности, используемой другими компаниями.

• Производство теплоэнергии и электроэнергии;
• Передача и распределение электроэнергии;
• Реализация электроэнергии.

Высший орган оперативного управления оценивает результаты деятельности каждого сегмента на основании оценки выручки и прибыли до налогообложения

Анализ выручки Группы в разрезе продуктов и услуг представлен в Примечании 19 (выручка от основной деятельности). Основная часть продаж осуществляется в Казахстане.

В течение 2023 и 2022 года, компаниям, находящимся под общим контролем Самрук-Қазына, было реализовано более 10 % от общей суммы выручки (Примечание 6).

Выручка Группы учитывается в течение периода, по мере выполнения обязательств, в соответствии с МСФО (IFRS) 15.

Определение связанных сторон приводится в МСФО (IAS) 24 «Раскрытие информации о связанных сторонах». Связанными обычно считаются стороны, если одна из них имеет возможность контролировать другую, находится под общим контролем или может оказывать существенное влияние или совместный контроль над принятием другой стороной финансовых и операционных решений. При решении вопроса о том, являются ли стороны связанными, принимается во внимание характер взаимоотношений сторон, а не только их юридическая форма. Материнская компания и конечная контролирующая сторона Компании раскрыты в Примечании 1.

Связанные стороны включают компании под контролем Самрук-Қазына. Операции с государственными компаниями не раскрываются, если они осуществляются в ходе обычной деятельности согласно условиям, последовательно применяемым ко всем общественным и частным компаниям i) когда они не являются индивидуально значительными; ii) если услуги Группы предоставляются на стандартных условиях, доступных всем потребителям, или iii) при отсутствии выбора поставщика таких услуг, как услуги по передаче электроэнергии, телекоммуникационные услуги и т.д.

Группа осуществляет закупки и поставки товаров большому числу организаций с государственным участием. Такие закупки и поставки по отдельности составляют незначительные суммы и обычно осуществляются на коммерческой основе. К операциям с государством также относятся расчеты по налогам, которые раскрыты в Примечании 25.

В составе «Операций под контролем государства» были раскрыты остатки и операции с государственным коммунальным предприятием «Холдинг Алматы СУ», ТОО «Алматинские тепловые сети», РФЦ и АО «КОРЭМ».

Для целей консолидированной финансовой отчетности Группы договоры продажи электрической энергии энергопроизодящих организаций и договоры покупки электрической энергии распределительной и сбытовой компаний Группы с РФЦ являются договорами обратной покупки в соответствии с МСФО 15 (Примечание 4).

Эмиссия акций раскрыта в Примечании 14.

• Корпоративная гарантия Самрук-Қазына на сумму 12,285,000 тысяч тенге по договору займа с Банком развития Казахстана (2022 год: 12,285,000 тысяч тенге);
• Корпоративная гарантия Самрук-Қазына на сумму 130,000,000 тысяч тенге по договору займа АО «АлЭС» с Европейским банком реконструкции и развития («ЕБРР») в целях финансирования проекта по газификации Алматинской ТЭЦ-2. Также подписан договор гарантии от Самрук-Энерго в пользу Самрук-Қазына в размере 130,000,000 тысяч тенге в рамках гарантии, предоставленной Самрук-Қазына в пользу ЕБРР в качестве обеспечения по договору займа между АлЭС и ЕБРР. Освоение по данному займу не производилось;
• Корпоративная гарантия Самрук-Қазына на сумму 98,000,000 тысяч тенге по договору займа АО «АлЭС» с Азиатским банком развития в целях финансирования проекта по газификации Алматинской ТЭЦ-2. Также подписан договор гарантии от Самрук-Энерго в пользу Самрук-Қазына в размере 98,000,000 тысяч тенге в рамках гарантии, предоставленной Самрук-Қазына в пользу Азиатского банка развития в качестве обеспечения по договору займа между АлЭС и АБР. Освоение по данному займу не производилось;
• Корпоративная гарантия от Самрук-Энерго в пользу Самрук-Қазына в размере 117,000,000 тысяч тенге в рамках гарантии, предоставленной Самрук-Қазына в пользу Банка Развития Казахстана. Освоение по данному займу не производилось.

Вознаграждение ключевого руководящего персонала представляет собой заработную плату, премии и прочие краткосрочные вознаграждения работникам и вознаграждение независимым директорам — членам Совета директоров. Ключевой руководящий персонал по состоянию на 31 декабря 2023 года состоит из 5 человек (31 декабря 2022 года: 5 человек). Независимые директора — члены Совета директоров по состоянию на 31 декабря 2023 года составляют 4 человека (31 декабря 2022 года — 4 человека) .

Сделки со связанными сторонами осуществлялись на условиях, согласованных между сторонами, которые не обязательно соответствуют рыночным ставкам, за исключением регулируемых услуг, которые предоставлены на основании тарифов, утвержденных приказом Министра энергетики «Об утверждении предельных тарифов на электрическую энергию для группы энергопроизводящих организаций».

*Изменение в учетной оценке в 2022 году включают признание обязательства по ликвидации последствий эксплуатации объектов в соответствии с требованиями Экологического кодекса в сумме 19,146,405 тысяч тенге (Примечание 4, 15).

Сумма поступлений включает в себя капитализированные затраты по займам в сумме 11,169,836 тысяч тенге (2022 год: 7,109,611 тысяч тенге). Средняя ставка капитализации расходов по вознаграждению составляет 15.77% (2022 год: 12.32%).

В 2023 году Группа реклассифицировала активы гидроэлектростанции АО «Шардаринская ГЭС» в сумме 29,407,848 тысяч тенге из зданий и сооружений в машины и оборудование в соответствии с разъяснениями, полученными от Комитета государственных доходов Министерства финансов РК и Министерства энергетики РК.

Обесценение

В 2023 года Группа выявила индивидуальные признаки обесценения по ТОО «Ereymentau Wind Power» и признала полное обесценение объектов незавершенного строительства на сумму 4,912,900 тысяч тенге (Примечание 4) и предоплаты по долгосрочным активам сумму 9,155,825 тысяч тенге (Примечание 9).

Группа признала убыток от обесценения объектов незавершенного строительства АО «Алатау Жарык Компаниясы» на общую сумму 3,659,788 тысяч тенге. В 2023 году АО «Алатау Жарык Компаниясы» направила досудебные претензии в адрес ТОО «Электроремонт» и ТОО «ABM-Building 2007» с требованием о возмещении материального ущерба, причиненного в связи с неисполнением договорных обязательств. Ввиду того, что вероятность возмещения данных объектов незавершенного строительства является низкой, Группа признала резерв на обесценение.

На 31 декабря 2023 года здания и сооружения включают балансовую стоимость ветроэнергетических установок, солнечных панелей и связанной с данными активами инфраструктуры в сумме 13,680,639 тысяч тенге (2022 год: 14,449,822  тысяч тенге), по которым был признан доход от сдачи в аренду электрических станций ВИЭ (Примечание 4, 19).

На 31 декабря 2023 года и 31 декабря 2022 года основные средства не были предоставлены в качестве обеспечения по заемным средствам (Примечание 16).

В таблице ниже представлены изменения балансовой стоимости инвестиций Группы в совместные предприятия и ассоциированные компании.

• СЭГРЭС-2 — 50%. Остальная 50% доля владения принадлежит АО «Фонд национального благосостояния «Самрук-Қазына» (Примечание 4).
• Forum Muider — 50%. Остальная 50% доля владения принадлежит UC RUSAL.

Группа имеет долю участия в ассоциированной компании ТОО «Энергия Семиречья» (25%). Энергия Семиречья производит электроэнергию на ветровой электростанции. Акционерами «ТОО Энергия Семиречья» являются «Hydrochina Corporation» (доля участия 50%), АО «Самрук Энерго» (доля участия 25%), «Powerchina Chegdu Engineering Corporation» (доля участия 15%), и Powerchina Resourses Ltd (доля участия 10%).

Единственным расхождением при сверке нижеуказанных сумм и балансовой стоимости инвестиций в ассоциированные организации и совместные предприятия является сумма исключенной доли других инвесторов в данных ассоциированных организациях и совместных предприятиях.

Доля Группы в чистых активах в совместных предприятиях и ассоциированных компаниях, по мнению руководства Группы, ограничивается суммой инвестиции в данных компаниях.

Убытки от обесценения нефинансовых активов в 2023 СЭГРЭС-2 включали сумму признанного резерва по незавершенному строительству (Примечание 4).

Условные обязательства, связанные с долей участия Группы в совместных предприятиях, раскрыты в Примечании 27. Операции и остатки по расчетам с совместными предприятиями раскрыты в Примечании 6.

На 31 декабря 2023 года предоплата на Строительство ВЭС 50 МВт в г. Ерейментау в сумме 15,376,102 тысячи тенге была полностью обесценена (Примечание 4). В 2023 году Группа признала убыток от обесценения данного аванса в сумме 9,155,825 и в 2022 году в сумме 6,220,277 тысяч тенге.

