низкое давление, высокая напряженность: связь
advertisement
НИЗКОЕ ДАВЛЕНИЕ, ВЫСОКАЯ НАПРЯЖЕННОСТЬ: СВЯЗЬ ЭНЕРГИЯ-ВОДА И РЕГИОНАЛЬНОЕ СОТРУДНИЧЕСТВО В СТРАНАХ СНГ-7 Дэвид Кеннеди, Сэмюэль Фанкхаузер и Мартин Рейзер Департамент главного экономиста ЕБРР Статья подготовлена для Конференции по Инициативе СНГ-7, проводимой в Люцерне 20-22 января 2003 г. Полученные данные, содержание и выводы данной работы целиком выражают мнение автора(ов) и не могут быть интерпретированы как мнение группы Всемирного банка либо его партнеров, а также Совета директоров Всемирного банка либо стран, которые они представляют. Всемирный банк не гарантирует точности данных, включенных в данную публикацию, и не несет ответственности за последствия их использования. Границы, цвета, наименования и любая другая информация, представленные на картах, также не могут быть интерпретированы как мнение группы Всемирного банка по поводу юридического статуса любой территории или в качестве поддержки либо признания этих границ. 1 Низкое давление, высокая напряженность: Связь энергия-вода и региональное сотрудничество в странах СНГ-71 Введение В странах СНГ-7 и их соседях энергия и вода выступают в качестве важнейших вопросов, чему есть, как минимум, две причины. Первая состоит в том, что энергия и вода являются основными природными ресурсами региона и их использование было и остается ключом к "способу производства" в этих странах. Вторая причина состоит в том, что эти ресурсы очень неравномерно распределены между этими странами. Азербайджан, Казахстан, Туркменистан и Узбекистан обладают богатыми энергоресурсами, а Армения, Грузия, Киргизская Республика и Таджикистан имеют значительные водные ресурсы. Такое неравномерное распределение потенциально позволяет извлечь выгоды из торговли, но в то же время является источником повторяющихся конфликтов между соседними государствами в этом регионе. Вопросы энергии и воды тесно взаимосвязаны, поскольку вода может использоваться, среди прочего, для производства электроэнергии и/или ирригации2. В настоящем документе рассматривается связь энергия-вода в Центральной Азии и на Южном Кавказе, а также ситуация с энергией в Молдове. Центральный довод состоит в том, что реформа внутренних тарифов на электроэнергию (и воду) является важнейшим фактором для задействования потенциала взаимовыгодной региональной торговли электроэнергией и водой и стимулирования эффективного использования ресурсов3. После распада Советского Союза резко возросла цена на основные энергоносители, которыми торгуют через границу бывшие республики. Внутренние же цены на энергию не были скорректированы. Для чистых импортеров энергии это означало возрастание квазибюджетного бремени, которое часто ассоциируется со значительным накоплением внешнего долга перед странами, экспортирующими энергию. Проблемы с платежами при торговле через границу являются важным раздражающим фактором в отношениях между странами региона и стимулировали стремление к самодостаточности в области энергии. Отсутствие корректировки внутренних цен на энергию также ограничивало объемы финансирования для инвестиций, что привело к деградации всей системы. Более того, низкие внутренние цены на энергию влияют на использование водных ресурсов в регионе. Ввиду отсутствия эффективной торговли энергией страны, расположенные выше по течению, могут использовать для производства электроэнергии в летний период времени больше воды, чем это экономически эффективно. Переход к тарифам на энергию, обеспечивающим возмещение издержек, i) создаст основу для оценки и получения значительных выгод от торговли (которые в настоящее время не используются), ii) высвободит необходимые инвестиции в энергосистемы региона и iii) в сочетании с введением тарифов на воду создаст стимулы для более эффективного использования не только энергии, но и водных ресурсов. 1 2 3 Взгляды, изложенные в настоящем документе, являются взглядами его авторов, но не ЕБРР. Документ основан на анализе, содержащемся в "Докладе о процессе перехода за 2001 год" (ЕБРР 2001). Использование воды в муниципальном секторе не рассматривается в настоящем документе. Восстановление уровня Аральского моря в качестве альтернативы ирригации не противоречит увеличению производства электроэнергии в зимний период времени, о чем говорится в разделе 4 документа. Конечно, реформы в области электроэнергии связаны с региональной торговлей другими основными энергоносителями, особенно природным газом, и, в соответствующих случаях, эта связь будет раскрыта. 2 Структура настоящего документа является следующей. В начале мы описываем ресурсы, имеющиеся в этом регионе, и влияние перехода к рыночным целям в торговле основными энергоносителями между странами СНГ на квазибюджетные дефициты, задолженность между странами СНГ и на торговлю энергией (раздел 1). В разделе 2 рассматривается нынешний уровень внутренних тарифов на энергию и обосновывается необходимость перехода к возмещению издержек. В разделе 3 речь идет о проблеме приемлемости тарифов, обеспечивающих возмещение издержек, для бедных слоев населения в регионе и о политической приемлемости тарифной реформы. Основными препятствиями к тарифной реформе являются широкая оппозиция населения и обеспокоенность по поводу ее социальных последствий. В разделе 4 рассматривается влияние перехода к тарифам на энергию, отражающим издержки, на региональную торговлю энергией. В разделе 5 рассматриваются общие рамки реформы энергетического сектора, и объясняется, почему тарифная реформа должна сочетаться с институциональной реформой и, в частности, реформой нормативной базы для привлечения частных инвестиций. В разделе используются тематические исследования, показывающие, какие меры были эффективными, а какие - нет в области реформы энергетического сектора в странах с переходной экономикой. Они приведены в приложении 1. В конце документа содержатся выводы. 1. Естественные связи: региональной торговли ресурсы, взаимозависимость и разбивка Энергоресурсы и торговля энергией Страны СНГ-7 и их соседи обладают значительными энергоресурсами. Государства Каспийского моря - Азербайджан, Казахстан и Туркменистан - имеют крупнейшие в мире запасы углеводородов (нефти и газа), оцениваемые примерно в 6,4 миллиарда тонн нефтяного эквивалента. Узбекистан имеет меньшие запасы, которые, тем не менее, составляют 1,8 миллиарда нефтяного эквивалента. Киргизская Республика и Таджикистан, где имеется около 20 000 ледников, находятся у истоков двух главных рек Средней Азии - Аму-Дарьи и Сыр-Дарьи - и обладают значительным гидроэнергетическим потенциалом, как и Узбекистан, Грузия и Армения (см. таблицу 1). Таблица 1: Энергоресурсы в странах СНГ-7 и их соседях Армения Азербайджан Грузия Молдова Киргизская Республика Таджикистан Узбекистан Казахстан Туркменистан Россия Источник: Примечание: Природный (миллиардов куб. м) 120 - газ Нефть (миллиардов тонн) 0,9 - Гидроэнергетика (МВт) 1 010 950 2 800 60 2 950 1 850 0,1 4 020 1 700 1 820 2 830 47 600 1,1 0,1 6,7 2 060 1 43 400 ЕБРР (2001 год) и Управление энергетической информации США. Цифры обозначают доказанные запасы нефти и газа и нынешние гидроэнергетические мощности. 3 Эти ресурсы не использовались эффективно во времена плановой экономики, однако советская система учитывала разнородность запасов ресурсов в различных республиках. Основные энергоресурсы, включая сырую нефть, природный газ и уголь, переправлялись по Советскому Союзу по широкой сети транспортных магистралей. Энергосети на Кавказе и в Средней Азии были интегрированы, и энергоресурсы использовались на региональной основе. В Средней Азии гидроэлектроэнергия поставлялась в региональную сеть Киргизской Республикой и Таджикистаном, а Казахстан, Узбекистан и Туркменистан поставляли тепловую энергию (нефть и газ). На Кавказе Армения поставляла региональной системе атомную и тепловую энергию, Азербайджан - тепловую энергию, а Грузия - гидроэлектроэнергию и тепловую энергию. После распада Советского Союза цены на основные энергоносители значительно выросли применительно к торговле через границы между молодыми независимыми государствами. В области нефти и угля распад СЭВ означал выход на мировые рынки и, соответственно, почти немедленное увеличение вмененных издержек по причине мировой торговли обоими ресурсами. В случае с природным газом ситуация была более сложной, учитывая ограниченность возможностей для хранения и трудности с транспортировкой (см. ЕБРР, 2001; Грей, 1998; МВФ, 2002). Несмотря на эти узкие места, цены на природный газ также значительно выросли в торговле между странами СНГ. Переход к рыночным ценам во внутрирегиональной торговле основными энергоносителями привел к возникновению значительных проблем с оплатой у импортеров в СНГ, которые не могли добиться того, чтобы их внутренние энергосистемы получали достаточную выручку для покрытия более высокой стоимости импорта. В таблице 2 показаны размеры квазибюджетных дефицитов в энергетическом секторе в странах СНГ-7, а также оценки доли государственного долга перед энергетическим сектором. В концу 1990-х годов квазибюджетные дефициты попрежнему составляли порядка 4-8 процентов ВВП в странах - импортерах энергии, а государственный долг, связанный с энергией, составлял от 10 до 20 процентов ВВП, причем значительная его часть причиталась иностранным кредиторам. В Азербайджане и Узбекистане, двух чистых экспортерах энергии в СНГ-7, квазибюджетные дефициты также были большими, но это бремя не столько финансировалось из-за границы, сколько ложилось в основном на отечественных производителей энергии. Таким образом, изменения в региональной торговле энергией тесно связаны с проблемой внешнего долга в СНГ-7, и необходимость его обслуживания потребует от этих стран решать коренную проблему квазибюджетных дефицитов в секторе - проблему низких внутренних цен на энергию. Частично в связи с региональными проблемами с платежами, частично из политических соображений, преследующих цель добиться самостоятельности в плане ресурсов, страны СНГ-7 начали проводить политику самодостаточности энергетического сектора. На Кавказе торговля резко сократилась, причем импорт в Грузию из Армении и России был ограниченным, а между Азербайджаном и остальной системой вообще не было никакой торговли4. В Средней Азии гидроэлектроэнергия, которая экспортировалась для удовлетворения пикового спроса в советские времена, была заменена производимой внутри страны тепловой энергией. В таблице 3 показаны изменения в торговле энергией в Средней Азии в 1990-2000 годах. Можно отметить, что за этот период значительно упал экспорт гидроэлектроэнергии в Казахстан и Узбекистан из Таджикистана и - в меньшей степени - Киргизской Республики. 