Система Orphus
г.Бишкек, Дом Правительства
от 6 апреля 2000 года № 187
 
           ПОСТАНОВЛЕНИЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ
 
                  О регулировании рынка электрической
                    энергии в Кыргызской Республике
 
     В целях подготовки условий для проведения структурных преобразова-
ний и внедрения рыночных отношений в электроэнергетической отрасли эко-
номики Кыргызской Республики Правительство Кыргызской Республики поста-
новляет:
     1. Утвердить прилагаемые Правила рынка электроэнергии.
     2. Одобрить прилагаемую Среднесрочную тарифную стратегию на элект-
рическую и тепловую энергию на 2000-2004 годы.
     3. Государственному агентству по энергетике при Правительстве Кыр-
гызской Республики совместно с Министерством юстиции Кыргызской Респуб-
лики  в  установленном  порядке внести изменения в законодательные акты
Кыргызской Республики в области энергетики.
     4. Контроль  за  исполнением настоящего постановления возложить на
отдел топливно-энергетического комплекса инфраструктуры и  коммуникаций
Аппарата Премьер-министра Кыргызской Республики.
 
     Премьер-министр Кыргызской Республики             А.Муралиев
 
 
@1                                                     Одобрена
                                           постановлением Правительства
                                               Кыргызской Республики
                                            от 6 апреля 2000 года № 187
 
                   СРЕДНЕСРОЧНАЯ ТАРИФНАЯ СТРАТЕГИЯ
         на электрическую и тепловую энергию на 2000-2004 годы
 
                              I. ВВЕДЕНИЕ
 
     Среднесрочная тарифная стратегия на электрическую и тепловую энер-
гию на 2000-2004 годы (в дальнейшем - Тарифная стратегия) была разрабо-
тана  в  соответствии с законами Кыргызской Республики "Об энергетике",
"Об электроэнергетике" и Программой реструктуризации и приватизации  АО
"Кыргызэнерго".
     Главной целью настоящей Тарифной стратегии является  описание  ос-
новных принципов тарифообразования на электрическую и тепловую энергию,
а также описание методологии, которая будет использоваться для осущест-
вления этих принципов.  Цель методологии - установление процедур, кото-
рым каждый год будет следовать Государственное агентство по  энергетике
при  Правительстве Кыргызской Республики (в дальнейшем - ГАЭ) для уста-
новления тарифов,  для того чтобы компании, работающие в электроэнерге-
тическом секторе, исходили из того, что тарифы будут основываться не на
произвольном и случайном,  а на научном и рациональном  подходе.  Таким
образом,  электроэнергетические компании и потребители смогут прогнози-
ровать будущие тарифы.
 
                          II. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ
 
     Настоящая Тарифная стратегия  основывается  на  следующих  главных
принципах:
     1. Тарифы должны покрывать все затраты по производству, передаче и
распределению электрической и тепловой энергии.
     2. Тарифы для каждой группы потребителей должны отражать все  зат-
раты на электро- и теплоснабжение данной категории потребителей.
     Затраты по производству,  передаче и распределению электрической и
тепловой энергии должны включать в себя эксплуатационные затраты,  зат-
раты на техническое обслуживание,  капитальные затраты и элемент прибы-
ли. ГАЭ осознает необходимость срочного вложения капитальных инвестиций
для замены и реконструкции большой части оборудования в  электроэнерге-
тическом  секторе.  Это  необходимо  для обеспечения приемлемого уровня
обслуживания, безопасности и надежности энергоснабжения и развития сис-
темы.  Включение  в  тарифы  элемента прибыли будет поощрять компании к
вложению инвестиций, необходимых для снижения затрат и улучшения уровня
обслуживания.
     Перекрестное субсидирование между различными группами потребителей
и  между  потребителями  электро- и теплоэнергии должно быть устранено.
Такая ценовая стратегия будет способствовать эффективному использованию
ресурсов  путем  предотвращения  расточительного использования и непра-
вильного распределения ресурсов; поощрять экономически оптимальный уро-
вень энергосбережения и потребления/нагрузок;  и направлять использова-
ние элекро- и теплоэнергии на наиболее полезные и продуктивные цели.  У
индивидуальных  потребителей  появится  возможность определить реальную
стоимость использования электрической и тепловой энергии и в  соответс-
твии с этим изменить структуру потребления.
 