В рамках реализаций проектов «Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 с минимизацией воздействия на окружающую среду» и «Реконструкция Алматинской ТЭЦ-3» Группа в течение 2023 года выплатила аванс поставщикам на общую сумму 71,036,526 тысяч тенге.

На 31 декабря 2023 года и 31 декабря 2022 года товарно-материальные запасы не были предоставлены в качестве обеспечения по заемным средствам.

Балансовая стоимость финансовой дебиторской задолженности приблизительно равна справедливой стоимости в силу краткосрочности. По состоянию на 31 декабря 2023 года прочая дебиторская задолженностьТОО «Майкубен-Вест» обесценена на сумму 1,874,011 тысяч тенге (2022 год: 2,732,541 тысяч тенге).

Уровни дефолта и расчет резерва под кредитные убытки раскрыты в Примечании 30.

Прочая дебиторская задолженность ТОО «ОЭСК Холдинг» (ранее — ТОО "Восточно-Казахстанская Энергетическая Компания") в сумме 7,560,135 тысяч тенге за акции АО «ВК РЭК», которые были реализованы в течение 2017 года, полностью погашена в течение 2023 года.

В целях диверсификации казначейского портфеля, на отчетную дату Группа использовала  договоры покупки и обратной продажи («обратное репо») , которые представляют собой операции по размещению денежных средств на краткосрочный период (1-7 дней) на площадке фондовой биржи под залог ликвидных ценных бумаг. Данные сделки позволили снизить кредитный риск и увеличить доходность.

Срочные депозиты имеют контрактные сроки погашения менее трех месяцев или подлежат погашению по требованию.

Денежные средства и их эквиваленты выражены в следующих валютах:

На 31 декабря 2023 года 6,311,967 выпущенных простых акций были полностью оплачены в размере 443,567,998 тысяч тенге (31 декабря 2022 года: 5,632,537 акций в размере 378,531,570 тысяч тенге). Каждая простая акция предоставляет право одного голоса. Компания не имеет привилегированных акций. Количество объявленных акций равняется 8,602,187 (31 декабря 2022 года:  8,602,187 акций). На 31 декабря 2023 года ФНБ «Самрук-Қазына» является 100% акционером Компании (2022 год: 100%).

1 июля 2023 года, АО «Самрук-Қазына» приобрело 253,500 акций Компании по цене размещения 95,468 тенге, за 1 простую акцию путем передачи денежных средств на общую сумму 24,201,138 тысяч тенге в соответствии с правом преимущественной покупки, в целях пополнение уставного капитала АО «АлЭС» в рамках реализации проекта «Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 с минимизацией воздействия на окружающую среду» (Примечание 9, 27).

11 августа 2023 года, АО «Самрук-Қазына» приобрело 22,180 акций Компании по цене размещения 103,250 тенге, за 1 простую акцию на общую сумму 2,290,085 тысяч тенге, путем передачи 14 ноября 2023 года электросетевых объектов, расположенных в г.Алматы.

19 октября 2023 года, АО «Самрук-Қазына» приобрело 403,750 акций Компании по цене размещения 95,468 тенге, за 1 простую акцию путем передачи денежных средств на общую сумму 38,545,205 тысяч тенге в соответствии с правом преимущественной покупки, в целях пополнения уставного капитала АО «АлЭС» в рамках реализации проекта «Реконструкция Алматинской ТЭЦ-3» (Примечание 9, 27).

26 апреля 2023 года Компания объявила о выплате дивидендов Единственному Акционеру в размере 2,041,000  тысяч тенге — 362.36 тенге за акцию (2022 год: 2,041,000 тысячи тенге). 29 мая 2023 года АО «Самрук-Энерго» полностью выплатила объявленные дивиденды Единственному Акционеру в размере 2,041,000  тысяч тенге (2022 год: 2,041,000 тысячи тенге).

20 декабря 2022 года, АО «Самрук-Қазына» приобрело 30,725 акций Группы по цене размещения 80,899.7 тенге за 1 простую акцию путем передачи денежных средств на общую сумму 2,485,643 тысячи тенге в соответствии с правом преимущественной покупки.

Самрук-Қазына

17 марта 2010 года Компания подписала кредитное соглашение с Самрук-Қазына на сумму 48,200,000 тысяч тенге с целью рефинансирования долга в результате приобретения 50% доли в Forum Muider. Заем предоставлен под процентную ставку в размере 1.2% годовых, со сроком погашения не позднее 15 сентября 2029 года. Основная сумма подлежит погашению равными ежегодными платежами, а проценты выплачиваются полугодовыми взносами, начиная со следующего отчетного года после получения займа.

14 января 2011 года Компания подписала кредитное соглашение с Самрук-Қазына на сумму 7,000,000 тысяч тенге с целью финансирования строительства подстанции АО «Алатау Жарык Компаниясы». Заем предоставлен под процентную ставку в размере 2% годовых, со сроком погашения не позднее 25 января 2024 года. Основная сумма подлежит выплате в конце срока, а проценты выплачиваются полугодовыми взносами.

16 января 2014 года Компания подписала кредитное соглашение с Самрук-Қазына на сумму200,000,000 тысяч тенге в целях приобретения оставшейся доли участия в ЭГРЭС-1. Основная сумма подлежит выплате 1 декабря 2028 года, а проценты выплачиваются полугодовыми взносами по ставке 7.8%.

3 октября 2014 года cумма основного долга в размере 100,000,000 тысяч тенге была конвертирована в акции Компании. Процентная ставка по оставшейся сумме основного долга была увеличена до 9% годовых.

25 декабря 2015 года процентная ставка по сумме основного долга была уменьшена до 1% годовых, что являлось существенным изменением в условиях займа. Рыночная ставка на дату получения займа составляла 12.8% годовых. Компания признала доход от первоначального признания займа в сумме 72,581,903 тысячи тенге в составе прочего капитала.

Облигации

В августе и в сентябре 2017 года Компания выпустила и разместила облигации на общую сумму 20,000,000 тысяч тенге и 28,000,000 тысяч тенге, соответственно, с номинальной стоимостью 1,000 тенге за 1 облигацию со сроком на пять лет. Купонная процентная ставка составила 13% годовых и 12.5%, соответственно, и подлежит оплате дважды в год и ежеквартально соответственно.

В ноябре 2018 года Компания выпустила и разместила облигации на сумму 21,736,200 тысяч тенге, номинальной стоимостью 1,000 тенге за 1 облигацию со сроком на семь лет. Купонная процентная ставка составила 11.2% годовых и подлежит оплате дважды в год.

25 ноября 2021 года Компания выпустила и разместила зеленые облигации в количестве 184 штук на сумму 18,400,000 тысяч тенге, номинальной стоимостью 100,000,000 тенге за 1 облигацию со сроком на 6.5 лет. Купонная процентная ставка составила 11.4 % годовых и подлежит оплате дважды в год.

Европейский банк реконструкции и развития

В 2023 году Компания полностью погасила долг перед Европейским банком реконструкции и развития. Процентная ставка основана на независимой индикативной ставке предоставления кредитов All-in cost расчет которой базируется на основе инфляции, плюс маржа 3.5% и 4.5% годовых.

Евразийский банк развития

30 июня 2023 года Компанией был получен заем в Евразийском банке развития на сумму 6,626,296 тысяч тенге со сроком погашения 31 октября 2034 года. Целевое назначение — предоставление займа ТОО «Ereymentau Wind Power» в целях погашения основного долга дочерней организации перед Евразийским банком развития. Процентная ставка — 11.5% годовых до 31 октября 2026 года. С 1 ноября 2026 года и до полного погашения основного долга процентная ставка равна сумме базовой ставки Национального Банка Казахстана и маржи в 2.25% годовых.

Азиатский Банк Развития

8 ноября и 5 декабря 2018 года Компания открыла не возобновляемые кредитные линии на сумму 120 миллионов долларов США в Азиатском Банке Развития для целей повышения операционной эффективности основных видов деятельности и идентификация возможностей, связанных с возобновляемыми источниками энергии. В 2019 году Компания получила три транша по кредитным линиям на общую сумму 45,860,800 тысяч тенге со сроками погашения транша А и B через 5 лет, транша С через 7 лет. Процентная ставка устанавливается на основе прироста фактических показателей инфляции Республики Казахстан (All-in cost), плюс маржа банка (3.75% по Траншам А и В, 4.50% по Траншу С). В 2022 году транши А и B были досрочно погашены в полном объеме.

ТОО «Богатырь Комир»

В течение 2022 года Компания получила займы у дочерней компании совместного предприятия Группы Forum Muider — ТОО «Богатырь Комир», на общую сумму 12,482,770 тысяч тенге сроком на 12 месяцев с условием погашения основного долга и вознаграждения в конце срока займа. В ноябре 2023 года срок займов были продлен на 1 год, с увеличением годовой ставки вознаграждения, равной базовой ставке Национального банка Республики Казахстан, действующей на дату выдачи траншей, плюс маржа 3% годовых (на 31 декабря 2022 года: маржа составляла 1% годовых).