4 На торговлю энергией на Южном Кавказе также влияет спор между Арменией и Азербайджаном по поводу Нагорного Карабаха. В настоящее время между этими двумя странами нет официальных торговых отношений. 4 Аналогичным образом, импорт Таджикистана и Узбекистана тепловой энергии значительно сократился. Это связано с уменьшением интеграции системы в отличие от более общего снижения производства электроэнергии в 1990-2000 годах: за этот период соотношение между торговлей энергией и общим производством в Средней Азии упало на 80 процентов. Таблица 2: Квазибюджетные дефициты и общий долг энергетического сектора, страны СНГ-7 Страна Квазибюджетны й дефицит (в процентах от ВВП) Армения 0,4% (2000) Азербайджан 27% (2000) н/п Грузия 6% (1999) Кыргызстан 7% (2001) 18% (2000) год, 555 млн. долл. США н/п Молдова н/п 18,5% (2000) Таджикистан 7,3% (2000) 11% (2000) Узбекистан н/п н/п Источник: Долг энергетического сектора (в процентах от ВВП) 12% (2000), 224 млн. долл. США Страновые доклады МВФ. Примечания Текущий дефицит резко сократился после 1998 года, однако общее финансирование в 2000 году по-прежнему составляло 3,9% от ВВП; долг скорректирован на замену долговых обязательств акционерным капиталом с Газпромом в 2000 году Дефицит относится ко всему энергетическому сектору, включая нефть, газ и электроэнергию; внешний долг в энергетическом секторе составил, как минимум, 200 млн.долл.США Дефицит сокращается с 1999 года; собираемость денежных платежей особенно выросла в 2002 году Дефицит во всех муниципальных предприятиях; только в энергетическом секторе он составляет 4% от ВВП Долг включает задолженность перед Газпромом за поставки газа, но скорректирован на замену долговых обязательств акционерным капиталом Дефицит в электроэнергетическом и газовом секторах, включает технические потери; долг показан как суммарная накопившаяся кредиторская задолженность Цены на электроэнергию в Узбекистане значительно ниже долгосрочных предельных издержек; вместе с тем, цены на газ были повышены примерно до паритетного уровня импорта начиная с 1995 года (но по официальному обменному курсу) 5 Таблица 3: Торговля энергией в Средней Азии в 1990 и 2000 годах (гигаватт⋅⋅час) Казахстан Кыргызстан 1990 2000 Импорт 9 064 1 269 Экспорт 3 978 2 376 Экспорт 5 700 333,8 Импорт 6 900 1 681,2 Экспорт 6 050 1 060 Экспорт 13 000 848,8 Импорт 12 500 1 349,8 Экспорт Импорт Таджикистан Туркменистан Импорт Узбекистан Источник: Доклад консультанта ЕБРР. Гидроэнергетика и управление водными ресурсами: опыт Средней Азии Изменения в схемах производства гидроэлектроэнергии и стремление Киргизской Республики и, в меньшей степени, Таджикистана к самодостаточности в области энергии привели к росту напряженности по поводу распределения водных ресурсов между государствами Средней Азии и со всей ясностью продемонстрировали неустойчивый характер управления водными ресурсами в Средней Азии. Неэффективность и экологические издержки управления водными ресурсами в Средней Азии и, в особенности, в бассейне Аральского моря подробно описаны5, однако чрезмерное использование воды также создало проблемы в Армении, где уровень воды в озере Севан понизился как следствие чрезмерного потребления водных ресурсов. Схема использования водных ресурсов в Средней Азии во многом является прямым наследием старой советской системы. Начиная с 1920-х годов и, особенно, в 1950-х годах Советский Союз приступил к созданию инфраструктуры и институтов для широкомасштабного использования водных ресурсов Средней Азии. Основной упор делался на орошение и производство хлопка и - в меньшей степени - других культур. Другие задачи, такие как производство гидроэлектроэнергии и защита от наводнений, были однозначно подчинены главной цели максимального увеличения продукции, получаемой от орошаемого земледелия. 5 См., например, Миклин (2001) и ГЭФ (1998). 6 Таблица 4: Распределение воды в Средней Азии (октябрь 1996 года - октябрь 1997 года) Аму-Дарья Сыр-Дарья Итого (% водотока) (% водотока) (% водотока) Ниже по течению Казахстан 0 30 10 Туркменистан 36 0 24 Узбекистан 36 42 38 Выше по течению Кыргызстан Таджикистан <1 <1 <1 13 7 11 Источник: Миклин 2001. Распад Советского Союза во многих отношениях усугубил существовавшие проблемы с этой системой. Водная инфраструктура Средней Азии создавалась как комплексная, централизованно управляемая система. С появлением пяти независимых государств эта структура развалилась, и бывшие технократические упражнения в централизованном планировании превратились в проблему межправительственной координации и согласования прав на воду. Одним из первых приоритетов после объявления независимости было, таким образом, создание этими пятью государствами новых институтов регионального управления водными ресурсами. В 1992 году они создали межгосударственную комиссию по координации воды (МККВ), на которую была возложена ответственность за организацию ежегодного распределения водных ресурсов и планирование использования водоемов. Это не помешало обострению спора по поводу прав на воду. В этой системе заложена внутренняя напряженность в том смысле, что она в значительной мере благоприятствует производителям хлопка ниже по течению, которые потребляют большую часть воды (см. таблицу 4), в то время как на государства, расположенные в горных районах, ложится большая часть бремени, связанного с поддержанием и использованием водоемов выше по течению. Не удивительно, что после объявления независимости Киргизская Республика и Таджикистан начали добиваться для себя более щедрых квот на воду, отражающих их обильные ресурсы. Они во все большей степени игнорируют жесткие ограничения на выброс воды в зимнее время, установленные для них старой системой управления водным хозяйством. Эти ограничения были установлены для сохранения воды для вегетационного периода, но они мешают государствам, находящимся выше по течению, производить столь необходимую гидроэлектроэнергию в зимние месяцы. Это изменение в организации использования водоемов создает значительные проблемы ниже по течению, где имеется дефицит воды летом, а разваливающаяся инфраструктура не в состоянии справиться с дополнительными объемами в зимнее время. Несмотря на несколько попыток при помощи МФУ принять многолетний график, квоты на воду по-прежнему согласовываются ежегодно, и страны, находящиеся выше по течению, компенсируются при помощи нетранспарентной системы бартерных платежей. Страны, расположенные ниже по течению, отказываются согласиться с тем, что эта компенсация оправдана с точки зрения квот, но сами поставляют первичные энергоносители (газ и уголь) в обмен на экспорт гидроэлектроэнергии из стран, расположенных выше по течению, в летние месяцы. Заложенные в эти бартерные сделки цены, судя по всему, содержат некоторый элемент компенсации за воду, однако системе недостает прозрачности, и она не стимулирует надлежащим образом эффективное распределение ресурсов (см. раздел 4). В 2002 году Казахстан впервые 7 согласился заплатить Киргизской Республике за обслуживание водоема выше по течению, что, возможно, станет важным прецедентом для будущего регионального управления водным хозяйством. Проблемы управления водными ресурсами региона усугубляются отсутствием реформ значительной части сельского хозяйства Средней Азии. Вследствие государственных закупок товарных культур по ценам ниже рыночных и массового субсидирования водного хозяйства через систему распределения воды эффективность водопользования является крайне низкой. По оценкам, почти треть воды, поступающей на фермы, не потребляется культурами, что почти в три раза превышает уровень, характерный для хорошо управляемой системы. Потребление воды в регионе, составляющее 12 000 куб.м на гектар, больше чем вдвое превышает соответствующий уровень в Израиле, где эффективность водопользования является самой высокой в мире (Миклин 2001). Отсутствие реформ влияет на способность (и готовность) фермеров и государства поддерживать инфраструктуру экстенсивного орошения. Как следствие, эти активы, и без того низкого качества, начали ухудшаться. Ухудшение гидравлической инфраструктуры и дамб повысило опасность затопления и понизило несущую способность рек в зимние периоды высокой воды. Эта проблема выходит за рамки сельскохозяйственной инфраструктуры и затрагивает крупные плотины и водоемы выше по течению, безопасность которых в настоящее время серьезно поставлена под угрозу. Общий объем инвестиций, необходимых для реконструкции и ремонта, оценивается в примерно 10-20 миллиардов долл. США. Как в водном хозяйстве, так и в энергетическом секторе существует потребность в корректировке тарифов, с тем чтобы создать стимул для эффективного использования этих ресурсов и получить средства для реконструкции и поддержания систем. 2. Правильное формирование цен: важнейшая роль реформы тарифов для конечных потребителей В коммунистическую эпоху тарифы на электроэнергию были низкими относительно долгосрочных затрат, что обеспечивало обширные запасы энергии для ее использования в производстве и потреблении. Эта ситуация была устойчивой благодаря скрытому и открытому субсидированию в форме низких цен на первичные энергоносители и воду и бюджетных перечислений в энергетику. Вместе с тем, как показано в предыдущем разделе, эти скрытые субсидии сошли на нет, когда цена на основные энергоносители выросла после окончания эпохи коммунизма. Кроме того, возросли издержки, связанные с поставками, по причине снижения эффективности, вызванного нарушением региональной торговли. Неспособность правительств, испытывающих проблемы с бюджетом, увеличить свою поддержку и неповышение тарифов до уровней возмещения издержек подорвали финансовую жизнеспособность и устойчивость энергетического сектора и торговли электроэнергией в регионе. Таблица 5: Страна Армения Азербайджан Грузия Кыргызстан Молдова Таджикистан Узбекистан Источник: Тарифы на электроэнергию в 2001 году в странах СНГ-7 в центрах США/кВт⋅⋅час Тариф для бытовых потребителей 4,4 2,1 4,2 0,6 5,2 0,2 1,1 Обзор ЕБРР для регулирующих органов. Тариф для потребителей 2,9 6,3 3,3 1,4 5,2 1,1 1,5 промышленных 8 Масштабы занижения цен в энергетическом секторе показаны в таблице 5. Согласно оптимальному правилу ценообразования, применяемому в странах с переходной экономикой, где спрос не возрастает и часто существует избыточная мощность, цена устанавливается где-то между предельными эксплуатационными расходами и долгосрочными предельными издержками (ДПИ)6. Можно ожидать, что по мере оживления спроса и осуществления инвестиций цена возрастет до уровня, превышающего предельные эксплуатационные расходы и приближающегося к уровню ДПИ. Необходима дальнейшая работа для определения ДПИ для стран СНГ-7. ДПИ специфичны для каждой (национальной или региональной) энергосети и зависят от таких факторов, как технология, цены на топливо, линии энергопередачи и т.