                III. ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ПО ДАЛЬНЕЙШЕЙ РАБОТЕ
 
                   1. Установление отдельных тарифов
               на производство, передачу и распределение
 
     Существующая методология расчета тарифов была разработана для  ин-
тегрированного сектора. Эта методология рассчитывает общие затраты сис-
темы, которые необходимо покрыть через тарифы. Однако, электроэнергети-
ческий  сектор  Кыргызстана сейчас претерпевает значительные изменения.
Эти изменения заключаются в:
     - разделении сектора на отдельные компании - вырабатывающую компа-
нию, передающую компанию и распределительные компании; и
     - последующей приватизации распределительных компаний.
     По мере того,  как будет проходить процесс реструктуризации и при-
ватизации,  возникнет  необходимость  устанавливать отдельные тарифы на
производство, передачу и распределение. Поэтому, Государственное агент-
ство по энергетике при Правительстве Кыргызской Республики берет на се-
бя следующие обязательства по дальнейшей работе:
     1.1. До 15 июня 2000 года, ГАЭ внесет изменения и дополнения в су-
ществующую методологию для того,  чтобы рассчитывать отдельные  затраты
на  производство,  передачу  и распределение электрической энергии (как
для потребителей внутри республики, так и на экспорт), и тепловой энер-
гии, а также общие затраты системы.
     В будущем затраты должны рассчитываться по отдельным категориям. С
помощью  этой  информации  можно будет рассчитать затраты на электро- и
теплоснабжение каждой категории потребителей.  Основное  значение  этой
методологии  будет заключаться в определении реальных затрат на теплос-
набжение, в том числе в определении справедливой доли затрат по эксплу-
атации  ТЭЦ  города Бишкек,  а также в определении реальных затрат экс-
портной электроэнергии.
     1.2. До 31 декабря 2000 года, ГАЭ разработает методологию для рас-
чета приемлемого уровня прибыли.  Все общие затраты,  включая и элемент
прибыли,  будут покрываться тарифами. Если компания сможет снизить свои
затраты (или увеличить доходы) при сохранении приемлемого уровня обслу-
живания,  то этой компании будет разрешено оставить у себя дополнитель-
ную прибыль в качестве поощрения.  И наоборот,  если компания  допустит
возрастание эксплуатационных затрат (или снижение доходов) в результате
собственной неэффективной работы, то прибыль этой компании снизится.
     1.3. ГАЭ  будет  согласовывать  реалистичную программу капитальных
инвестиций с каждой компанией и включать затраты по этой  программе  (в
том  числе  затраты  на финансирование) в общие затраты,  которые будут
покрываться через тарифы. ГАЭ будет осуществлять контроль за выполнени-
ем программ капитальных затрат. Кроме того, ГАЭ будет включать в затра-
ты,  подлежащие возмещению через тарифы,  выплату процентов и  основной
части по любым существующим займам, перешедшим к электрокомпании.
     Предполагается, что после образования отдельных компаний - выраба-
тывающей  компании,  передающей  компании и распределительных компаний,
будет проведена переоценка их активов для того,  чтобы балансовая стои-
мость активов отражала стоимость замены активов. После завершения этого
процесса ГАЭ будет ежегодно включать в тарифы отчисления  на  амортиза-
цию. Отчисления на амортизацию позволят компаниям аккумулировать средс-
тва,  необходимые для покрытия капитальных затрат.  До 31 декабря  2000
года  ГАЭ,  основываясь  на  новых Кыргызских стандартах бухгалтерского
учета,  определит метод начисления амортизационных расходов для  компа-
ний, работающих в электроэнергетическом секторе.
 
     Будущие тарифы на электроэнергию
 
     Тариф на производство
 
     Тариф на  производство будет состоять из двух частей для отражения
постоянных и переменных затрат на выработку  электроэнергии.  Плата  за
мощность  (затраты на МВт) будет покрывать постоянные затраты,  а плата
за энергию (затраты на кВт.ч) будет покрывать переменные затраты.
 
     Тариф па передачу
 
     Тариф на передачу будет состоять из:
     - платы  за  подключение к высоковольтной системе передач (затраты
на МВт);
     - платы за использование системы (затраты на МВт);
     - платы на покрытие эксплуатационных затрат (затраты на кВт.ч).
 
     Тариф для конечного потребителя
 
     В целях покрытия реальных экономических затрат, тариф для конечно-
го  потребителя будет основываться на затратах по электро- и теплоснаб-
жению конечных потребителей,  меняющихся в зависимости от уровня напря-
жения.  Этот  тариф  будет  покрывать затраты на выработку,  передачу и
распределение.
     В виде исключения, ГАЭ сохранит социально защищенный уровень тари-
фов для беднейшей категории населения,  по крайней мере в среднесрочный
период,  так  как  это  является основным элементом социальной политики
Правительства.
 