Народный Банк

В 2015 году АЖК заключило с АО «Народный Банк Казахстана» соглашение о предоставлении кредитной линии. Балансовая стоимость займа по состоянию на 31 декабря 2023 года составляет 2,357,789 тысячи тенге с процентной ставкой 11.5% годовых (31 декабря 2022 года: 5,457,423 тысячи тенге). В обеспечение исполнения обязательств предоставлено (будет предоставлено) в залог движимое имущество — деньги на текущих счетах в АО «Народный Банк Казахстана».

Jusan Bank

Сумма задолженности перед АО «First Heartland Jusan Bank» по состоянию на 31 декабря 2023 года составила 1,509,375 тысяч тенге со ставкой вознаграждения 18,75% годовых, сроком до 6 месяцев.

Евразийский Банк Развития

В рамках кредитного договора о невозобновляемой кредитной линии № 193 от 31 октября 2019 годаТОО «Ereymentau Wind Power» (далее «EWP») привлекло долгосрочный заем на строительство ветровой электрической станции в Акмолинской области. Процентная ставка составила для траншей, выданных в течение семи лет с даты вступления кредитного договора в силу — 11.5% годовых, для траншей после истечения первых семи лет договора — сумма базовой ставки плюс маржа. В течение 2023 года ТОО «Ereymentau Wind Power» досрочно погасило задолженность по займу Евразийского Банка Развития.

Народный банк

26 ноября 2014 года АлЭС заключила Соглашение о предоставлении кредитной линии с АО «Народный банк Казахстана». Срок действия кредитной линии до 1 сентября 2026 года.

В соответствии с данным соглашением общая сумма кредитной линии составляет 14,100,000 тысяч тенге, из которых:

• 13,500,000 тысяч тенге (далее — Лимит 1). Целевое назначение Лимита 1 — пополнение оборотных средств;
• 600,000 (далее — Лимит 2). Целевое назначение Лимита 2 — предоставление банковских гарантий, банковские займы на покрытие гарантий, в том числе краткосрочные.

Jusan Bank

• 12,419,719 тысяч тенге (далее — Лимит 1). Целевое назначение Лимита 1 — Рефинансирование ссудной задолженности в АО «Народный Банк Казахстана»;
• 6,000,000 тысяч тенге (далее — Лимит 2). Целевое назначение Лимита 2 — пополнение оборотных средств.

Европейский Банк Реконструкции и Развития

25 ноября 2022 года между АлЭС и Европейским Банком Реконструкции и Развития подписан Договор займа на общую сумму 130,000,000 тысяч тенге. В качестве залогового обеспечения предоставлена безусловная и безотзывная гарантию АО ФНБ «Самрук-Қазына». Освоение по данному договору не производилось.

Банк Развития Казахстана

8 июня 2023 года  между АлЭС и АО «Банк Развития Казахстана» подписано Соглашение об открытии кредитной линии на сумму 117,000,000 тысяч тенге. В качестве залогового обеспечения предоставлена безусловная и безотзывная гарантия АО ФНБ «Самрук-Қазына». Освоение по данному договору не производилось.

Азиатский Банк Развития

9 июня 2023 года между Компанией и Азиатским Банком Развития подписано Кредитное соглашение на сумму 98,000,000 тысяч тенге. В качестве залогового обеспечения предоставлена безусловная и безотзывная гарантия АО ФНБ «Самрук-Қазына». Освоение по данному договору не производилось.

Евразийский банк развития

28 сентября 2023 года первая облигационная программа АлЭС в размере, не превышающем 236,858,700 тысяч тенге, зарегистрирована на Бирже Международного финансового центра «Астана». 30 ноября 2023 года в целях закрепления ответственности Евразийского банка развития по выкупу облигаций АлЭС подписано Соглашение о совместной реализации проекта №137 с ЕАБР на сумму 188,000,000 тысяч тенге. Освоение по данному соглашению не производилось.

В 2023 году Мойнакская ГЭС провела полное досрочное погашение валютного займа по договору банковского займа с АО «Банк Развития Казахстана 14 декабря 2005 года, ставка по которому составляла — 1.15*6MLIBOR+1.15%.

Балансовая стоимость займа по договорам банковского займа от 16 января 2008 года по состоянию на 31 декабря 2023 года составляет 6,865,628 тысяч тенге (31 декабря 2022 года: 8,321,221 тысяч тенге). Ставки по договору 10.72% и 7.55% годовых со сроками погашения 20 и 17 лет.

• Гарантия АО «Самрук-Энерго» на сумму 1,079,213 тысяч тенге от 13 декабря 2012 года и на сумму 4,545,554 тысячи тенге от 28 ноября 2019 года;
• Гарантия АО «Фонд Национального Благосостояния «Самрук-Қазына» на сумму 12,285,000 тысяч тенге от 1 июля 2011 года.

АО «Народный Банк Казахстан»

В течение 2023 года в рамках кредитной линии от АО «Народный Банк Казахстана» получены транши на общую сумму 27,648,403 тысячи тенге (2022 год: 15,087,315 тысяч тенге), в том числе для капитальных проектов на сумму 23,348,403 тысячи тенге (2022 год: 7,921,315 тысяч тенге), для пополнения оборотных средств — 4,300,000 тысяч тенге (2022 год: 7,166,000 тысяч тенге). 5 января 2022 года ЭГРЭС-1 заключила дополнительные соглашения с АО «Народный банк Казахстана» о продлении срока займов на сумму 37,132,612 тысяч тенге до 2029 года. Процентные ставки по займам — 11.0-18.0%. На 31 декабря 2023 года задолженность ГРЭС-1 по займам от АО «Народный банк Казахстана» составляет 82,248,998 тысяч тенге (31 декабря 2022 года: 62,526,408 тысяч тенге).

Балансовая стоимость займа АЭС с АО «Народный Банк Казахстан» по состоянию на 31 декабря 2023 года составляет 8,084,044 тысячи тенге (31 декабря 2022 года: 5,003,532 тысяч тенге). В 2023 году ставка вознаграждения в тенге была понижена с 18.75% до 17.75% годовых в тенге. Займы предоставлены на пополнение оборотных средств.

С 1 июля 2023 года осуществлен переход на новую целевую модель рынка реализации электроэнергии, предусматривающий механизм работы оптового рынка электрической энергии с внедрением единого закупщика электрической энергии и балансирующего рынка электрической энергии (далее — «БРЭ») в режиме реального времени. В рамках модели вся электрическая энергия, выработанная энергопроизводящими организациями, продается Единому закупщику электрической энергии — ТОО «Расчетно-финансовый центр по поддержке возобновляемых источников энергии», которое в процессе своей деятельности с 1 июля 2023 года ежедневно осуществляет плановую покупку электрической энергии за сутки вперед от электростанций путем проведения централизованных торгов на электронной площадке централизованных торгов АО «КОРЭМ». Реализация (продажа) балансирующей электроэнергии и покупка отрицательных дисбалансов, осуществляется на БРЭ только расчетному центру — АО «КОРЭМ». Цены на БРЭ рассчитываются расчетным центром в порядке, установленном Министерством энергетики. Выручка от реализации балансирующей электроэнергии включена в выручку от реализации электроэнергии. Себестоимость от покупки отрицательных дисбалансов включается в стоимость приобретенной электроэнергии.

Доход от сдачи в аренду инвестиционной собственности представляет собой доход от аренды Имущественного комплекса Бухтарминской ГЭС. 26 декабря 2023 года Группа подписала дополнительное соглашение сТОО «КазЦинк», продлившее срок действия договора аренды имущественного комплекса до 31 декабря2023 года. Согласно дополнительному соглашению была установлена новая формула для расчета арендной платы, действующая с 1 июля 2022 года.

Прочие налоги, кроме подоходного налога и государственные пошлины включают восстановление резерва Самрук-Энерго (Корпоративный центр) в сумме 834,894 тысячи тенге и 497,054 тысячи тенге, соответственно, в соответствии с Решением Апелляционной комиссии Министерства Финансов РК, полученным в декабре2023 года по результатам налоговой проверки за 2017 год (Примечание 27).

В контексте текущей структуры Группы налоговые убытки и текущие налоговые активы различных компаний Группы не могут быть зачтены с текущими налоговыми обязательствами и налоговыми прибылями других компаний Группы и, соответственно, налоги могут быть начислены даже при наличии консолидированного налогового убытка. Поэтому, активы и обязательства по отсроченному подоходному налогу зачитываются, если только они относятся к одному и тому же объекту налогообложения.