д. Например, ДПИ часто зависит от способа производства электроэнергии - вода, газ или уголь. Аналогичным образом, ДПИ для гидросистемы, функционирующей в рамках региональной системы, включающей тепловую мощность, по всей вероятности, будут отличаться от ДПИ для той же гидросистемы, функционирующей отдельно. ДПИ составляют примерно 8 центов США за кВт⋅час в Соединенных Штатах Америки и несколько выше - в Европе. Они, вероятно, будут ниже в СНГ по причине более низких цен на топливо, хотя на практике цена может подняться выше ДПИ для возврата прошлых долгов7. По примерным прикидкам мы предполагаем, что ДПИ составят порядка 5 центов/кВт⋅час, что говорит о том, что во всех странах потребуется дальнейшее повышение цен, причем наибольший их рост необходим в Средней Азии. Помимо часто встречающейся проблемы низких цен, могут также возникать проблемы, связанные с разницей в ценах между различными группами потребителей. Обычно тарифы на энергию для бытовых потребителей ниже, чем для промышленности. В среднем, промышленные тарифы в 2,1 раза выше тарифов для бытовых потребителей во всех странах СНГ-7. Это сильно отличается от Западной Европы, где тарифы для промышленных потребителей в среднем составляют две трети тарифов, взимаемых с бытовых потребителей, что отражает удельные издержки поставок электроэнергии этим двум категориям потребителям. Еще одно искажение связано с разницей в ценах в зависимости от времени дня и времени года. Как правило, ДПИ зависят от времени дня и года, поскольку спрос на электроэнергию колеблется весьма значительно. Соответственно, спрос в течение пикового периода обычно будет вызывать эксплуатационные расходы плюс капитальные расходы, в то время как спрос в непиковые периоды обычно вызывает предельные эксплуатационные расходы8. В странах СНГ-7, за исключением Армении, достигнут очень небольшой прогресс в области ценообразования в зависимости от времени суток. Цены обычно остаются единообразными в течение всего года, и, как правило, тарифы, взимаемые с крупных потребителей, невелики относительно соответствующих издержек. Бесспорно, существуют значительные возможности для 6 7 8 Предельные эксплуатационные расходы определяются как расходы на производство дополнительной единицы продукции с использованием имеющегося капитала. Долгосрочные предельные издержки - это предельные эксплуатационные расходы плюс расходы на создание дополнительных мощностей, необходимых для увеличения производства. Это зависит от ряда факторов - ренты на существующий капитал в рамках ценообразования по ДПИ, условий изменения сроков погашения долга - и подробно здесь не рассматривается. Несмотря на это, ценообразование по ДПИ обеспечит жизнеспособность энергетических секторов на перспективу. Поскольку мощность существует для пикового спроса. Поэтому дополнительный спрос на пике требует дополнительной мощности. Дополнительный спрос в непиковый период может быть удовлетворен благодаря использованию имеющейся мощности. 9 дальнейшей корректировки тарифов на основе правил ценообразования во всем регионе. Таблица 6: Страна Армения Азербайджан Грузия Кыргызстан Молдова Таджикистан Узбекистан Источник: Собираемость платежей за электроэнергию в 2001 году и коммерческие потери Собираемость платежей Коммерческие потери 87% н/п 30% 15% 32% 28% 45% (2000) 17% 55% (2000) 28% н/п 14% 25% (2000) н/п Обзор ЕБРР для регулирующих органов. Собираемость платежей играет важнейшую роль в установлении тарифов на электроэнергию в странах с переходной экономикой (таблица 6). Собираемость платежей (процент всех полученных платежей от сумм выставленных счетов) и собираемость поступлений (собираемость платежей плюс бартерная оплата) составляют значительно менее 100%, и коммерческие потери (определяемые как потребление, не предъявленное к оплате) значительно выше уровней ОЭСР. В Западной Европе и в США собираемость платежей обычно близка к 100%, а коммерческие потери обычно близки к нулю. В странах СНГ-7 собираемость платежей составляет в среднем только 46%, а коммерческие потери - 20%. Собираемость платежей является особенно низкой в случае промышленных потребителей, и, соответственно, стимулы для структурной перестройки в промышленности весьма ограничены. Те же проблемы, которые относятся к тарифам на электроэнергию, - низкие цены, разброс цен между группами потребителей и низкая собираемость платежей - также присутствуют и в секторе теплоснабжения. Цены на тепло зачастую близки к нулю в странах СНГ-7. Сравните это с ДПИ отдельно стоящего бойлера - ближайшей альтернативы теплоснабжению - в размере около 3 центов США/кВт⋅час в Центральной и Восточной Европе и в государствах Балтии и Юго-Восточной Европы и 2 цента США/кВт⋅час в СНГ, где газ можно потреблять дешевле9. Как и в случае с электроэнергией, с промышленных потребителей обычно взимаются более высокие тарифы, чем с бытовых, несмотря на более высокие издержки, связанные с обслуживанием последних. Анекдотические сведения говорят о том, что с собираемостью платежей также возникают проблемы, особенно в том, что касается потребителей из государственного сектора, но систематизированные данные отсутствуют. Существует мало принципиальных разногласий по поводу основных задач, стоящих в энергетическом секторе: повышение цен; сокращение перекрестного субсидирования различных категорий потребителей; и укрепление платежной дисциплины. Решение этих задач поможет сократить обязательства правительств перед энергетическим сектором и тем самым ослабит давление в области бюджета и внешнего долга. Оно также сделает инвестиции экономически жизнеспособными без государственной гарантии. Появятся средства для строительства новых электростанций и теплоцентралей и модернизации систем передачи и распределения энергии, что приведет к сокращению потерь и повышению безопасности систем. Население получит 9 Трудно определить эталонные показатели ДПИ для теплоснабжения, поскольку системы сильно отличаются, и за пределами региона существует мало сетей, с которыми их можно сравнить. 10 стимулы к регулированию потребления тепла и энергии. Промышленность получит стимулы к повышению энергоэффективности и отходу от энергоемких методов производства. Денежные поступления в сектор будут достаточными для поддержки торговли, что вместе с реформой тарифов на воду может, в свою очередь, способствовать переходу к более эффективному управлению водным хозяйством (см. раздел 4 ниже). 3. Приемлемость для населения и реформа цен на энергию: как защитить бедные слои населения? Реформа цен имеет свои издержки, и для избранных правительств весьма немаловажными из них могут быть политические издержки - повышение тарифов не пользуется популярностью у избирателей. Добиться принятия более высоких тарифов, таким образом, можно только в том случае, если они приведут к улучшению работы сектора. Постепенное увеличение тарифов может ослабить политические обеспокоенности, хотя такой подход будет нецелесообразным в тех случаях, когда имеются неотложные потребности в инвестициях. Предпочтительным путем было бы введение дотаций в интересах всех групп при одновременном отходе от массового субсидирования, заложенного в низких ценах. Это может быть сделано на основе социального тарифа, о котором говорится ниже. С социальной точки зрения последствия тарифной реформы для бедных слоев населения вызывают особую обеспокоенность. Электроэнергия и теплоснабжение являются важными базовыми услугами. Люди, лишенные доступа к электроэнергии, могут подвергнуться тяжелым испытаниям. Учитывая климатические условия стран СНГ-7, зимой может возникнуть серьезная угроза для здоровья людей, оставшихся без отопления. Доходы домашних хозяйств уже упали во многих странах с переходной экономикой, в особенности в странах СНГ-7, где широко распространена бедность. Это в значительной мере определяет возможность корректировки цен и обусловливает необходимость в наличии эффективных компенсационных механизмов. Способность оплачивать более высокие тарифы является проблемой для всех домашних хозяйств, имеющих доход на уровне прожиточного минимума или ниже. Значительной части населения в большинстве стран СНГ будет трудно оплачивать крупное повышение тарифов на электроэнергию. Обычно бедные составляют от 25 до 50% процентов всех домашних хозяйств. Значительное число таких домашних хозяйств не имеет подсоединения к коммунальным услугам, в особенности в сельской местности, а большая часть бедного населения в городах значительно пострадает от любого увеличения цен. Помимо социальных проблем, ключевым вопросом является политическая жизнеспособность тарифной реформы. Соответственно, необходимо учитывая уровень бедности населения, а также долю коммунальных платежей в нынешних бюджетах домашних хозяйств. Как обеспечить, чтобы все те, кто имеет право на получение энергетических субсидий, действительно получали их при сведении к минимуму субсидий для те, кто мог бы позволить себе оплачивать тарифы, обеспечивающие возмещение издержек? Какими будут последствия для государственных финансов, а также финансовых показателей производителей энергии? В целом, существует четыре вида субсидий в странах с переходной экономикой: (i) продолжение поставок неплательщикам или массовое субсидирование цен; (ii) социальные тарифы, когда потребители получают первоначальную долю энергии бесплатно или по низкой цене, а за потребление дополнительных долей взимаются более высокие тарифы; (iii) адресные субсидии; и (iv) неадресные субсидии или общая поддержка доходов. Оценивая преимущества этих подходов, важно учитывать 11 некоторые взаимоисключающие цели. С одной стороны, эффективность системы субсидирования зависит от той степени, в которой такая система охватывает все группы населения, имеющие потенциальное право на субсидии. С другой стороны, эффективность такой системы определяется получением субсидий только теми потребителями, которые нуждаются в них. Дополнительные задачи состоят в сведении к минимуму издержек правительства или коммунального предприятия в связи с такой системой; обеспечении ее справедливости и экономичности при административном управлении ею; и в сведении к минимуму связанных с такой системой дисбалансов. Очевидно, что страна также должна располагать институциональным потенциалом для реализации выбранной схемы. Политика широких ценовых субсидий или дальнейшее снабжение неплательщиков по сути означала бы сохранение статус-кво и не позволила бы достичь большинства из перечисленных целей. Хотя такая схема обычно охватывает все бедное население, имеющее подсоединение к коммунальным услугам (которое в ряде случаев может составлять меньшинство бедного населения), она не носит адресного характера. В результате либо правительство, либо коммунальные предприятия несут высокие