                  2. Разработки графика по устранению
                     перекрестного субсидирования
 
     В настоящее  время  в  структуру  тарифов входят несколько скрытых
субсидий. Четыре основных вида субсидий приведены ниже:
     - потребители  электрической энергии субсидируют потребителей теп-
ловой энергии;
     - промышленные потребители электроэнергии субсидируют бытовых пот-
ребителей электроэнергии;
     - потребители  электроэнергии  в  городской  местности субсидируют
потребителей электроэнергии в сельской местности;
     - доходы  от экспорта электроэнергии используются для субсидирова-
ния потребителей электрической и тепловой энергии в Кыргызстане.
     Эти скрытые перекрестные субсидии включены в единый тариф Кыргызэ-
нерго на продажу электро- и теплоэнергии,  который покрывает затраты на
производство,  передачу и распределение.  После разделения Кыргызэнерго
на отдельные компании по выработке, передаче и распределению, каждая из
этих компаний будет взимать оплату за свои услуги,  следовательно, про-
должение скрытого субсидирования станет невозможным.
     2.1. В связи с необходимостью устранения вышеназванные субсидии, в
целях разработки и внедрения новой эффективной структуры  ценообразова-
ния, ГАЭ берет на себя обязательство к 31 декабря 2000 года подготовить
график снижения и последующего устранения следующих субсидий:
     - субсидий  от  потребителей  электроэнергии потребителям тепловой
энергии;
     - субсидий  от  промышленных  потребителей  электроэнергии бытовым
потребителям электроэнергии;
     - субсидий  от  потребителей  электроэнергии в городской местности
потребителям электроэнергии в сельской местности;
     - субсидий  от доходов по продаже электроэнергии на экспорт потре-
бителям электрической и тепловой энергии внутри республики.
     2.2. Однако,  изменение  существующего положения со множеством пе-
рекрестных субсидий потребует определенное количество времени,  поэтому
к 31 декабря 2000 года ГАЭ берет на себя обязательство разработать под-
робный механизм для администрирования этих субсидий в течение 5-летнего
переходного периода.
     ГАЭ уже предприняло первый шаг в отношении снижения  и  устранения
перекрестного субсидирования. С начала 2000 года ГАЭ применяет тарифную
методологию,  которая постепенно устраняет субсидирование  потребителей
электроэнергии  внутри  республики за счет доходов от продажи электроэ-
нергии на экспорт, однако эта методология еще использует доходы от про-
дажи электроэнергии на экспорт для субсидирования потребителей тепловой
энергии внутри республики.
 
                  IV. ПРОЦЕДУРЫ УСТАНОВЛЕНИЯ ТАРИФОВ
 
     В конце каждого календарного года ГАЭ будет пересматривать и  кор-
ректировать переменные допущения, зависящие от макроэкономических пока-
зателей и уровня потребления и вводить эти допущения в компьютерную мо-
дель для расчета тарифов.  Другая группа допущений - постоянные допуще-
ния, относящиеся к эффективности работы компаний, будут установлены ГАЭ
на  весь  срок действия данной стратегии.  Затем ГАЭ будет использовать
эту компьютерную модель для расчета затрат по электро- и теплоснабжению
различных категорий потребителей на следующий год. ГАЭ будет устанавли-
вать тарифы для покрытия этих затрат.  Кроме того,  один раз в  полгода
ГАЭ будет корректировать тарифы в соответствии с уровнем инфляции и об-
менного курса.
 
                            V. МЕТОДОЛОГИЯ
 
     Методология расчета тарифов приведена в приложении.  Приложение  и
таблицы N 1-7 являются неотъемлемой частью Среднесрочной тарифной стра-
тегии на электрическую и тепловую энергию на 2000-2004 годы.
 