У Группы существуют потенциальные отсроченные налоговые активы в отношении неиспользованных налоговых убытков, перенесенных на будущие периоды. Срок использования данных налоговых убытков истекает в 2027 году.

Группа не имела отсроченные налоговые обязательства в 2023 году (2022 год: не имела отсроченные налоговые обязательства) в отношении временных разниц, связанных с инвестициями в совместные предприятия, так как Группа имеет возможность контролировать сроки изменения этих временных разниц и не планирует их пересмотр в обозримом будущем.

28 декабря 2022 года Компания реализовала («ТМ») и ее дочернюю компанию ТОО «Мангышлак Мунай» («ММ») в пользу АО «НК «QazaqGaz» по рыночной цене 13,178,650 тысяч тенге.

Так как операции TM и ММ представляют собой отдельные значительные виды деятельности, эта группа выбытия представлена как прекращенная деятельность в консолидированной финансовой отчетности.

24 февраля 2022 года Россия начала военную операцию на Украине, в ответ на которую США, Европейский союз и ряд других государств ввели широкомасштабные санкции в отношении России, включая запрет российским банкам пользоваться системой Swift.

Россия является крупнейшим торговым партнером Казахстана. Россия также является ключевым торговым транзитом, в частности, через Каспийский трубопроводный консорциум (КТК), по которому транспортируется до 80% нефти на экспорт. В данный момент власти Казахстана рассматривают альтернативные маршруты по экспорту нефти, в том числе через трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД), однако воплощение данных инициатив требует значительных вложений в инфраструктуру.

В ноябре 2023 года международное рейтинговое агентство Fitch Ratings подтвердило суверенный рейтинг Казахстана на уровне «ВВВ» со «стабильным» прогнозом, данный рейтинг отражает сильные бюджетные и внешние балансы, устойчивые к внешним шокам, а также гибкость финансирования, подкрепленную накопленными сбережениями от нефтяных доходов. Этим сильным сторонам противопоставляется высокая зависимость от сырьевых товаров, высокая инфляция, которая частично отражает менее развитую макроэкономическую политику по сравнению с аналогичными странами в категории «ВВВ», а также слабые показатели управления. Сырая нефть и нефтяной конденсат по-прежнему вносят наибольший вклад в бюджетные доходы и экспорт, а на долю этого экспорта приходится 17% ВВП, что может подвергать экономику внешним шокам. Предпринимаются усилия по диверсификации экономики, на реализацию которых потребуется время в связи с имеющимися проблемами, связанными с бизнес средой и нехваткой квалифицированных кадров.

В целом, экономика Республики Казахстан продолжает проявлять некоторые характерные особенности, присущие развивающимся рынкам. Эти особенности также включают, но не ограничиваются национальной валютой, которая не имеет свободной конвертации за пределами страны, и низким уровнем ликвидности рынка ценных бумаг.

По состоянию на дату настоящего отчета официальный обменный курс Национального Банка Республики Казахстан составил 451.03 тенге за 1 доллар США по сравнению с 454.56 тенге за 1 доллар США по состоянию на 31 декабря 2023 года (31 декабря 2022 года: 462.65 тенге за 1 доллар США).

Уровень инфляции составил 9.8% в декабре 2023 года после достижения пика в размере 21.3% в феврале 2023 года. Рост экономики в 2023 году составил 4.8%, и, по прогнозам аналитиков, темпы роста национальной экономики в ближайшие три года составят в среднем чуть менее 4% в год.

Экономическая среда оказывает значительное влияние на деятельность и финансовое положение Группы. Руководство принимает необходимые меры для обеспечения устойчивой деятельности Группы. Однако, будущие последствия сложившейся экономической ситуации сложно прогнозировать, и текущие ожидания и оценки руководства могут отличаться от фактических результатов.

Кроме того, электроэнергетический сектор в Республике Казахстан остается подверженным влиянию политических, законодательных, налоговых и регуляторных изменений в Республике Казахстан. Перспективы экономической стабильности Республики Казахстан в существенной степени зависят от эффективности экономических мер, предпринимаемых Правительством, а также от развития правовой, контрольной и политической систем, то есть от обстоятельств, которые находятся вне сферы контроля Группы.

Руководство Группы следит за текущими изменениями в экономической и политической ситуации и принимает меры, которые оно считает необходимыми для поддержания устойчивости и развития бизнеса Группы в ближайшем будущем.

Для оценки ожидаемых кредитных убытков Группа использует подтверждаемую прогнозную информацию, включая прогнозы макроэкономических показателей. Однако, как и в любых экономических прогнозах, предположения и вероятность их реализации неизбежно связаны с высоким уровнем неопределенности, и, следовательно, фактические результаты могут значительно отличаться от прогнозируемых.

Казахстанское законодательство и практика налогообложения находятся в состоянии непрерывного развития, и поэтому подвержены различному толкованию и частым изменениям, которые могут иметь обратную силу. В некоторых случаях, в целях определения налогооблагаемой базы, налоговое законодательство ссылается на положения МСФО, при этом толкование соответствующих положений МСФО казахстанскими налоговыми органами может отличаться от учётных политик, суждений и оценок, применённых руководством при подготовке данной консолидированной финансовой отчётности, что может привести к возникновению дополнительных налоговых обязательств у Группы. Налоговые органы могут проводить ретроспективную проверку в течение пяти лет после окончания налогового года.

С июля 2020 года Комитетом государственных доходов Министерства финансов Республики Казахстан (далее — «КГД») осуществлен запуск пилотного проекта по внедрению горизонтального мониторинга, который продлился до 31 декабря 2023 года. Так, в 2021-2022 годах КГД в рамках пилотного проекта по горизонтальному мониторингу было проведено изучение исторических данных на ЭГРЭС-1 и Самрук-Энерго (Корпоративный центр) за пятилетний период, по итогам которого проведены налоговые проверки, выставлены Уведомления о результатах налоговой проверки. Основные выявленные нарушения включали в себя вычеты по вознаграждениям по займам, а также занижение КПН у источника выплаты. Группа выразила свое несогласие, были поданы иски и жалобы в суды и Апелляционную комиссию Министерства Финансов РК. В декабре 2023 горда Апелляционная комиссия Министерства Финансов РК вынесла решение по Корпоративному центру в пользу Группу (Примечание 22), по ЭГРЭС-1 оспаривание в судах продолжается.

Руководство Группы считает, что ее интерпретации соответствующего законодательства являются приемлемыми, и налоговая позиция Группы обоснована. По мнению руководства, Группы не понесет существенных убытков по текущим и потенциальным налоговым искам, превышающим резервы, сформированные в данной консолидированной финансовой отчетности (Примечание 22).

Страховой рынок в РК находится на стадии раннего развития, и многие виды страхования, которые широко распространены в других странах, не доступны в Казахстане. Группа не имеет полной страховой защиты в отношении своих производственных помещений, убытков от прекращения деятельности или обязательств перед третьими лицами за ущерб, причиненный недвижимости или окружающей среде в результате аварий или операций Группы. Пока Группа не имеет полного страхования, существует риск того, что утрата или повреждение отдельных активов может оказать существенное негативное влияние на деятельность и финансовое положение Группы.

В настоящее время в Республике Казахстан ужесточается природоохранное законодательство и продолжается пересмотр позиции казахстанских государственных органов относительно обеспечения его соблюдения. В 2021 году в Республике Казахстан вступил в силу новый экологический кодекс, который регулирует общественные отношения в сфере взаимодействия человека и природы (экологические отношения), возникающие в связи с осуществлением физическими и юридическими лицами деятельности, оказывающей или способной оказать воздействие на окружающую среду. Помимо увеличения ответственности промышленных предприятий за загрязнение окружающей среды, экологический кодекс также предусматривает внедрение иерархии управления отходами и предписывает требования по ликвидации последствий деятельности.

Положения данного кодекса обязывает получение комплексных экологических разрешений (далее — «КЭР») с 2025 года для пятидесяти объектов I категории, наиболее крупных по суммарным выбросам загрязняющих веществ в окружающую среду (далее — «ТОП — 50»), основанием для которого служит внедрение на производстве наилучших доступных техник, связанных с применением наилучших доступных техник (далее — «НДТ»), выдаваемые Комитетом экологического регулирования и контроля Министерства экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан.

В перечень ТОП-50 вошли четыре объекта АО «Самрук-Энерго» ТОО «ЭГРЭС-1», АО «СЭГРЭС-2», АО «АлЭС» (ТЭЦ-2, ТЭЦ–3). Протокольным поручением от 12 декабря 2023 года предприятиями Группы разработаны Дорожные карты по получению Комплексного экологического разрешения и предварительные Проекты Программ повышения экологической эффективности. В настоящее время предприятиями Группы ведется поиск технологий по снижению воздействия на окружающую среду в энергетической отрасли.