расходы. В рамках такой схемы также нет места стимулам к экономии энергопотребления. Преимущества других механизмов субсидирования труднее поддаются оценке и в значительной мере зависят от уровня бедности, а также распространенности и степени такой бедности и способности государства осуществлять административное управление системами социального обеспечения. Социальные тарифы являются наиболее подходящими в тех случаях, когда количество людей, имеющих трудности с оплатой, является относительно большим, а возможности государства ограничены. Социальные тарифы могут использоваться только в тех случаях, когда есть возможность для надлежащего измерения потребления, что справедливо для электричества, однако не обязательно касается теплоснабжения, в отношении которого измерение часто возможно только в отношении многоквартирного дома10. Кроме того, издержки в связи с социальными тарифами могут быть довольно существенными по сравнению с более адресными субсидиями. В положительном плане социальные тарифы предназначены для всех групп населения и, соответственно, могут снизить политическое противодействие увеличению тарифов11. Социальный тариф с крупной долей бесплатного потребления, которая сокращается со временем, мог бы, соответственно, быть наиболее приемлемым с политической точки зрения, хотя потребовал бы корректировки в зависимости от имеющихся в государственном бюджете ограничений. Адресные субсидии могут обеспечить более высокую эффективность, если такая субсидия непосредственно привязана к доходу семьи. Они могут использоваться в ситуациях, когда отсутствуют средства измерения потребления, и, соответственно, являются возможными механизмами для субсидирования потребления тепла. Россия и Украина в разное время использовали адресную субсидию, известную как ограничение бремени. Такая субсидия определяется в процентах от расходов на коммунальные услуги, при превышении которых семья начинает получать субсидию. Вместе с тем, такие субсидии по принципу ограничения бремени часто не достигают значительной 10 11 Размер квартиры иногда используется в качестве мерила потребления тепла. Альтернативным вариантом является введение социального тарифа с низкой долей бесплатного потребления и высоким предельным тарифом совместно с вариантом оплатить тариф за всю потребленную энергию по более низкой предельной ставке. Такой механизм не предусматривает установления более высоких тарифов для потребителей, а, скорее, позволяет им выбирать, платить или нет по более высокой ставке. 12 части бедного населения, которое может быть вынуждено отказываться от потребления энергии ради оплаты продовольствия и жилья. Особые трудности возникают с определением доходов домашних хозяйств во многих странах с переходной экономикой, где существует крупная теневая экономика. При введении адресных субсидий необходимо учитывать административные возможности государства. Обычно такая система будет наиболее эффективной при ее сочетании с существующей системой поддержки доходов, как это было сделано в случае многих стран Центральной Европы. Например, адресные субсидии были приняты в связи с недавней инвестицией ЕБРР в энергетический сектор Грузии, где бедные могут быть определены относительно легко. Вместе с тем, во многих странах с переходной экономикой охват адресными субсидиями часто далек от совершенства, что приводит к компромиссу между более широким охватом, достигаемым при помощи социального тарифа, и адресной схемой, которая является более целенаправленной и потенциально экономичной. Несмотря на то, что в странах СНГ-7 могут возникнуть трудности при введении либо социальных, либо адресных субсидий, существует неотложная необходимость как можно быстрее отойти от массовых субсидий в виде низких цен и слабых мер по обеспечению платежной дисциплины. В зависимости от институционального потенциала и возможности для измерения потребления - а и то, и другое должны улучшиться со временем - могут эффективно применяться либо социальные тарифы, либо адресные субсидии, которые будут способствовать уменьшению политического противостояния, а также снижению отрицательных социальных последствий тарифной реформы. 4. Использование преимуществ торговли Возрождение торговли в Средней Азии и на Кавказе могло бы ограничить степень повышения тарифов, которая необходима для покрытия издержек. При различном распределении ресурсов по странам региона существует потенциальная возможность для значительного системного сокращения затрат посредством торговли. В то же самое время без внутренней корректировки тарифов преимущества региональной торговли останутся нереализованными по той причине, что денежные доходы в рамках системы будут недостаточными для покрытия расходов по импорту. Преимущества региональной торговли энергией особенно значительны в регионах, в которых страны находятся в разных часовых поясах, благодаря чему у них не совпадает пиковый спрос, что повышает торговые возможности для конкретной установленной производственной мощности. Кроме того, расходы, связанные с резервными мощностями, - для покрытия неожиданного роста спроса или для компенсации поставок с предприятий, которые неожиданно оказались не в состоянии произвести поставки - являются более низкими в интегрированной системе. Судя по установленным мощностям, в Средней Азии есть возможности для выгодной торговли (таблица 7). Киргизская Республика и Таджикистан обладают мощностями гидроэлектростанций, которые значительно превышают их пиковые потребности, и, соответственно, располагают экспортным потенциалом. Очевидно, что этим странам следует поставлять электроэнергию в систему в пиковые периоды. Имея в виду только энергетический сектор, оптимальным решением было бы использовать гидроэлектростанции для производства электроэнергии в зимние периоды. Учитывая более глобальные соображения, наилучшим использованием воды в экономике, возможно, является ирригация. В таком случае гидроэлектростанции следовало бы использовать для покрытия летнего пикового спроса в регионе, заменяя в эти периоды некоторые из работающих тепловых электростанций. 13 Таблица 7:Установленная мощность и пиковая нагрузка Средней Азии Страна ГидроэлектроТеплоэлектростанции (МВт) станции (МВт) Казахстан 2 057 8 722 Киргизская 2 950 3 742 Республика Таджикистан 4 021 300 Туркменистан 2 603 Узбекистан 1 705 9 873 энергосистемы в Пиковая (МВт) нагрузка 2 622 2 723 1 581 7 571 Источник: ЕБРР. Помимо преимуществ, связанных с торговлей энергией, произведенной на тепло- и гидроэлектростанциях, дополнительные преимущества могут быть получены в результате торговли тепловой энергией в той мере, в которой эффективность (как тепловая, так и эксплуатационная) является различной в Казахстане, Узбекистане и Туркменистане. Не представляя здесь всеобъемлющих данных, можно предположить, что есть различия в плане эффективности производства тепловой энергии, учитывая, что электростанции используют различное топливо и технологии и имеют разный возраст. Ключом к использованию преимуществ торговли является политика ценообразования. Необходимым условием торговли энергией (независимо от того, является ли она централизованной [т.е. на уровне стран] или нет [т.е. на уровне производителей и крупных потребителей]) является финансовая жизнеспособность секторов и, таким образом, их способность оплачивать импорт. Для развития децентрализованного рынка электроэнергии тарифы для конечного пользователя должны отражать издержки по каждой категории потребителей. Создание такого рода рынка обычно является одной из задач программы реформ энергетического сектора. Помимо того, что цены для конечного потребителя должны отражать уровень издержек, цены международной торговли также должны отражать эти издержки, с тем чтобы торговля была эффективной. Ограниченный объем торговли, который имеет место в Средней Азии, в настоящее время характеризуется ценовыми искажениями. Такая торговля осуществляется на основе двусторонних и многосторонних соглашений, которые предусматривают бартерный обмен электроэнергией, водой и основными энергоносителями. Так, например, Таджикистан поставляет в Узбекистан электроэнергию и воду летом и, в свою очередь, получает электроэнергию зимой по бартерному соглашению. Условия бартера таковы, что Таджикистан поставляет примерно в два раза больше электроэнергии в Узбекистан, чем получает из Узбекистана. Согласно отдельной договоренности Киргизская Республика поставляет электроэнергию и воду в Казахстан и, в свою очередь, получает нефть, уголь и газ, которые использует на теплоэлектростанциях зимой. Бартерное соглашение, определяющее этот торговый обмен, предусматривает номинальные цены, которые устанавливаются для учета торгуемых количеств без осуществления каких-либо финансовых операций. В этом случае низкие номинальные цены установлены на нефть и газ и высокие - на электричество. Косвенным элементом такого искажения цен является стоимость воды для ирригации. В случае рыночного установления цен - для содействия эффективной торговле ресурсы должны будут оцениваться на основе вмененных издержек, а именно - на основе их стоимости в случае альтернативного использования. Вмененные издержки в 14 случае основных энергоносителей являются достаточно ясными, учитывая уровень международных цен. В отношении воды вмененные издержки использования воды для ирригации связаны с отказом от производства энергии зимой. В таком случае вода должна оцениваться на уровне, который отражает расходы на производство (тепловой) энергии зимой. Тогда финансовые расчеты между странами, торгующими водой, будут производиться по этим ценам. Такого рода ценовая политика позволило бы Узбекистану определить надлежащий объем воды для использования в целях ирригации. Возможно, что более высокие цены привели бы к некоторому уменьшению использования воды при увеличении производства энергии гидроэлектростанциями в зимние пиковые периоды в Киргизской Республике и Таджикистане. Говоря о техническом потенциале для региональной торговли, потребуются инвестиции в таких областях, как реконструкция подстанций сетей передачи энергии и установка измерительного оборудования и средств передачи данных. Расходы, связанные с такими инвестициями, являются незначительными по сравнению с связанными с этим выгодами (в плане сокращения издержек благодаря торговле). Кроме того, для обеспечения работы рынка потребуются инвестиции для создания институционального потенциала. Вопросы институциональной инфраструктуры, необходимые для поддержки рынка, изложены в разделе 5 ниже. До сих пор говорилось о преимуществах торговли, связанных с существующими мощностями. Такие мощности могут быть увеличены благодаря инвестициям в гидроэлектростанции. В том что касается модернизации имеющихся мощностей гидроэлектростанций, то