 
                                                             Приложение
 
                              МЕТОДОЛОГИЯ
              тарифообразования в энергетической отрасли
                       на период 2000-2004 годов
 
                               Введение
 
     Основной целью  разработки  данной  методологии  является введение
принципов самоокупаемости энергетического сектора и установление  меха-
низмов  устранения перекрестного субсидирования в области тарифообразо-
вания на ближайшие 5 лет. Основополагающий принцип настоящей работы ле-
жит  в  принятии  мер по созданию инвестиционно-привлекательной среды в
энергетической отрасли экономики.
     Важнейшим принципиальным  отличием данного плана от существовавшей
до сих пор практики установления тарифов является подход к  распределе-
нию топливных затрат по рынкам сбыта продукции энергетического сектора.
Кроме того,  с этого момента фактически в структуре тарифа будет участ-
вовать новый элемент - возврат на инвестиции, что должно способствовать
привлечению прямых инвестиций в энергетический сектор.
     Суть новых  процедур  тарифообразования заключается в установлении
более эффективной структуры тарифов и приведение их  в  соответствие  с
реальными затратами. Существующая до сих пор политика тарифообразования
на примере 1998 года показала  свою  несостоятельность  в  плане  своей
чрезмерной зависимости от объемов экспорта. К тому же, в виду необходи-
мости создания благоприятной инвестиционной среды в энергетическом сек-
торе,  необходимо  установить более надежную практику расчета тарифов с
тем, чтобы потенциальный инвестор мог быть уверенным в возврате вложен-
ных им средств.  В противном случае,  трудно рассчитывать на приток ин-
вестиций в ближайшие годы.
     Основным элементом  новой  методологии является распределение топ-
ливных затрат по рынкам сбыта продукции.  При данных расчетах  делалось
допущение по объему необходимой выработки электроэнергии на ТЭЦ,  кото-
рая независимо от объемов экспорта должна быть произведена в зимний пе-
риод времени. Используемая до сих пор практика равномерного распределе-
ния этих затрат создает условия скрытого субсидирования и угрозу финан-
совой неустойчивости сектора.  Основанием распределения этих затрат при
новой методологии служит предположение о безэкспортном функционировании
энергосистемы. Таким образом, полученный на этом основании баланс выра-
ботки, а вместе с ним и топливных затрат относится на местного потреби-
теля, что позволяет установить реальные затраты, связанные с поставками
продукции на местный рынок.  В результате любой объем затрат, превышаю-
щий затраты местного рынка,  относится на экспорт. Естественно, при су-
ществующих обстоятельствах данная методология увеличит давление на рост
внутреннего  тарифа.  Однако,  это единственный реально существующий на
сегодня способ установления устойчивого финансового положения в энерге-
тическом секторе.  Кроме того, в структуре тарифа теперь будет участво-
вать такой новый элемент,  как возврат инвестиций.  Следует  упомянуть,
что на сегодняшний день ГАЭ не обладает разработанной методологией рас-
чета данного показателя, однако важно показать, что ГАЭ понимает важное
значение этого показателя,  при этом ГАЭ будет своевременно пересматри-
вать допущения, принятые в связи с конкретным расчетом уровня тарифов в
целях его соответствия изменившимся условиям.
     Следует, однако,  заметить,  что в реальности в блажащие 5 лет  не
удастся полностью исключить субсидии в теплоэнергетике, так как это вы-
зовет чрезмерный рост тарифа на теплоэнергию.  Учитывая данный  фактор,
предполагается  оставить субсидии от экспорта в теплоэнергетику в экви-
валенте 800 млн.кВт.ч как минимально надежный объем экспорта.
     В общем,  уровень затрат в целом в энергосистеме не зависит от ме-
тодики расчета тарифов. Поэтому независимо от используемых методик рас-
четов  тем или иным образом,  наличные затраты должны быть покрыты пол-
ностью. Принятая методика только служит максимальному приближению к из-
менившейся реальности.
 