Для энергопроизводящих организаций был разработан Справочник по наилучшим доступным техникам «Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии» (далее — «СНДТ»), утвержденный Постановлением Правительства Республики Казахстан от 23 января 2024 года. Основание для получения Комплексного экологического разрешения является заключение к СНДТ, утверждение которого ожидается в 2024 году.

В настоящее время Руководство Группы оценивает влияние внедрения НДТ на стоимость будущих операционных и капитальных затрат, так как возврат инвестиций на внедрение НДТ через предельный тариф приведет к перекосам предельных тарифов на электроэнергию.

Также ОЮЛ «Казахстанская электроэнергетической ассоциацией» совместно с энергопроизводящими организациями Казахстана инициированы предложения по переносу сроку внедрения НДТ с получением Комплексного экологического разрешения с 2025 года на 2031 год.

Прочие положения экологического кодекса, применимые к определенным предприятиям Группы, включают установку автоматизированных систем мониторинга выбросов и методы обращения с отходами. До проведения полной оценки, невозможно оценить финансовые последствия новых требований нового экологического кодекса Казахстана, но ожидается увеличение стоимости соблюдения экологических требований, либо в виде дополнительных инвестиций, необходимых для управления отходами и разработки соответствующих процессов мониторинга, либо в виде повышения платы за производство отходов.

Согла сно вновь введенным нормам экологического кодекса у предприятий есть обязательства по ликвидации последствий эксплуатации объектов, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду, но требования по ликвидации последствий зависят от категории производственных предприятий и объектов строительства, которые определяются в зависимости характера объектов, степени воздействия на окружающую среду и сферы деятельности предприятий. В 2022 году, Группа признала дополнительные обязательства в отношении ликвидации последствий эксплуатации ее объектов (Примечание 4, 15).

При действующей редакции Экологического кодекса у Группы имеется обязательство по предоставлению финансового обеспечения для ликвидации последствий объектов категории I в срок до 1 июля 2024 года. Финансовое обеспечение предоставляется в виде: гарантии ; залога банковского вклада ; залога имущества ; страхования . Финансовое обеспечение предоставляется в одном из нескольких видов финансового обеспечения перечисленных выше, или в их сочетании по выбору оператора объекта І категории  при условии, что доля финансового обеспечения в виде залога банковского вклада должна составлять:

1) по истечении десяти лет с даты ввода в эксплуатацию объекта (для действующих объектов по состоянию на 1 июля 2021 года до 2031 года) — не менее пятидесяти процентов от общей суммы финансового обеспечения;

2) по истечении двадцати лет с даты ввода в эксплуатацию объекта для действующих объектов по состоянию на 1 июля 2021 года до 2041 года — сто процентов от общей суммы финансового обеспечения. Оператор объекта І категории обязан обеспечить наличие финансового обеспечения непрерывно до полного исполнения всех своих обязательств по ликвидации последствий эксплуатации такого объекта.

Размер финансового обеспечения определяется в соответствии с методикой , утвержденной уполномоченным органом в области охраны окружающей среды, исходя из расчетной стоимости  работ по ликвидации последствий эксплуатации объекта І категории, и подлежит перерасчету каждые семь лет.

В настоящее время Группой проводится работа по определению вида финансового обеспечения. Ведутся переговоры с банками по поводу гарантий, со страховыми компаниями по поводу заключения договоров страхования. Расходы по комиссиям по страховым выплатам, согласно Правил формирования тарифа на электроэнергию покрывается тарифом на производство электрической энергии. Также в 2024 году Группа получила заверения со стороны материнской компании о предоставлении гарантии в пользу дочерних компаний Группы, являющихся объектами 1 категории в срок до 30 июня 2024 года.

В рамках обсуждений с представителями Министерства экологии у руководства Группы есть понимание, что будут внесены изменения в нормы законодательства, в соответствии с которыми будут пересмотрены условия и сроки предоставления финансового обеспечения, а также пересмотрены сроки требования по внедрению НДТ с 2025 года на 2031 год.

Группа проводит периодическую оценку своих обязательств, связанных с охраной окружающей среды, как минимум на ежегодной основе. По мере выявления обязательств они незамедлительно отражаются в финансовой отчетности. Потенциальные обязательства, которые могут возникнуть в результате изменения существующего законодательства и нормативных актов, а также в результате судебной практики, не могут быть оценены с достаточной степенью надежности, хотя и могут оказаться значительными. Руководство Группы считает, что в условиях существующей системы контроля за соблюдением действующего природоохранного законодательства не имеется существенных обязательств, возникающих в связи с нанесением ущерба окружающей среде, за исключением признанных или раскрытых в настоящей финансовой отчетности.

В соответствии с природоохранным законодательством Группа имеет юридические обязательства по приобретению дополнительных квот на выброс парниковых газов. Для Группы установлены объемы углеродных квот до 2025 года в зависимости от плановой выработки электроэнергии и удельного коэффициента выбросов парниковых газов на единицу продукции. В связи с увеличением объемов производства ЭГРЭС-1 у Группы сложился дефицит квот на выбросы парниковых газов в 2023 и 2022 годах. Группа ведет работы для подачи заявления на получения дефицита квот на выбросы парниковых газов в соответствии с Экологическим кодексом Республики Казахстан. На 31 декабря 202 3  годарезерв включает обязательства ЭГРЭС-1 на приобретение дополнительных квот на выброс парниковых газов за 2023 год (31 декабря 2022 года: за 2022 и 2021 года) (Примечание 18).

В соответствии с Экологическим кодексом, Группа также имеет юридическое обязательство на ликвидации участка золоотвалов, представляющих собой полигоны размещения отходов операционной деятельности Группы. На 31 декабря 2023 года балансовая стоимость резерва на ликвидацию золоотвалов составила 3,143,439 тысяч тенге (31 декабря 2022 года: 2,481,989  тысяч тенге). Оценка существующего резерва на ликвидацию золоотвалов основана на интерпретации Группой действующего природоохранного законодательства РК, подкрепленной технико-экономическим обоснованием и инженерными исследованиями в соответствии с текущими нормами и методами восстановления и проведения работ по рекультивации. Данная оценка может измениться при завершении последующих природоохранных исследовательских работ и пересмотра существующих программ по рекультивации и восстановлению.

Группа солидарна с озабоченностью мирового сообщества по вопросам изменения климата и поддерживает глобальные усилия по сокращению выбросов парниковых газов, повышению энергоэффективности, переходу на возобновляемые источники энергии и отказу от углеродного топлива. Стратегической целью АО «Самрук-Қазына», материнской компании Группы, является сокращение углеродного следа на 10% к 2032 году по сравнению с 2021 годом и стремится достичь углеродной нейтральности к 2060 году. В целом, углеродная нейтральность не исключает выбросы парниковых газов — объем выбросов, который невозможно уменьшить, необходимо компенсировать.

В отношении выявленных рисков, связанных с изменением климата, Группа оценила их влияние на признание/прекращение признания активов и обязательств, оценку таких активов и обязательств, а также раскрытие информации в консолидированной финансовой отчетности. Перечисленные ниже области преимущественно подвержены влиянию рисков, связанных с изменением климата:

а) Группа инициировала проекты по строительству новых парогазовых установок на Алматинских ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 с целью замены существующего пылеугольного оборудования современными экологически чистыми парогазовыми энергоблоками; и

б) Группа оценила и признала резервы на ликвидацию объектов эксплуатации и восстановление экологического ущерба в связи с недавно введенными нормативными требованиями в соответствии с Экологическим кодексом (Примечание 4, 15).

В отношении выявленных рисков, связанных с изменением климата, Группа оценила их влияние на признание/прекращение признания активов и обязательств, оценку таких активов и обязательств, а также раскрытие информации в консолидированной финансовой отчетности. Перечисленные ниже области преимущественно подвержены влиянию рисков, связанных с изменением климата:

Модернизация Алматинской ТЭЦ-2

В 2023 году по проекту «Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 с минимизацией воздействия на окружающую среду» заключен EPC контракт, подписаны кредитные соглашения с рядом финансовых институтов (Примечание 16). 5 июля 2023 года по ЕРС Контракту был выдан аванс (Примечание 9). Руководство Группы планирует завершить проект перевода ТЭЦ-2 на газ до 31 декабря 2026 года.

Заключение инвестиционного соглашения и получение индивидуального тарифа на мощность, для финансирования проекта перевода ТЭЦ-2 на газ, ожидается до конца 2024 года. Проект по модернизации ТЭЦ-2 предусматривает консервацию действующих мощностей ТЭЦ-2 после ввода новой станции на газе. Группа признала в 2021 году резерв под обесценение в размере 20,737,321 тысяч тенге основных активов ТЭЦ-2, включая угольные энергоблоки, подлежащие консервации или демонтажу после ввода в эксплуатацию парогазовой установки. Соответственно, остаточная стоимость этих активов, к моменту ввода в эксплуатацию новых парогазовых энергоблоков будет равна нулю.