обычно 20-процентное увеличение мощностей может быть достигнуто при ограниченных затратах. В том что касается увеличения мощностей гидроэлектростанций посредством ввода новых мощностей, то тут имеются определенные возможности, например, расширение мощностей гидроэлектростанции "Камбарата" в Киргизской Республике. В этих случаях необходимо продемонстрировать, что наращивание мощностей гидроэлектростанций относится к наименее дорогостоящим планам расширения сектора, а также финансовую жизнеспособность крупных инвестиций в гидроэлектростанции. Говоря теперь об установленной мощности на Кавказе, которая показана в таблице 8, можно предположить, что, учитывая разнородность ресурсов, имеются возможности для выгодной региональной торговли. Как представляется, система распределения должна предусматривать покрытие основного спроса атомными и тепловыми электростанциями с использованием гидроэлектростанций для покрытия пикового спроса. Это можно сопоставить с нынешней ситуацией, когда Грузия использует гидроэлектростанции для покрытия базового спроса. Преимущества были бы еще более существенными, если бы Грузия экспортировала произведенную на гидроэлектростанциях энергию в Армению в пиковые периоды и импортировала энергию, произведенную на теплоэлектростанциях, из Армении, Азербайджана или России для покрытия базового спроса. Таблица 8: Установленная мощность в энергетическом секторе на Кавказе Страна Армения Азербайджан Грузия Источник: ЕБРР. Теплоэлектростанции (МВт) 1 400 4 000 2 100 Гидроэлектростанции (МВт) 1 000 900 2 800 Атомные электростанции (МВт) 300 15 В настоящее время по причине искаженных цен стимулы для торговли являются слабыми. Так, например, цены на энергию в Грузии слишком низкие, чтобы служить стимулом к импорту энергии для покрытия базового спроса. Если бы цена на энергию устанавливались с учетом вмененных издержек, а именно - энергия, произведенная на гидроэлектростанциях, оценивалась на уровне цен теплоэлектростанции в Армении, то были бы созданы соответствующие стимулы для торговли. В такой ситуации возрос бы спрос на импорт в Грузию (цена энергии, произведенной на гидроэлектростанциях, была бы выше, чем цена импортированной энергии для покрытия базового спроса [произведенная на атомных или теплоэлектростанциях], и появился бы спрос на энергию, произведенную на гидроэлектростанции в Грузии, для покрытия пикового спроса по ценам, соответствующим ценам на электроэнергию в пиковые периоды в Армении. Потребуются инвестиции для модернизации сетей, а также установки измерительного оборудования и средств передачи данных для содействия торговли, однако связанные с этим расходы будут незначительными по сравнению с преимуществами. Кроме того, имеются возможности для строительства новых сетевых линий для объединения Азербайджана, Грузии и Турции. В этом случае Грузия могла бы экспортировать произведенную на гидроэлектростанциях энергию в Турцию, а Азербайджан мог бы экспортировать часть газа с недавно разведанных месторождений в Каспийском море в виде энергии. Предварительные доклады, подготовленные консультантами, свидетельствуют о том, что такая схема была бы экономически жизнеспособной. 5. Обеспечение поддержания институциональной реформы рыночных цен: необходимость Чтобы корректировка тарифов в энергетическом секторе была эффективной, остро необходима институциональная реформа в сочетании с корректировкой цен в двух областях. Во-первых, для повышения собираемости платежей и технической эффективности энергетической системы необходимо привлечение частных инвестиций и специалистов в области управления. Повышение эффективности, вызванное участием частного капитала, в свою очередь, может уменьшить необходимость повышения цен для обеспечения жизнеспособности энергетического сектора. Создание частного сектора также способствовало бы мобилизации финансовых ресурсов и созданию возможностей для дополнительных инвестиций в этот сектор. Во-вторых, институциональные реформы необходимы для поддержки частных инвестиций на основе создания системы надежного и эффективного регулирования. Энергетический сектор представляет собой рынок, характеризуемый значительными внешними эффектами в связи с передачей энергии в сетях, и полная конкуренция может возникнуть только в хорошо регулируемой системе. Частные инвестиции появятся только в том случае, если будет гарантирован доступ к сетям, а тарифы будут устанавливаться в контексте транспарентных норм. Существуют веские причины для ускорения привлечения частного сектора в тех случаях, когда платежная дисциплина является низкой, как это имеет место в странах СНГ-7. Частная фирма, которая принадлежит иностранному стратегическому инвестору или управляется им, будет иметь значительно более сильные стимулы для принудительного обеспечения платежной дисциплины, чем выборные или недостаточно хорошо оплачиваемые должностные лица. Такая фирма также будет располагать техническими знаниями и финансами, необходимыми для осуществления основных программ по установлению счетчиков12, компьютеризации выставления 12 Эффективное измерение потребления необходимо для улучшения собираемости платежей. Как показывает опыт, люди готовы платить за то, что они, очевидно, потребили. Кроме того, эффективное измерение потребления необходимо для 16 счетов и осуществлению других мер, которые могут содействовать улучшению ситуации с платежами. Накопленный до настоящего момента опыт свидетельствует о том, что собираемость платежей возросла в тех случаях, когда частный сектор участвует в распределении энергии. В таблице 9 приведены тенденции в Казахстане (Алматы и Караганда), Грузии (Теласи) и Молдове, где значительно улучшилась платежная дисциплина. Таблица 9: Показатели собираемости платежей13 до и после приватизации (в процентах) Алматы, Казахстан Караганда, Казахстан Теласи, Грузия Молдова До приватизации 1 10 8 26 Год 1 51 25 14 58 Год 2 70 35 29 н/п Год 3 80 46 55 н/п Источник: ЕБРР. Помимо улучшения платежной дисциплины, в странах с переходной экономикой существует мало примеров повышения эффективности деятельности благодаря участию частного сектора. Вместе с тем, опыт, полученный в результате инфраструктурной реформы в Соединенном Королевстве, а также широкое участие частного капитала в развитии инфраструктуры во всем мире позволяют предположить, что участие частного сектора в хорошо регулируемых и либерализированных условиях приводит к повышению эффективности деятельности. План проведения реформ Привлечение частного сектора в хорошо регулируемых и - там, где это возможно, либерализированных условиях является важной задачей, однако критическое значение также имеет последовательность проведения реформы. Тут нет готовых решений, и надлежащие реформы будут разными в разных странах. Так, например, страна, имеющая более развитую институциональную инфраструктуру, может использовать более сложные торговые схемы, в то время как в случае спора по нормативным вопросам у инвесторов могут быть различные средства защиты в зависимости от степени независимости и непредвзятости местных судебных органов. Исходя из удачного опыта в Англии и Уэльсе, а также уроков, полученных в странах с переходной экономикой, в которых проводились структурная перестройка и приватизация, следующие меры отражают некоторые широкие параметры реформы в области энергетики и теплоснабжения. Отдельные тематические исследования по странам с переходной экономикой рассматриваются в приложении 1. • 13 Перевод отрасли на корпоративную и коммерческую основу: Первым шагом является создание акционерного общества, полностью принадлежащего государству, с раздельными счетами для различных частей предприятия. Следующим шагом является разукрупнение компании на дочерние предприятия, в которых возможна приватизация и, в конечном итоге, может быть проведена рыночная либерализация. Более подробное описание такого разделения на дочерние компании показано на схеме в приложении 1 на основе опыта Грузии. сокращения коммерческих потерь. Например, есть примеры того, когда коммерческие потери снижались после замены советских счетчиков современными защищенными от несанкционированного доступа счетчиками. Определяются как отношение поступлений наличных средств к общей выставленной в счетах сумме. 17 • Регулирующий орган: Необходимо создать регулирующий орган, свободный от повседневного политического вмешательства. Такое учреждение должно устанавливать тарифы для тех частей отрасли, которые остаются монополией. Такие тарифы, вероятно, будут включать тарифы для индивидуальных клиентов, а также плату за доступ к сетям. Такое учреждение также должно разработать и осуществлять правила доступа к сети. Кроме того, будет необходимо обеспечивать соблюдение экологических стандартов, а также стандартов в области охраны здоровья и техники безопасности. Важность создания эффективной нормативной основы для обеспечения участия частного сектора и финансирования требуемых инвестиций более подробно обсуждается в приложении 1, где рассматривается опыт Казахстана и Молдовы. • Привлечение частного сектора: До создания полной основы для участия частного сектора (например, еще не полностью разработаны нормативные и рыночные правила) может быть выдано ограниченное число концессий в тех случаях, когда есть неотложная необходимость модернизации производственных мощностей14. После создания институциональной основы мощности могут быть сразу проданы или выставлены на конкурсные торги на получение контрактов на управление или концессии или же может быть разрешен свободный доступ частных компаний в сектор производства энергии. • Тарифная реформа: Тарифы должны быть увеличены для покрытия долгосрочных издержек и сокращения любого перекрестного субсидирования при одновременном обеспечении платежеспособности потребителей. • Рыночная либерализация: Она обычно может быть достигнута посредством предоставления третьим сторонам доступа к сетям. Производители энергии будут конкурировать друг с другом для получения двусторонних контрактов на поставку энергии с крупными потребителями. В странах, имеющих развитую институциональную инфраструктуру, в которых получение платежей не является проблемой, было бы целесообразно создавать энергетические пулы, в которых центральная организация получала бы предложения о поставках от производителей энергии и определяла, какая станция располагает наиболее дешевой конфигурацией для удовлетворения спроса на энергию. Такой орган впоследствии просит такую станцию осуществлять поставки в сеть, собирает поступления от энергораспределительных компаний и крупных потребителей и производит соответствующие платежи производителям энергии. Существуют серьезные и часто непреодолимые технические (например, средства передачи данных, связи и программное обеспечение), а также институциональные требования, которые не позволяют такому пулу функционировать эффективным образом. Альтернативные модели либерализации также рассматриваются в приложении 1, где подробно изложен опыт Украины и Казахстана. В том что касается наилучшей последовательности осуществления таких мер, исключительно важно, чтобы до приватизации была создана надежная нормативная база и чтобы тарифы были увеличены, по меньшей мере, до уровня, покрывающего эксплуатационные расходы. Кроме того, при проведении приватизации/привлечении частного сектора следует привлекать стратегических инвесторов для получения максимальных приватизационных доходов и привлечения средств для необходимых инвестиций, а также укрепления стимулов к повышению эффективности. Приватизация энергораспределительных компаний должна проводиться не позднее приватизации 14 Это делается с целью ограничения количества мощностей, задействованных по долгосрочным договорам, на этапе рыночной либерализации. 