                               Допущения
 
     Для практического применения вышеупомянутых принципов ГАЭ разрабо-
тало модель расчета тарифов на 5 лет.  В данной модели были приняты до-
пущения,  разделенные  на  две группы:  "Переменные",  "Установленные".
Главное различие между данными допущениями - это подход к пересмотру их
на  ежегодной  основе.  К первой группе относятся экзогенные параметры,
пересматриваемые ГАЭ в зависимости от результатов,  полученных в преды-
дущий год:
     Максимальный годовой отпуск ГЭС;
     Минимальный отпуск ТЭЦ в отопительный период;
     Потребление по различным категориям потребителей;
     Рост обменного курса;
     30% капиталовложений финансируются за счет тарифа и  70%  за  счет
займов;
     КПД ТЭЦ (комбинированный цикл);
     Затраты включают  в  себя  все наличные расходы (производственные,
капитальные);
     Чистый экспорт.
     Ко второй группе относятся допущения,  устанавливаемые на весь пе-
риод действия данной методологии, с целью предусмотрения в ней механиз-
мов стимулирования инвесторов для снижения затрат. В нее входят следую-
щие переменные:
     Размер субсидий от экспорта на теплоэнергию;
     Уровень сбора тарифов;
     Системные потери;
     Реальное увеличение затрат на ремонт и обслуживание;
     Капиталовложения;
     Минимальный отпуск ТЭЦ на нужды Кыргызской Республики.
     Для расчета себестоимости продукции по рынкам сбыта  принципиально
важным остается разделение топливных затрат.  Как показывает опыт прош-
лых лет, равномерное распределение этих затрат ведет к неустойчивым фи-
нансовым показателям. Например, при сокращении экспорта ниже запланиро-
ванного уровня, энергосистема неспособна собрать достаточных средств на
покрытие текущих расходов. Поэтому, структура тарифа должна основывать-
ся на более надежном источнике финансовых средств.  Для этого,  во-пер-
вых, необходимо разделить затраты по рынкам сбыта, во-вторых, использо-
вать какой-нибудь критерий для разделения затрат.  Очевидно, что фикси-
рованную часть затрат (капиталовложения, накладные расходы и т.д.), яв-
ляющуюся зависимой от объема поставок,  необходимо отнести  на  местный
рынок, так как прежде всего они предназначены для обслуживания местного
рынка.  Топливные расходы на местном рынке  будут  зависеть  от  объема
электроэнергии ТЭЦ, отнесенного на нужды республики, и определяемого из
допущения о безэкспортном функционировании энергосистемы. Системные по-
тери будут влиять на баланс выработки и,  в конечном счете,  на уровень
затрат в энергосистеме. Несмотря на общее повышение затрат, связанное с
инфляцией,  материальные затраты на ремонт и обслуживание должны увели-
чится на еще больший процент в связи с недостатком капиталовложений  на
протяжении  последних  лет.  В  связи с убывающей тенденций экспортного
спроса на электроэнергию, в ближайшие годы планируется постепенное сни-
жение субсидий от экспорта на местных потребителей, во-первых, посредс-
твом перераспределения топливных затрат и во-вторых, путем установления
тарифов на местном рынке, равных их себестоимости. Таким образом, избы-
ток экспорта будет служить как дополнительный доход,  а  недостаток  не
будет  влиять на финансовую устойчивость компании.  Здесь есть два воз-
можных решения.  Первый - прибыль от экспорта  в  реструктуризированном
секторе берет на себя вырабатывающая компания либо передающая. Второй -
прибыль отдается в Правительство. В связи с тем, что энергосектор стра-
дает из-за низких амортизационных отчислений, не покрывающих расходы на
замену устаревшего оборудования,  в данных расчетах учитываются  только
наличные производственные расходы и инвестиции, а не средние производс-
твенные затраты.  Важной предпосылкой этого допущения служит тот  факт,
что средние затраты не отражают полной стоимости. Однако, по мере соот-
ветствия бухгалтерской стоимости активов их реинвестиционной стоимости,
планируется использование амортизационных отчислений в качестве элемен-
та затрат.
 
           Используемые спецификации модели расчета тарифов
 
     Исходным пунктом расчета будущего уровня тарифов является  прогноз
относительно изменения объемов спроса по категориям потребителей. Опре-
деление данного критерия позволяет рассчитать баланс выработки и вместе
с ним уровень затрат энергосистемы.  Кроме того,  в зависимости от объ-
емов потребления по различным категориям потребителей определяется  до-
ходная часть в виду дифференциации тарифов по категориям.  Однако, нес-
мотря на всю значимость данного показателя, на сегодняшний день чрезвы-
чайно сложно делать его прогнозы из-за недостатка данных либо их плохо-
го качества,  что в равной степени влияет на степень погрешности такого
прогноза. Таким образом, при существующих предпосылках эконометрические
оценки спроса на электроэнергию являются неэффективными,  мало пригодны
для их практического применения. В таком случае, наилучший способ - это
сценарное представление результатов,  основанных на оптимистичном, наи-
более вероятном и пессимистическом прогнозах. Устанавливаемые таким об-
разом индексы физического потребления электроэнергии и теплоэнергии  по
различным категориям потребителей служат иллюстрацией возможного балан-
са и соответственного уровня тарифов.
     Объем необходимой выработки определяется из суммарного потребления
электроэнергии по формуле:
 
     Wн = Wм.р + Wе + Wп.н + дельта W, где:
 