Модернизация Алматинской ТЭЦ-3

АлЭС реализует проект «Реконструкция Алматинской ТЭЦ-3 (со строительством ПГУ мощностью не менее 450 МВт)» (далее — «Проект»). Сроки реализации проекта: 2022-2026 годы. Цель Проекта: Реконструкция Алматинской ТЭЦ-3 предусматривает замещение существующего пылеугольного оборудования, на современные экологически чистые парогазовые энергоблоки, строительство на существующей площадке новой ТЭЦ большей мощности с маневренным режимом работы, для частичного покрытия дефицита маневренных мощностей в Южной зоне Казахстана.

Подписан Договор о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности при строительстве вновь вводимых в эксплуатацию генерирующих установок с маневренным режимом генерации с ТОО «Расчетно-финансовый центр по поддержке возобновляемых источников энергии». Подписан EPCконтракт, проводится работа по организации финансирования. Заключено SRA (соглашение о резервировании) EPC-подрядчика с компанией Ansaldo Energia по поставке основного оборудования ГТУ.

Проект реконструкции Алматинской ТЭЦ-3 предусматривает замещение существующего оборудования, парковый ресурс которого будет отработан к моменту ввода новой станции и, соответственно, также будет полностью амортизирован, на современные экологически чистые парогазовые энергоблоки, таким образом существенных изменений, имеющих отрицательные последствия для Группы, которые ожидаются в ближайшем будущем руководством Группы не определено.

16 февраля 2024 года, в казахстанских средствах массовой информации появилась информация о том, что Прокуратура Павлодарской области проводит расследование в отношении СЭГРЭС-2 по факту растраты денежных средств, предназначенных на расширение и реконструкцию тепловой электростанции с установкой 3-го энергоблока. На дату выпуска данной консолидированной финансовой отчетности, руководство Группы пришло к выводу, что все операции и СЭГРЭС-2 были осуществлены в рамках законодательства и данное событие не имеет влияния на консолидированную финансовую отчетность Группы. Руководство Группы отслеживает данный вопрос и предоставляет необходимую информацию и поддержку в Прокуратуре Павлодарской области в рамках данного вопроса.

В настоящее время в ТОО «ЭГРЭС-1» Агентством по защите и развитию конкуренции РК (далее — «АЗРК») проводится проверка по вопросу необоснованного отказа от реализации товара при наличии на момент обращения возможности реализации соответствующего товара, который привел к устранению конкуренции на централизованных торгах на рынке услуг по поддержанию готовности электрической мощности.

По мнению АЗРК РК, в период с 2019 года по 2022 год ЭГРЭС-1, принимая участие в централизованных торгах электрической мощностью, из-за отказа в конкуренции реализовывало на торгах не весь объем мощности, указанный в заявке, тем самым преднамеренно отказываясь от состязательности с другими ЭПО и создавая мнимую конкуренцию с участниками торгов.

Компания осуществляла реализацию мощности по утвержденному тарифу в соответствии с Правилами организации и функционирования рынка электрической мощности (утверждены Приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 27 февраля 2015 года № 152) и категорически не согласна с вынесенным Приказом Антимонопольного органа.

В феврале 2024 года Компания направила исковое заявление в Специализированный межрайонный административный суд г.Астана об оспаривании решений, действий административных органов, должностных лиц по антимонопольным спорам, которое принято в производство.

Руководство Группы считает, что вероятность убытков или репутационных потерь по данным расследованиям является низкой, а также что результаты данных расследований не окажут существенного влияния на консолидированную финансовую отчетность Группы.

Группа проанализировала свою подверженность сезонным и другим возникающим бизнес-рискам, но не определила какие-либо риски, которые могли бы повлиять на финансовые показатели или положение Группы по состоянию на 31 декабря 2023 года. Группа обладает необходимыми средствами и источниками финансирования для исполнения обязательств капитального характера и для обеспечения оборотного капитала.

По состоянию на 31 декабря 2023 года у Группы имелись договорные обязательства по приобретению основных средств на общую сумму 530,059,552 тысячи тенге (31 декабря 2022 года: 65,331,177 тысячи тенге).

По состоянию на 31 декабря 2023 года доля Группы в долгосрочных договорных обязательствах Forum Muider и СЭГРЭС-2 составила 3,495,602 тысячи тенге и 2,801,004 тысячи тенге соответственно (31 декабря 2022 года: 3,997,304  тысяч тенге и 11,812,824 тысяч тенге соответственно ).

У Группы есть определенные ковенанты по всем банковским займам и обязательствам по облигациям, банковским гарантиям Самрук-Энерго, а также займу Самрук-Энерго от Самрук-Қазына (Примечание 16). Несоблюдение данных ковенантов может привести к негативным последствиям для Группы, включая рост затрат по займам и объявление дефолта. По состоянию на 31 декабря 2023 года Группа соблюдала свои ковенанты, за исключением несоблюдения ТОО «Богатырь Комир», описанному ниже.

По итогам 2023 года и 2022 года Группа исполнила нормативные значения ковенантов по займам, а также получила вейверы по снижению порогов, в случаях где прогнозировалось место события нарушения.

На 31 декабря 2023 года ТОО «Богатырь Комир» имело несоответствие по поддержанию Debt Service Coverage Ratio по займу от Евразийского Банка Развития. Несоответствие носит технический характер и возникло по причине финансирования инвестиционной программы за счет собственных средств. Также согласно нефинансовым ковенантам по займу от Евразийского Банка Развития у ТОО «Богатырь Комир» имелось обязательство по реализации проекта циклично-поточной технологии добычи и транспортировки угля в срок не позднее 1 сентября 2023 года. Событием неисполнения является срыв срока реализации более, чем на6 месяцев, то есть позднее 1 марта 2024 года. В настоящее время ТОО «Богатырь Комир» ведется работа по подписанию дополнительного соглашения и увеличения срока реализации проекта с 6 месяцев до16 месяцев, т.е. до 31 декабря 2024 года. Нарушение ковенантов со стороны ТОО «Богатырь Комир» не влияет на классификацию займов Группы. В Примечании 8 обязательства материнской компании ТОО «Богатырь Комир», Forum Muider B.V., представлены с учетом реклассификации займов в краткосрочные обязательства.

4 ноября 2022 года зарегистрирована новая дочерняя организация Qazaq Green Power PLC (далее — QGP) в юрисдикции Международного финансового центра «Астана». В декабре 2022 года Компания осуществила вклад в уставный капитал QGP путем передачи полного пакета акций АО «Мойнакская ГЭС» и долей участия в ТОО «Первая ветровая электрическая станция» ТОО «Samruk-Green Energy». В данной консолидированной финансовой отчетности операция отражена как реструктуризация активов.

В целях редомициляции Forum Muider B.V. в юрисдикцию МФЦА, в связи с невозможностью прямого перевода в МФЦА из юрисдикции Нидерландов, 18 октября 2023 года в Республике Кипр учреждена компания Forum Muider Limited. Акционерами Forum Muider Limited являются АО «Самрук-Энерго» и ОК «РУСАЛ» (РФ) в равных долях (по 50 % акций).

15 декабря 2023 года в МФЦА зарегистрирована Частная компания Altyn Dala Energy Ltd. QGP владеет 25 % акции Altyn Dala Energy Ltd. Взносов в уставный капитал Altyn Dala Energy Ltd. не осуществлялось.

Деятельность Группы подвергает её ряду финансовых рисков: рыночный риск (включая валютный риск, риск влияния изменения процентной ставки), кредитный риск и риск ликвидности. Программа управления рисками на уровне Группы сосредоточена на непредвиденности финансовых рынков и направлена на максимальное сокращение потенциального негативного влияния на финансовые результаты Группы. Группа не использует производные финансовые инструменты для хеджирования подверженности рискам.

Управление рисками проводится руководством в соответствии с политикой, установленной материнской компанией Группы (Примечание 1), предусматривающей принципы управления рисками и охватывающей специфические сферы, такие как кредитный риск, риск ликвидности и рыночный риск.

Группа подвержена кредитному риску, который является риском того, что одна из сторон операции с финансовым инструментом послужит причиной понесения финансовых убытков другой стороной вследствие невыполнения обязательства по договору.

Кредитный риск возникает в результате кредитных и прочих операций Группы с контрагентами, вследствие которых возникают финансовые активы.

Максимальный уровень кредитного риска Группы отражается в балансовой стоимости финансовых активов в консолидированном отчете о финансовом положении.

Управление кредитным риском

Кредитный риск является единственным наиболее существенным риском для бизнеса Группы. Следовательно, руководство уделяет особое внимание управлению кредитным риском.

Оценка кредитного риска для целей управления рисками представляет собой сложный процесс и требует использования моделей, так как риск изменяется в зависимости от рыночных условий, ожидаемых денежных потоков и с течением времени. Оценка кредитного риска по портфелю активов требует дополнительных оценок в отношении вероятности наступления дефолта, соответствующих коэффициентов убыточности и корреляции дефолтов между контрагентами.