18 компаний, производящих энергию, в тех случаях, когда платежная дисциплина является проблемой. Это вызвано тем, что приватизация компаний, производящих энергию, в случае низкой собираемости платежей, скорее всего, позволит получить низкие доходы от приватизации, которые не позволят финансировать требуемые инвестиции. Это, в свою очередь, может привести к увеличению политического противодействия таким переменам. В том что касается либерализации, то она должна проводиться на заключительном этапе, после реструктуризации отрасли, создания регулирующего органа и привлечения частного сектора. Структура отрасли в конце реформы приведена на схеме 1. Схема 1: Структура сектора производства электроэнергии после реформы Конкурирующие компании, производящие электроэнергию Регулируемая передающая компания Регулируемые распределительные компании Потребители Источник: ЕБРР. Прогресс в области реформы в странах СНГ-7 Какой прогресс был достигнут в области реформы до настоящего момента в странах СНГ-7 и какие уроки могут быть извлечены из этой реформы? В Грузии и Молдове была проведена структурная перестройка в отрасли, созданы независимые регулирующие этот сектор органы и созданы частные компании в области распределения (в обеих странах) и производства электроэнергии (в Грузии). Основной задачей двух стран является укрепление реформы посредством приватизации оставшихся государственных энергораспределительных компаний, обеспечив тем самым финансирование для покрытия текущих эксплуатационных и капитальных расходов. Основным уроком в этой связи является то, что реформы нельзя останавливать на полпути. Пока по всей цепочке от производства до распределения не 19 возникнут стимулы для повышения эффективности и собираемости платежей, финансовая жизнеспособность сектора будет продолжать оставаться под угрозой. Армения пошла по аналогичному пути с Грузией и Молдовой, разделив отрасль на отдельные предприятия и создав независимый регулирующий орган. Две попытки приватизировать распределительные компании - один раз посредством тендера и другой раз на основе переговоров со стратегическим инвестором - закончились неудачей. Недавно распределительные сети были проданы частному инвестору, имеющему ограниченный опыт работы в энергетическом секторе. Сейчас основная задача регулирующего органа состоит в поддержке этого инвестора, обеспечив стабильные условия для развития энергораспределительной компании. Со временем основной задачей станет привлечение частного сектора к владению или управлению теплоэлектростанциями. Узбекистан и Киргизская Республика приступили к структурной перестройке своей энергетики. В Узбекистане большинство предприятий энергетического сектора стали отдельными компаниями. В Киргизской Республике было создано четыре распределительных компании, компания по производству электроэнергии и передаточная компания. В обеих странах был достигнут ограниченный прогресс в области нормативной реформы; соответственно, основной задачей остается укрепление нормативной базы. Сохраняются важные вопросы о том, что произойдет с мощностями для привлечения частного сектора, а также о том, в какой форме будет проходить этот процесс (посредством продажи мощностей, контрактов на управление, концессий). Кроме того, должны быть приняты решения относительно видов рыночных моделей, которые будут внедрены. В Таджикистане прогресс в деле проведения реформ был достигнут благодаря созданию компаний на основе коммунальных предприятий страны, однако необходимо предпринять дальнейшие шаги в направлении коммерциализации. Цены по-прежнему в наибольшей мере отстают от уровня покрытия издержек среди стран СНГ-7, а квазибюджетные дефициты в энергетическом секторе сильно давят на государственные ресурсы. Региональный аспект Помимо организационных мероприятий, способствующих инвестициям частного сектора, дополнительные проблемы в области проведения реформ связаны с организационной базой для развития региональных энергетических рынков. Если региональная торговля энергоресурсами приведет к значительному росту эффективности и, соответственно, снижению уровня необходимого роста цен для покрытия издержек производства, как это указывалось выше, то при проведении организационных реформ следует уделять внимание условиям, необходимым для того, чтобы подобная торговля имела место. Предпосылкой для любого энергетического рынка является наличие энергетического кодекса (технические условия для участников рынка), без которого целостность этой системы находится под угрозой. В контексте регионального рынка национальные энергетические кодексы должны быть, по крайней мере, взаимно совместимыми, хотя в идеале желательно иметь региональный энергетический кодекс. В данном случае суть состоит в том, чтобы национальные органы не разрабатывали энергетические кодексы в изоляции. Координация в этом вопросе может быть достигнута через региональные ассоциации регулирующих органов, возможно, при поддержке МФУ/двусторонних доноров. Второй предпосылкой любого рынка является наличие методологии установления тарифов на передачу энергии с учетом издержек (тарифы на передачу энергии должны 20 покрывать издержки и, в некоторых обстоятельствах, должны отражать географическую специфику издержек). В региональном контексте возникают вопросы относительно того, каким образом должны покрываться издержки в связи с передачей энергии в рамках международной торговли, которые несут операторы системы в странах транзита. Механизмы взимания платы должны основываться здесь на издержках, т.е. должны базироваться на соответствующих объемах передаваемой электроэнергии (в отличие от, например, расстояния, на которое передается электроэнергия, или от количества стран, разделяющих торговых партнеров). Еще одной важной областью является вопрос о том, взимаются ли издержки в связи с передачей с производителя или с потребителя. Если в одной стране издержки взимаются с производителя, а в другой - с потребителя, то в результате может иметь место двойное взимание платы с торгующих сторон, а это, в свою очередь, подрывает экономическую основу торговли. В данном случае необходим единый подход (требуется договоренность всех стран о том, что, например, плата за передачу взимается с производителей). Как и в случае энергетических кодексов, региональная ассоциация регулирующих органов при поддержке МФУ и двусторонних доноров может быть надлежащим форумом для достижения единого подхода. Необходимо иметь механизмы координации инвестиций в региональном контексте, поскольку они могут носить как замещающий, так и дополняющий характер (например, инвестиции в линии передач, укрепляющие связи между странами, могут замещать инвестиции в производство электроэнергии в импортирующей стране и дополнять инвестиции в производство энергии в экспортирующей стране). Следует также отметить, что для инвестиций может потребоваться участие государства (кредит или гарантия), особенно в среднесрочном плане, для полного осуществления реформы в этой отрасли, причем с учетом обычно ограниченных возможностей для государственного кредитования требуется четкое установление приоритетов (например, странам, возможно, придется делать выбор между инвестициями в выработку электроэнергии на национальном уровне и вложениями в региональную систему передачи энергии). Механизмы принятия решений должны основываться на качественной информации (региональное исследование систем) и сотрудничестве между правительствами. В среднесрочном плане координация может быть достигнута посредством обеспечения единообразия нормативных правил, устанавливаемых национальными регулирующими органами. В том что касается рыночных правил, то двусторонние контракты, вероятно, являются наиболее приемлемой моделью проведения либерализации, учитывая отмечающиеся в странах СНГ-7 проблемы с фактическим получением платежей. Применительно к спросу, не связанному с ранее заключенными договорами, сбалансированность рынка (см. приложение 1 для обсуждения) может способствовать его удовлетворению при минимальных издержках. Сбалансированность регионального рынка способствовала бы достижению беспристрастности при принятии решений (т.е. исключала бы предоставление более благоприятных условий производителям энергии по признаку национальной принадлежности). В той мере, в какой это политически невозможно, необходимо обеспечить координацию между национальными рынками. 6. Выводы и ключевые рекомендации программного характера В настоящее время страны СНГ-7 не самым лучшим образом используют богатые запасы своих природных ресурсов и потенциал для взаимовыгодной региональной торговли энерго- и водными ресурсами с учетом распределения этих запасов в разных странах. В настоящем документе обосновывается, что ключевой причиной этого является несоответствие цен на энерго- и водные ресурсы издержкам как на национальном рынке, так и в торговле между странами. 