     Wм.р     - полезное потребление на местном рынке;
     Wе       - чистый экспорт;
     Wп.н     - производственные нужды энергосистемы;
     дельта W - системные потери.
     В свою очередь выработка по типам станций определяется  исходя  из
двух ограничений.  Первое - необходимая минимальная выработка электроэ-
нергии ТЭЦ в зимний период времени,  второе - максимально возможная вы-
работка э/э ГЭС ввиду ограниченного притока воды.  При этом,  в случае,
если суммарное потребление будет превышать максимальный объем выработки
с ГЭС и минимальный ТЭЦ недостаток будет вырабатываться ТЭЦ. Однако при
сокращении объемов потребления даже при наличии воды на ГЭС будет выра-
батываться минимальный объем электроэнергии с ТЭЦ.  Расчет собственного
потребления станции исходит из нормативов. Пример расчета энергобаланса
в  таблице N 2.  Расход топлива на производства электро- и теплоэнергии
зависит от установленного норматива КПД ТЭЦ (комбинированного цикла)  и
рассчитывается по формуле:
 
         (Wо + H х Q1) х Q2
     F = ------------------, где:
                  K
 
     Wо - отпуск электроэнергии с шин;
     H  - выработка теплоэнергии;
     Q1 - переводной коэффициент теплоэнергии в электроэнергию;
     Q2 - переводной коэффициент электроэнергии в усл. топливо;
     K  - КПД ТЭЦ при комбинированном цикле.
     Удельные показатели расхода топлива по электроэнергии и теплоэнер-
гии рассчитываются на основании существующей методологии пропорциональ-
ного распределения топливных затрат.  Эффект от  экономии  топлива  при
комбинированном цикле распределяется пропорционально выработке электро-
энергии и теплоэнергии.  Распределение топливных затрат по рынкам сбыта
продукции  зависти от объема выработки ТЭЦ,  отнесенного на местный ры-
нок.  В соответствии с вышепринятой методологией,  объем топлива, отне-
сенный на экспорт, определяется по формуле:
 
     Fе = (Wо - Wм) х Uе, где:
 
     Wм - объем отпуска э/э с ТЭЦ на нужды Кыргызской Республики;
     Uе - удельный расход условного топлива на электроэнергию.
     Топливо, отнесенное на местного потребителя электроэнергии,  опре-
деляется как разница между расходом топлива на выработку электроэнергии
и топливом, отнесенным на экспорт:
 
     Fм = F - Fе, где:
 
     Fм - расход топлива на выработку электроэнергии для местного  рын-
          ка.
     Из факторов, влияющих на расчет топливных затрат, следует отметить
изменение цен и структуры по видам  топлива.  Фиксированные  производс-
твенные  расходы  (исключая амортизацию) пропорционально распределяются
на потребителей внутри республики из соотношения 30%  на теплоэнергию и
70%  на электроэнергию. Кроме того, как уже упоминалось ранее, ежегодно
в теплоэнергетику со стороны экспорта будут  субсидироваться  топливные
расходы  в  эквиваленте 800 млн.кВт.ч.  Размер субсидии определяется по
формуле:
 
     S = Es х Uе х P, где:
 
     S(*) - размер субсидий;
     Es   - электроэнергия от экспорта на субсидии;
     P    - себестоимость 1 тонны условного топлива.
     Важным новым  элементом  в структуре затрат будет возврат инвести-
ций.  Расчет данного показателя  основывается  на  стандартной  формуле
оценки  дисконтированного  потока наличности и представляет собой спра-
ведливую расчетную ставку возврата.
 
                              Заключение
 
     Данная методология будет основанием для расчетов тарифов  на  бли-
жайшие  5 лет.  В методологии устанавливаются принципы и процедуры поэ-
тапного перехода на новую систему расчета тарифов.  В течение этого пе-
риода ГАЭ обязуется пересматривать принятые допущения с целью адаптации
их изменившимся условиям.  Следует  заметить,  что  данная  методология
рассчитывает  только средний уровень тарифов в энергосистеме.  Реальное
изменение тарифов по категориям потребителей рассчитывается на  следую-
щей стадии с учетом соответствия их данным расчетам.
 
     (*) Несмотря на то, что рассчитывается объем топлива на субсидиро-
вание теплоэнергии используется удельный расход у.т.  на 1 кВт.ч  ввиду
того, что компенсационный объем топлива идет из расчета на производство
электроэнергии.
 