Система классификации кредитного риска

В целях оценки кредитного риска и классификации финансовых инструментов по уровню кредитного риска Группа использует два подхода: внутренняя система рейтингов на основе рисков или оценка уровней риска, оцениваемых внешними международными рейтинговыми агентствами (Standard & Poor’s [S&P], Fitch, Moody’s). Внутренние и внешние кредитные рейтинги сопоставляются по единой внутренней шкале с определенным диапазоном вероятностей наступления дефолта. Внутренняя система рейтингов на основе рисков является внутренней разработкой, и рейтинги оцениваются руководством. Группа использует разные методы оценки кредитного риска в зависимости от класса активов.

Группа применяет внутренние рейтинговые системы на основе рисков для оценки кредитного риска по долгосрочной дебиторской задолженности.

Рейтинговые модели регулярно пересматриваются, бэк-тестируются на основе фактических данных о дефолтах и обновляются в случае необходимости. Независимо от используемого метода Группа регулярно подтверждает точность рейтингов, рассчитывает и оценивает прогнозирующие способности моделей.

Внешние рейтинги присваиваются контрагентам независимыми международными рейтинговыми агентствами, такими как S&P, Moody’s и Fitch. Эти рейтинги имеются в открытом доступе. Такие рейтинги и соответствующие диапазоны вероятностей дефолта применяются для всех финансовых активов, за исключением торговой дебиторской задолженности и долгосрочной дебиторской задолженности.

Ожидаемые кредитные убытки — это оценка приведенной стоимости будущих недополученных денежных средств, взвешенная с учетом вероятности (т. е. средневзвешенная величина кредитных убытков с использованием соответствующих рисков наступления дефолта в определенный период времени в качестве весов). Оценка ожидаемых кредитных убытков является объективной и определяется посредством расчета диапазона возможных исходов. Оценка ожидаемых кредитных убытков выполняется на основе четырех компонентов, используемых Группой: вероятность дефолта, величина кредитного требования, подверженная риску дефолта, убыток в случае дефолта и ставка дисконтирования. Задолженность на момент дефолта — оценка риска на будущую дату дефолта с учетом ожидаемых изменений в сумме риска после завершения отчетного периода, включая погашение основной суммы долга и процентов, и ожидаемое использование средств по кредитным обязательствам. Задолженность на момент дефолта по обязательствам кредитного характера оценивается с помощью коэффициента кредитной конверсии (CCF). Коэффициент кредитной конверсии — это коэффициент, отражающий вероятность конверсии сумм обязательства по договору в балансовое обязательство в течение определенного периода времени. Вероятность дефолта (PD)  — оценка вероятности наступления дефолта в течение определенного периода времени. Убыток в случае дефолта (LGD)  — оценка убытка, возникающего при дефолте. Она основывается на разнице между предусмотренными договором денежными потоками к выплате и теми потоками, которые кредитор ожидает получить, в том числе от реализации обеспечения. Обычно этот показатель выражается в процентах от задолженности на момент дефолта (EAD). Ожидаемые убытки дисконтируются до приведенной стоимости на конец отчетного периода. Ставка дисконтирования представляет собой эффективную процентную ставку (ЭПС) по финансовому инструменту или ее приблизительную величину.

Ожидаемые кредитные убытки моделируются за весь срок действия инструмента. Весь срок действия инструмента равен оставшемуся сроку действия договора до срока погашения долговых инструментов с учетом непредвиденного досрочного погашения, если оно имело место.

В модели управления «Ожидаемые кредитные убытки за весь срок» оцениваются убытки , которые возникают в результате наступления всех возможных событий дефолта в течение оставшегося срока действия финансового инструмента. Модель «12-месячные ожидаемые кредитные убытки»  представляет часть ожидаемых кредитных убытков за весь срок, которая возникает в результате наступления событий дефолта по финансовому инструменту, возможных в течение 12 месяцев с конца отчетного периода или в течение оставшегося срока действия финансового инструмента, если он меньше года.

Оценка руководством ожидаемых кредитных убытков для подготовки консолидированной финансовой отчетности основана на оценках на определенный момент времени, а не на оценках за весь цикл, которые, как правило, используются в целях регулирования. В оценках используется прогнозная информация . Таким образом, ОКУ отражают изменения основных макроэкономических показателей, взвешенные с учетом вероятности, которые влияют на кредитный риск.

Моделирование ОКУ для созданных или приобретенных обесцененных финансовых активов (POCI) выполняется таким же образом, за исключением того, что (а) валовая балансовая стоимость и ставка дисконтирования определяются на основе денежных потоков, которые могли быть получены на момент первоначального признания актива, а не на основе предусмотренных договором денежных потоков, и (б) ОКУ всегда равны ОКУ за весь срок. Созданные или приобретенные обесцененные активы — это финансовые активы, которые были обесцененными на момент первоначального признания, такие как обесцененные займы, приобретенные в результате объединения бизнеса в прошлом.

• просрочка заемщиком предусмотренных договором платежей превышает 90 дней;
• международные рейтинговые агентства включают заемщика в класс рейтингов дефолта;
• заемщик соответствует критериям вероятной неплатежеспособности, указанным ниже:
• приостановка начисления процентов/снижение процентной ставки по финансовому активу;
• списание основного долга;
• продажа финансового актива со значительным дисконтом к номинальной стоимости;
• реструктуризация, приводящая к снижению/списанию стоимости займа/прощению задолженности;
• увеличение срока погашения финансового актива;
• предоставление отсрочки платежа по основному долгу/процентному платежу на более поздний период;
• подача иска о признании банкротства контрагента в соответствии с законодательством Республики Казахстан;
• иск, поданный контрагентом по заявлению о банкротстве;
• просрочка по обязательствам, покрываемым договором гарантии или выплатой по договору гарантии, превышает 90 дней.

Для раскрытия информации Группа привела определение дефолта в соответствие определению обесцененных активов. Вышеуказанное определение дефолта применяется ко всем видам финансовых активов Группы.

Инструмент более не считается дефолтным (т.е. просрочка платежей ликвидирована), если он более не удовлетворяет какому-либо из критериев дефолта в течение трех месяцев подряд. Этот период был определен на основании анализа, учитывающего вероятность возвращения статуса дефолта финансовому инструменту после ликвидации просрочки платежа с использованием разных возможных определений ликвидации просрочки.

Оценка наличия или отсутствия значительного увеличения кредитного риска (SICR) с момента первоначального признания выполняется как на индивидуальной, так и на портфельной основе.

Уровень ожидаемых кредитных кредитов, признаваемых в настоящей консолидированной финансовой отчетности, зависит от присутствия значительного увеличения кредитного риска заемщика с момента первоначального признания. Этот подход основан на трехэтапной модели оценки ожидаемых кредитных убытков. Этап 1 — для финансового инструмента, который не являлся обесцененным на момент первоначального признания, и с этого момента по нему не было значительного увеличения кредитного риска, оценочный резерв под кредитные убытки создается на основе 12-месячных ожидаемых кредитных убытков.

Этап 2 — если выявлено значительное увеличение кредитного риска с момента первоначального признания, финансовый инструмент переводится в Этап 2, однако пока еще не считается обесцененным, но оценочный резерв под кредитные убытки создается на основе ожидаемых кредитных убытков за весь срок. Этап 3 — если финансовый инструмент является обесцененным, он переводится в Этап 3 и оценочный резерв под убытки создается на основе ожидаемых кредитных убытков за весь срок. В результате перевода актива в Этап 3 организация перестает признавать процентный доход на основе валовой балансовой стоимости и при расчете процентного дохода применяет к балансовой стоимости эффективную процентную ставку актива за вычетом ожидаемых кредитных убытков.

При наличии доказательства того, что критерии значительного увеличения кредитного риска более не выполняются, инструмент переводится обратно в Этап 1. Если риск был переведен в Этап 2 на основании качественного признака, Группа осуществляет мониторинг данного признака, чтобы удостовериться в его сохранении или изменении.

Ожидаемые кредитные убытки по приобретенным или созданным обесцененным финансовым активам всегда оцениваются за весь срок. Таким образом, Группа признает только кумулятивные изменения в ожидаемых кредитных убытках за весь срок.

Для оценки ожидаемых кредитных убытков по финансовым активам, кроме торговой дебиторской задолженности , Группа применяет три подхода: (i) оценка на индивидуальной основе; (ii) оценка на портфельной основе: внутренние рейтинги оцениваются на индивидуальной основе, однако в процессе расчета ожидаемых кредитных убытков для одинаковых рейтингов кредитного риска и однородных сегментов кредитного портфеля применяются одинаковые параметры кредитного риска (например, вероятность дефолта, убыток в случае дефолта); (iii) оценка на основе внешних рейтингов.