21 Неспособность поднять уровень цен на энергию на внутреннем рынке до уровня возмещения издержек привела к огромному квазибюджетному дефициту в энергетическом секторе, который поглощает ограниченные государственные ресурсы и во многих случаях в значительной мере усугубляет нынешние проблемы задолженности в этих странах. Низкий уровень поступлений на национальном уровне негативно сказывается на инвестициях и региональной торговле и стал причиной экономически необоснованного стремления к достижению самодостаточности в области энергоносителей. Отсутствие основанных на издержках цен на первичные энергоносители, воду и электроэнергию в двусторонней торговле препятствует установлению надлежащего баланса между выработкой тепло- и гидроэлектроэнергии и использованием водных ресурсов для целей ирригации. Низкие цены на воду для стран ниже по течению способствуют ее чрезмерному использованию в сельском хозяйстве, в то время как этот же фактор является причиной ограничения экспорта в странах выше по течению, в результате чего возникают трения. Таким образом, в основе любого решения нынешних проблем должна лежать корректировка цен на энергию на национальном уровне. Успехи в проведении реформы цен в странах СНГ-7 являются разными, причем на Кавказе и в Молдове достигнуты наибольшие успехи, а в Киргизской Республике, Таджикистане и Узбекистане отмечается наибольшее отставание. Параллельно с этим необходимо активизировать усилия, направленные на установление цен с учетом издержек в торговле первичными энергоносителями и водными ресурсами между странами СНГ. В этой связи комплекс водных и энергетических вопросов в Средней Азии представляет собой политически чувствительную, но требующую безотлагательного решения проблему. Помимо тарифной реформы, восстановление финансовой жизнеспособности потребует ужесточения платежной дисциплины, что, в свою очередь, вызовет необходимость участия частного сектора в сфере распределения. Имеющийся опыт говорит о том, что ключевое значение имеет организационная база для участия частного сектора, а для обеспечения доверия инвесторов необходима прочная нормативная база. В этой связи имеются возможности для улучшения положения во всех странах СНГ-7, где еще не утвердилась традиция независимого регулирования. Тарифная реформа потребует соответствующих изменений в области социальной поддержки, с тем чтобы энергия оставалась по-прежнему доступной для более бедных слоев населения. Здесь тоже достигнут ограниченный прогресс и имеются возможности для улучшения ситуации посредством введения социальных тарифов или адресных субсидий. Изменение цен для конечных потребителей станет основой для мобилизации инвестиционных ресурсов и для развития торговли между странами. Немедленное увеличение цен, сопровождаемое поступательным усилением регулирования, стало бы хорошим сигналом для инвесторов и в определенной мере способствовало бы денежным поступлениям, необходимым для поддержки торговли. Реформа цен как на национальном уровне, так и в рамках региональной торговли энерго- и водными ресурсами является политически сложным вопросом. Для обеспечения необратимости роста цен правительства должны тщательно учитывать социальные аспекты. В то же время, во многих странах СНГ-7 состояние инфраструктуры ухудшилось до такой степени, когда неспособность урегулировать финансовый кризис в энергетическом секторе сама по себе является значительным политическим риском. Наступающий кризис может стать основой для осознания правительствами необходимости срочного проведения корректировки цен, и МФУ должны быть готовы оказать поддержку этому процессу путем предоставления 22 адресной помощи бедным слоям населения, а также путем финансирования важнейших инвестиционных проектов. Наконец, как показывает опыт региона, могут быть получены очевидные преимущества в случае выбора организационной схемы, соответствующей возможностям в плане ее осуществления. В отсутствие укоренившихся традиций в области независимого регулирования, вероятно, было бы предпочтительно привлекать частный сектор постепенно посредством контрактов на управление и ставить задачи привлечения дополнительного частного капитала лишь после того, как система регулирования заработает и энергетический сектор начнет получать положительные доходы от своей деятельности. Дешевая энергия являлась одним из двигателей социалистической индустриализации. Преодоление последствий этого является одним из центральных вопросов переходного периода. Неспособность решить этот вопрос может поставить под угрозу перспективы устойчивого роста на многие годы вперед. 23 Приложение 1: Тематические исследования реформы энергетического сектора в переходный период: накопленный опыт Необходимость регулирования - уроки Казахстана и Молдовы В 1996 году в Казахстане была проведена радикальная реформа энергетического сектора, заключавшаяся в продаже некоторых компаний, занимающихся комплексной выработкой электроэнергии и теплоносителей и их распределением. В Молдове в феврале 2000 года основная распределительная компания и две более мелкие компании были проданы стратегическому инвестору из Испании. Результаты приватизации в Казахстане являются смешанными. В том что касается платежей, собираемость платежей существенно улучшилась в каждой из трех приватизированных компаний. Вместе с тем, по всей стране тарифы остались на уровне ниже возмещения издержек. В результате этого один стратегический инвестор громогласно ушел из страны, второй инвестор сократил свою инвестиционную программу, а третий оказался не в состоянии изыскать достаточное финансирование. В отсутствие дальнейших инвестиций вполне вероятно, что перебои в подаче электроэнергии станут более частыми. По ряду причин инвестиционный климат в Молдове характеризуется большим риском, нежели в Казахстане. В частности, маржа на государственные облигации Молдовы является более высокой по сравнению с Казахстаном, прямые иностранные инвестиции (ПИИ) относительно невелики, а история крупномасштабной приватизации отмечена проблемами. Вместе с тем, Молдова добилась успеха в приватизации своей энергетической компании и ее передача стратегическому инвестору, который в дальнейшем смог обеспечить финансирование инвестиционных проектов. В сложных макроэкономических и политических условиях было обеспечено достаточное снижение риска в энергетическом секторе посредством создания конкретных организационных схем для привлечения финансирования. Различия между Молдовой и Казахстаном частично могут быть объяснены различиями в принятых и осуществляемых на практике принципах регулирования. Это подчеркивает важность наличия хорошей нормативной базы для успешного привлечения частного капитала. Нормативная база в Казахстане характеризуется слабостью с организационной точки зрения. Особыми проблемами являются недостаточная независимость регулирующего органа и низкий потенциал в плане людских ресурсов. Регулирующий орган не может считаться независимым ни по каким общепринятым критериям. Например, руководитель этого органа зачастую менялся при перестановках в кабинете министров, его бюджет устанавливается правительством, а эти факторы позволяют оказывать политическое влияние на процесс принятия решений. Кроме того, регулирующий орган сталкивается с нехваткой ресурсов, не располагая достаточным количеством специалистов для проведения анализа цен и оценки инвестиций, и в нем наблюдается высокая сменяемость кадров в связи с низким уровнем заработной платы. В Молдове регулирующий орган финансируется энергетической отраслью за счет лицензионных отчислений и назначается на фиксированный пятилетний срок. Таким образом, по ключевым аспектам он может рассматриваться в качестве независимого органа. Что касается принципов регулирования, то в Казахстане принят механизм "издержкиплюс", согласно которому тарифы устанавливаются на уровне, покрывающем эксплуатационные расходы плюс доход на капитал. В теории это должно обеспечить достаточный доход для инвесторов. На практике нечеткость базового законодательства, регулирующего энергетический сектор, привела к возникновению комплекса правил, 24 по которым тарифы являются недостаточными для поддержания инвестиций. Это связано с тем, что некоторые эксплуатационные расходы исключаются из расчетов, проводимых регулирующим органом, а допустимые доходы являются слишком низкими. В Молдове принята нормативная система фиксированного максимума, согласно которой тарифы установлены на семилетний срок таким образом, чтобы доходы покрывали издержки, включая инвестиционные расходы, при условии улучшения показателей (например, повышение показателей собираемости платежей и сокращение издержек). Соответствующий механизм определяет график цен на электроэнергию с 2000 по 2007 год, который обновляется в зависимости от уровня инфляции и номинального обменного курса. Кроме того, учитываются различия между прогнозируемым и фактическим спросом. Этот механизм обеспечивает сильные стимулы для достижения хороших показателей, поскольку любое улучшение показателей имеет своим результатом рост прибыли, поскольку цены являются фиксированными. В последующем это может принести выгоду потребителям в виде более низких тарифов. Риски при таком механизме являются ограниченными, и у инвесторов имеется определенная степень уверенности для принятия необходимых инвестиционных решений. Это имеет особое значение в странах с переходной экономикой. Основываясь на понимании слабости действующей в Казахстане нормативной базы, регулирующий орган вместе с ЕБРР работал над созданием новой долгосрочной тарифной методологии. При определении будущих направлений было принято решение отказаться от правила "издержки-плюс" (установление тарифов на ежегодной основе для покрытия издержек, включая доход на капитал) по той причине, что она не обеспечивает уверенность в отношении будущих тарифов в условиях высокой степени риска, связанного с регулированием. Кроме того, для своего надлежащего функционирования этот механизм требует значительных людских ресурсов и обеспечивает регулируемым компаниям ограниченные стимулы для улучшения показателей своей работы. Вместо этого регулирующий орган одобрил механизм максимальных фиксированных тарифов, исходя из того, что он обеспечивает защиту инвесторов, повышает стимулы для ограничения роста издержек и требует относительно меньших ресурсов со стороны регулирующего органа. Вместе с тем, укрепление независимости регулирующего органа в Казахстане позволило бы обеспечить независимость этого механизма от политического вмешательства. Для этого необходимо было бы назначить на ключевые посты сотрудников по срочным контрактам, увеличить бюджет регулирующего органа, повысить обоснованность решений относительно устанавливаемых тарифов и проводимых инвестиционных оценок, а также разрешить инвесторам обращаться в суд за пределами Казахстана (например, международный арбитраж)15. Правительства обычно неохотно предоставляют право обращаться в международный арбитраж, однако отсутствие такого права является негативным сигналом для инвесторов и может подорвать усилия в области приватизации. Следует отметить, что даже в случае Молдовы продолжаются споры относительно тарифов. Регулирующий орган и регулируемая компания не могут договориться о параметрах, которые должны лечь в основу пересмотра тарифов. В данном случае в принципе можно извлечь два урока. Первый урок касается тарифных правил, которые в целом были хорошо разработаны, однако могли бы быть более конкретными (например, параметры, которые должны быть положены в основу для анализа тарифов, установленных во время проведения приватизации). Второй урок еще раз подтверждает 15 См. Кеннеди (2001), где рассматривается реформа регулирования в Казахстане. 