@2                                                    Утверждены
                                           постановлением Правительства
                                               Кыргызской Республики
                                            от 6 апреля 2000 года № 187
 
                                ПРАВИЛА
                         рынка электроэнергии
 
                          1. Общие положения
 
     Настоящие Правила рынка электроэнергии (далее - Правила)  разрабо-
таны  в  соответствии с законами Кыргызской Республики "Об энергетике",
"Об электроэнергетике",  Указом Президента Кыргызской Республики  от  8
января 1997 года "О совершенствовании системы управления энергетической
отрасли", постановлениями Законодательного собрания Жогорку Кенеша Кыр-
гызской Республики от 24 марта 1999 года и Собрания народных представи-
телей Жогорку Кенеша Кыргызской Республики от 6  ноября  1998  года  "О
Программе разгосударствления и приватизации АО "Кыргызэнерго".
     Настоящие Правила разработаны с целью  предоставления  возможности
для функционирования прозрачной и справедливой системы коммерческих от-
ношений в процессе производства и купли-продажи электрической  энергии.
Настоящие Правила с учетом реформ,  осуществляемых в энергетической от-
расли,  регулируют основные требования рыночных  взаимоотношений  между
производящими,  передающими  и  распределяющими организациями,  а также
требования к работе всех хозяйствующих  субъектов  независимо  от  форм
собственности,  осуществляющих деятельность по производству,  передаче,
распределению и продаже электрической энергии на внутреннем рынке и  на
экспорт.
 
                2. Определения, используемые в Правилах
 
     Владелец лицензии - юридическое лицо,  имеющее любую лицензию, вы-
данную Государственным агентством по энергетике при Правительстве  Кыр-
гызской  Республики (производство,  передача,  распределение,  продажа,
экспорт или импорт электроэнергии).
     Дополнительные услуги - услуги,  сопутствующие выработке электроэ-
нергии и необходимые для поддержания установленных стандартов  безопас-
ности,  надежности и качества электроснабжения,  в том числе требований
по реактивной мощности,  контролю частоты и напряжения, быстрому запус-
ку, резерву мощности.
     Импортер электроэнергии - юридическое лицо,  имеющее  лицензию  на
импорт  электроэнергии  в Кыргызскую Республику из одной или нескольких
стран.
     Крупные промышленные  потребители - конечные потребители электроэ-
нергии, непосредственно подключенные к Национальной электрической сети.
     Национальная электрическая сеть (НЭС) - передающая сеть с подстан-
циями и прочим оборудованием и имуществом,  находящаяся в собственности
передающей организации.
     Передающая организация - юридическое лицо, эксплуатирующее систему
Национальной электрической сети и имеющее лицензию на передачу электро-
энергии.
     Производящая организация  - юридическое лицо,  имеющее лицензию на
производство электроэнергии.
     Распределяющая организация - юридическое лицо, имеющее лицензию на
распределение электроэнергии.
     Рынок электроэнергии - механизм и порядок регулирования купли-про-
дажи электроэнергии между владельцами лицензий.
     Экспортер электроэнергии  - юридическое лицо,  имеющее лицензию на
экспорт электроэнергии из Кыргызской Республики в  одну  или  несколько
стран.
 
            3. Функции Правительства Кыргызской Республики
 
     Правительство Кыргызской Республики определяет общую политику дея-
тельности в области электроэнергетики.
 
                   4. Государственное регулирование
 
     Государственное агентство по энергетике при Правительстве Кыргызс-
кой  Республики (далее - Госэнергоагентство) осуществляет государствен-
ное регулирование деятельности участников рынка электроэнергии с  целью
недопущения монополистической деятельности на рынке.
 
                   5. Участники рынка электроэнергии
 
     Юридическим лицам любой формы собственности запрещается заниматься
производством,  передачей,  распределением или продажей электрической и
тепловой энергии без лицензии,  выдаваемой Госэнергоагентством, за иск-
лючением юридических и физических лиц,  производящих энергию для  собс-
твенных нужд при мощности не более 1000 кВт.
     Лицензии являются основанием для деятельности различных участников
рынка электроэнергии.  В них указаны права и обязанности каждой органи-
зации.
     Участниками рынка  электроэнергии являются производящие,  передаю-
щие,  распределяющие электроэнергию организации, экспортеры и импортеры
электроэнергии,  а  также крупные промышленные потребители,  непосредс-
твенно подключенные к Национальной электрической сети.
 