Группа применяет матрицу резервирования для расчета ожидаемых кредитных убытков по дебиторской задолженности. Для оценки ожидаемых кредитных убытков торговая дебиторская задолженность была классифицирована, исходя из общих характеристик кредитного риска и просроченных дней.

Оценка значительного увеличения кредитного риска и расчет ожидаемых кредитных убытков предполагают включение подтверждаемой прогнозной информации. Группа выявила следующие экономические переменные, которые коррелируют с изменением кредитного риска и ожидаемых кредитных убытков: валовый внутренний продукт, инфляция, обменный курс, цена на нефть и краткосрочный экономический индикатор, используемый для описания тенденции экономического развития на основе изменения производительности базовых секторов.

Влияние этих экономических переменных на вероятность дефолта, задолженность на момент дефолта и убыток в случае дефолта определяется с помощью статистического регрессионного анализа, чтобы понять влияние, оказанное этими переменными на уровень дефолтов в прошлые периоды и на компоненты убытка в случае дефолта и задолженности на момент дефолта.

Как и в любых экономических прогнозах, предположения и вероятность их реализации неизбежно связаны с высоким уровнем неопределенности, и, следовательно, фактические результаты могут значительно отличаться от прогнозируемых.Группа проводит регулярную проверку своей методологии и допущений для уменьшения расхождений между оценками и фактическими убытками по финансовым активам. Такое бэк-тестирование проводится как минимум один раз в год.

Результаты бэк-тестирования методологии оценки ожидаемых кредитных убытков доводятся до сведения руководства Группы, и после обсуждения с уполномоченными лицами определяются дальнейшие шаги по доработке моделей и допущений.

Риск ликвидности — это риск того, что организация столкнется с трудностями при исполнении финансовых обязательств. В соответствии с действующими Правилами формирования и мониторинга Планов развития Группы, планирование и мониторинг движения денежных потоков производится как на краткосрочной ежемесячной основе, так и в рамках формирования среднесрочного планирования деятельности на 5 лет. Кроме того, в Компании разрабатывается и утверждается Стратегия развития Группы на 10 лет. При планировании денежных потоков также учитывается получение доходов от размещения временно свободных денежных средств на депозитах.

Группа подвержена рыночному риску, связанному с открытыми позициями по (а) валютным и (б) процентным инструментам, которые подвержены риску общих и специфических изменений на рынке.

Валютный риск

Некоторые займы Группы (Примечание 16) и кредиторская задолженность по основной деятельности (Примечание 17) выражены в иностранной валюте (в долларах США и евро), поэтому, Группа подвержена валютному риску. По причине ограниченного выбора производных финансовых инструментов на казахстанском рынке и в виду того, что такие инструменты являются дорогостоящими, руководство приняло решение не хеджировать валютный риск Группы, поскольку выгоды от таких инструментов не покрывают соответствующих расходов. Несмотря на это, Группа продолжает отслеживать изменения на рынке финансовых производных для внедрения структуры хеджирования в будущем или при необходимости.

В целом Группа не имеет значительных валютных рисков и не подвержена негативным изменениям волатильности курса тенге, так как финансовые обязательства в иностранной валюте составляют около 1% от всех обязательств по состоянию на 31 декабря 2023 года. Валютные риски были минимизированы в предыдущие периоды путем рефинансирования займов в иностранной валюте.

Процентный риск

Группа принимает на себя риск, связанный с влиянием колебаний рыночных процентных ставок на ее финансовое положение и денежные потоки. Риск изменения процентных ставок возникает по займам от Азиатского Банк Развития, процентная ставка которых привязана к приросту фактических показателей инфляции Республики Казахстан (Примечание 16). Группа проводит тщательный мониторинг изменений переменных ставок. У Группы нет официальных соглашений по анализу и смягчению рисков, связанных с изменением процентных ставок.

Если бы на 31 декабря 2023 года процентные ставки были на 100 базисных пунктов выше/ниже, при том, что все другие переменные характеристики остались бы неизменными, прибыль за год составила бы на 154,460 тысяч тенге меньше и на 154,460 тысяч тенге больше в результате более высоких/низких процентных расходов по обязательствам с переменной процентной ставкой (31 декабря 2022 года: на 83,659 тысяч тенге меньше и на 83,659 тысяч тенге больше).

Управление капиталом

Чтобы дать представление о достоверности данных, используемых при определении справедливой стоимости, Группа классифицирует свои финансовые инструменты на трех уровнях, установленных в соответствии с МСФО. Результаты оценки справедливой стоимости анализируются и распределяются по уровням иерархии справедливой стоимости следующим образом: (i) к 1 уровню относятся оценки по котируемым ценам (некорректируемым) на активных рынках для идентичных активов или обязательств, (ii) ко 2 уровню — полученные с помощью методов оценки, в котором все используемые существенные исходные данные, прямо или косвенно являются наблюдаемыми для актива или обязательства (т.е., например, цены), и (iii) оценки 3 уровня, которые являются оценками, не основанными на наблюдаемых рыночных данных (т.е. основаны на ненаблюдаемых исходных данных). При отнесении финансовых инструментов к той или иной категории в иерархии справедливой стоимости руководство использует суждения. Если в оценке справедливой стоимости используются наблюдаемые данные, которые требуют значительной корректировки, то она относится к 3 Уровню. Значимость используемых данных оценивается для всей совокупности оценки справедливой стоимости.

26 июня 2023 года принято постановление Правительства РК №494 «Об обременении стратегического актива правами третьих лиц», в соответствии с которым Правительство РК дало разрешение на обременение Имущественного комплекса Бухтарминской ГЭС путем передачи в долгосрочную аренду.

На основании планов руководства в отношении имущественного комплекса Бухтарминской ГЭС и текущего размера арендной платы, Группа оценила справедливую стоимость инвестиционного комплекса в размере 76,742,366 тысяч тенге (Уровень 3). Cтавка дисконтирования — 15.55%.

Оценочная справедливая стоимость инструментов с фиксированной процентной ставкой определяется на основе сумм ожидаемых к получению оценочных денежных потоков, дисконтированных по действующим процентным ставкам для новых инструментов с аналогичным кредитным риском и сроком до погашения. Примененные нормы дисконтирования зависят от кредитного риска контрагента.

Оценочная справедливая стоимость инструментов с фиксированной процентной ставкой и установленным сроком погашения, по которым рыночные котировки отсутствуют, определяется исходя из оценочных денежных потоков, дисконтированных по действующим процентным ставкам для новых инструментов с аналогичным кредитным риском и сроком погашения.

9 января 2024 года подписан договор корпоративной гарантии Самрук-Қазына на сумму 117,000,000 тысяч тенге по договору займа АО «АлЭС» с Банком Развития Казахстана в целях финансирования проекта по газификации Алматинской ТЭЦ-2.

25 января 2024 года Группа подписала дополнительное соглашение к Договору № С.Э./45-и от 14 января 2011 года с Самрук-Қазына о продлении срока займа до 25 декабря 2026 года, с изменением ставки вознаграждения по займу, равной средневзвешенной инфляции за 10 лет, предшествующих на начало отчетного года.

16 февраля 2024 года Группа выплатила ТОО «Богатырь-Комир» 1,500,000 тысяч тенге в счет частичного погашения основной суммы долга по полученным займам и 323,815 тысяч тенге вознаграждения по займам.

В январе и феврале 2024 года ЭГРЭС-1 получила займы от АО «Народный Банк Казахстана» на сумму2,705,897 тенге для проекта "Восстановление энергоблока №1" сроком до 30 ноября 2029 года со ставкой 17.75% и на сумму 7,540,000 тысяч тенге для пополнения оборотных средств сроком погашения в течение12 месяцев и ставкой 17.25%.

В январе и феврале 2024 года, АЛЭС получила займы в рамках действующей кредитной линии с АО «Народный банк Казахстана» на пополнение оборотных средств на сумму 2,373,626 тысяч тенге по ставке 18.25 % годовых и 4,318,841 тысяч тенге по ставке 17.25 % годовых.

23 февраля 2024 года в список очередных санкций против российских компаний, опубликованном Министерством финансов США, внесена компания АО «СУЭК». В группу АО «СУЭК» входит потребитель угля, поставляемого ТОО «Богатырь-Комир», в связи с чем, возникает риск введения «вторичных санкций» в отношении ТОО «Богатырь-Комир». Руководством Группы прорабатывается возможность получения лицензии OFAC (США), которая позволит разрешить возникшую ситуации по способам взаимодействия с подсанкционным потребителем, в том числе с рассмотрением возможности дальнейшего исполнение договора поставки угля. Также, АО «СУЭК» рассматриваются иные альтернативные пути решения возникшей ситуации. Вместе с тем, по оценке Руководства Группы, потеря крупного российского потребителя не окажет существенного влияния на непрерывность деятельности Группы, так как объём угля, реализуемый в пользу АО «СУЭК», может быть реализован иным потребителям на внутреннем рынке Республики Казахстан.