25 то, о чем говорилось выше применительно к юридическим правам инвестора. Регулируемая компания в Молдове, вероятнее всего, воспользуется правом обращения в международный арбитраж в случае споров по поводу тарифов. Таким образом, этот аспект нормативной базы дополняет на практике само существование независимого регулирующего органа. Процесс приватизации: опыт Грузии Разукрупнение энергетической системы Грузии началось в 1994 году, когда права собственности на многочисленные распределительные компании были переданы от единой общенациональной энергетической компании муниципалитетам. С тех пор выработка энергии отделена от ее передачи и эксплуатации систем. Энергетическая компания "Теласи", обслуживающая столицу страны Тбилиси, на которую приходится 50% поставок электроэнергии в стране и 33% потребителей, была приватизирована американской компанией "AES" в 1997 году, а в 1999 году эта же компания приобрела теплоэлектростанцию страны (около одной всех мощностей). Собираемость платежей в компании "Теласи" выросла приблизительно до 50% за прошедшее время, однако аналогичные данные по стране в целом остаются на уровне около 30-35%. Платежная дисциплина остается особенно низкой среди индивидуальных и коммерческих потребителей за пределами столицы и в несколько меньшей мере - среди крупных потребителей и бюджетных предприятий. Эта проблема еще более осложнилась в связи с тем, что до недавнего времени некоторые ограниченные доходы этого сектора исчезали при их перечислении через оптовый рынок (централизованный отраслевой финансовый расчетный механизм). В результате производители энергии получали недостаточные объемы средств для финансирования импорта газа из России, и как следствие имели место перебои в поставках, влиявшие на ВВП и создававшие социальное напряжение. В перспективе отрасль не сможет финансировать срочные инвестиции в безопасность гидроэлектростанций на индивидуальной основе (т.е. для реализации этих инвестиций они должны получать поддержку от центрального бюджета). Из опыта Грузии можно извлечь ряд уроков. Один из них заключается в необходимости обеспечения участия частного капитала во всех компаниях, в которых платежная дисциплина является хронической проблемой. Если бы частный сектор был представлен в энергораспределительных компаниях за пределами Тбилиси, то общие доходы отрасли, вероятно, возросли бы и имелась бы возможность обеспечить надежность поставок на устойчивой основе. В сложившихся же обстоятельствах проблемы с обеспечением надежности поставок поставили под вопрос обоснованность процесса приватизации. В этой связи возникает вопрос о том, почему электрораспределительные компании за пределами Тбилиси остались в руках государства. В действительности, они были выставлены на продажу вместе с компанией "Теласи", однако не нашлось заинтересованных инвесторов. В данной ситуации ответ, вероятно, заключался бы в объединении не приносящих доходы компаний с более привлекательными предприятиями (например, компания "Теласи" могла бы быть продана в одном пакете с другими компаниями), или же эти компании могли быть предложены согласно контрактам об управлении (компании, которые не готовы рисковать капиталом, приобретая активы, могут быть заинтересованы в получении контрактов об управлении [что связано с меньшим риском, однако может обеспечить сильные стимулы для повышения эффективности работы]). Остающиеся в государственной собственности распределительные компании недавно были объединены в один пакет, чтобы привлечь частный сектор согласно контракту на управление. 26 Второй урок связан с тем, должны ли предприятия, занимающиеся выработкой энергии и распределительными сетями, продаваться в качестве единой компании. Предприятия, осуществляющие распределение и выработку энергии, были проданы в Грузии в качестве отдельных предприятий, однако в конечном итоге оказались у одного собственника; компания "AES" была единственным инвестором, проявившим интерес к приобретению ТЭЦ, когда она была выставлена на продажу. Первый вопрос здесь заключается в том, стоило ли продавать предприятия, производящие энергию. Если бы их продажа была отложена до того времени, пока улучшится финансовое положение в отрасли, то правительство получило бы значительно больше средств от приватизации по сравнению с тем минимальным уровнем, который был фактически получен. Приватизация ТЭЦ была вызвана необходимостью, поскольку под угрозой находилась ее дальнейшая эксплуатация ввиду плохого управления в период ее нахождения в собственности государства. На том этапе частный сектор мог бы быть привлечен посредством контракта на управление, а не через продажу в руки "АES". В сложившихся условиях интеграция собственности не будет подрывать конкуренцию внутри страны, учитывая ограниченные возможности в этом плане в связи с ограниченностью самого рынка. Вместе с тем, подобная интеграция может сдерживать конкуренцию на региональном рынке, если такой возникнет в будущем. Как правило, интеграция не является идеальным решением, когда есть перспектива развития конкуренции на национальном или региональном рынке и когда самостоятельные компании, занимающиеся распределением и выработкой энергии, являются достаточно крупными и поэтому привлекательными для инвесторов. Третий урок, который может быть извлечен из опыта Грузии, связан с крупными потребителями, потребляющими непосредственно от высоковольтных (передающих) сетей. Низкая платежная дисциплина среди крупных потребителей объясняется тем, что компании, занимающиеся передачей энергии, не выполняют распоряжения об отключении потребителей, выданные оптовым рынком. Решение этой проблемы, как и в случае энергораспределительных компаний, заключалось бы в изменении стимулов посредством привлечения частного сектора. Это может быть сделано либо путем продажи активов, либо выдачи контракта на управление на конкурсной основе применительно к эксплуатации системы; в любом случае сети передачи и предприятия, занимающиеся производством энергии, не должны находиться в руках одного и того же собственника, иначе невозможно будет обеспечить конкуренцию на рынке. В связи с признанием необходимости участия частного сектора в передаче энергии в настоящее время заключается контракт на управление. Создание рынка в области выработки энергии: уроки Казахстана и Украины Казахстан и Украина избрали различные пути либерализации энергетического рынка на фоне низкой платежной дисциплины. На Украине был образован энергетический пул, являющийся как дорогостоящим в плане его создания, так и требующим больших организационных затрат со стороны рыночного оператора. Для функционирования рынка необходимо было обеспечить получение доходов производителями энергии для покрытия их издержек. Этого не произошло из-за ограниченности поступлений в энергетическом секторе и нетранспарентного характера распределения этих поступлений. Фактически, компании ушли с рынка, и в настоящее время поставки организуются регулирующим органом, дающим указания производителям осуществлять поставки на основе квот. Выделяются ограниченные финансовые средства на нетранспарентной основе в соответствии с часто меняющимся алгоритмом. Распределение средств осуществляется таким образом, что некоторые компании не в состоянии покрывать свои эксплуатационные расходы и имеют недостаточно наличности для приобретения топлива, даже если они являются более эффективными, 27 нежели те компании, которые в состоянии приобретать топливо. Кроме того, система распределения в рамках украинского энергетического пула не является оптимальной. И наконец, этот пул не смог обеспечить неуклонное улучшение ситуации с собираемостью. В рамках либерализации энергетического рынка в Казахстане крупным потребителям и производителям энергии было предоставлено право заключать двусторонние контракты на поставку. Участники рынка в Казахстане получают оплату согласно их издержкам, указанным в трехмесячных контрактах на поставку, которые не продлеваются в случае неполучения платежей. Такой механизм, как представляется, хорошо работает и позволяет установить связи между поставщиками и платежеспособными потребителями в условиях, когда платежная дисциплина в отрасли является низкой. Кроме того, этот механизм является децентрализованным, и для обеспечения его надлежащего функционирования требуется ограниченный организационный потенциал. В связи с упомянутыми выше двумя аспектами модель на основе двусторонних контрактов представляется наиболее уместным рыночным механизмом для стран, в которых сохраняется проблема неплатежей, а организационные возможности являются ограниченными. Если потребители не заключают контракт на весь объем потребляемой энергии, возникает необходимость в наличии механизмов покрытия остаточного спроса. В этой связи может оказаться уместным создание пула для остаточного спроса или "балансового пула". Балансовый пул достаточно просто создается, просто функционирует, и в настоящее время возможность его использования рассматривается как Казахстаном, так и Украиной. Хотя балансовый пул может столкнуться с проблемами, характерными для общего пула, эти сложности являются более мелкими и, соответственно, могут оказать меньшее негативное воздействие на отрасль. Одним из возможных путей избежания управленческих проблем в пулах (балансовом или ином) является предоставление контракта на управление пулом частному сектору. Этот подход недавно был использован в Грузии, хотя еще рано говорить о том, позволит ли он улучшить функционирование рынка и отрасли в целом. В том что касается гарантий для инвесторов, то они могут быть предоставлены в виде необязательности участи в пуле и права заключения двусторонних контрактов вне рамок пула. Подобный подход использовался в Англии и Уэльсе после либерализации, когда возникла необходимость в долгосрочных контрактах для привлечения средств на инвестиционную деятельность. 28 Ссылки: ЕБРР (2000), Энергетика на этапе перехода, Доклад о процессе перехода за 2001 год. ГЭФ (1998), "Программа для бассейна Аральского моря. Водный и экологический проект", проектный документ, Вашингтон, округ Колумбия. Грэй, Д. (1998), "Оценка налогов и поступлений из сектора энергетики в государствах Балтии, России и других странах бывшего СССР", рабочий документ № 34 МВФ, 1998 год. Грэй, Д. (1995), "Реформирование сектора энергетики в странах с переходной экономикой. Отдельные уроки и опыт". Документ для обсуждения № 296 Всемирного банка. МВФ (2002), "Трансграничные вопросы в торговле энергией", II европейский отдел, март 2002 года, бюллетень. Миклин, П. (2001), "Рациональное использование водных ресурсов в Средней Азии". Перспективы Средней Азии и Кавказа. Документ, представленный в Четам-Хаус, январь 2000 года.