                  6. Правила пользования Национальной
                          электрической сетью
 
     Правила пользования Национальной электрической сетью (далее - НЭС)
устанавливают взаимоотношения между передающей организацией  (выступаю-
щей в роли оператора НЭС) и пользователями НЭС.  В Правилах пользования
НЭС определяются стандарты и процедуры планирования и эксплуатации сис-
темы НЭС и подключения к ней пользователей. Данные Правила обеспечивают
развитие и эффективное использование системы НЭС и  доступ  к  ней  для
всех  реальных и потенциальных пользователей на равноправной и справед-
ливой основе.
     Госэнергоагентство утверждает технические регламенты,  необходимые
для обеспечения безопасности и надежности электросистемы.
     Правила пользования  Национальной электрической сетью разрабатыва-
ются и утверждаются Госэнергоагентством.
     Пользователи Национальной   электрической  сети  должны  заключить
контракты на подключение и пользование системой  Национальной  электри-
ческой сети, которые утверждаются Госэнергоагентством.
 
           7. Купля-продажа основных объемов электроэнергии
 
     Купля-продажа электроэнергии между производящими,  распределяющими
организациями,  импортерами и крупными промышленными потребителями осу-
ществляется на основе контрактов купли-продажи электроэнергии,  за иск-
лючением купли-продажи на балансовом рынке электроэнергии.
     Передающей организации   запрещается   осуществлять  куплю-продажу
электроэнергии,  за исключением случаев, указанных в Правилах пользова-
ния НЭС, и особых случаев с одобрения Госэнергоагентства.
     Контракты на куплю-продажу электроэнергии  разрабатываются  и  ут-
верждаются Госэнергоагентством. Первоначально такие контракты покрывают
расчетное потребление энергии на один год.  Объем отпуска электрической
энергии (кВт.ч),  электрической мощности (МВт),  соответствующие цены в
контрактах утверждаются Госэнергоагентством.  Контракты,  как  правило,
заключаются  сроком  на один год.  Допускается заключение контрактов на
более длительный срок с утверждения Госэнергоагентства.
     Участники рынка   электроэнергии  могут  заключать  дополнительные
контракты с целью удовлетворения изменения расчетного отпуска и потреб-
ления в период действия контракта.  Госэнергоагентство может ограничить
цены, предусмотренные в дополнительных контрактах, в целях предотвраще-
ния монополистической деятельности.
     Владельцы лицензий на производство электроэнергии обязаны,  в пер-
вую очередь,  обеспечить внутренний рынок и только после удовлетворения
спроса на электроэнергию в республике отпускать ее на экспорт.
 
                       8. Регистратор контрактов
 
     Все контракты и дополнительные контракты  должны  регистрироваться
регистратором  контрактов.  Госэнергоагентство  назначает  регистратора
контрактов,  определяет роль и устанавливает круг полномочий и  обязан-
ностей регистратора контрактов.
     Регистратор контрактов ведет уточненный список контрактов  на  по-
купку  электроэнергии  с указанием всех контрактов.  Ему передаются все
копии заключенных контрактов. Регистратор контрактов в случае возникно-
вения  споров  обязан предоставить информацию по контрактам Госэнергоа-
гентству.
     Регистратор контрактов  также предоставляет информацию по контрак-
там участникам рынка и в систему финансовых расчетов по форме,  предус-
мотренной в Правилах пользования НЭС.
     Регистратор контрактов не  должен  влиять  на  деятельность  рынка
электроэнергии.
 
                  9. Балансовый рынок электроэнергии
 
     Балансовый рынок электроэнергии создается для разрешения возникаю-
щих у участников рынка расхождений  между  контрактными  объемами  куп-
ли-продажи  электроэнергии и реальными объемами выработки или потребле-
ния.
     Балансовый рынок  действует в соответствии с Правилами пользования
НЭС.  Все участники рынка электроэнергии имеют право,  в соответствии с
Правилами  пользования  НЭС,  на увеличение или сокращение производства
или потребления.  Правила и положения балансового рынка электроэнергии,
а также определение механизма тарифообразования на куплю-продажу элект-
роэнергии на балансовом рынке разрабатываются Госэнергоагентством.
     Госэнергоагентство вправе  ограничить  цены в целях предотвращения
монополистической деятельности на балансовом рынке.
 
                       10. Дополнительные услуги
 
     Передающая организация вправе заключать с  одной  или  несколькими
производящими  организациями контракт на оказание дополнительных услуг,
не предусмотренных Правилами пользования  НЭС.  Передающей  организации
разрешается  в  пределах,  определяемых Госэнергоагентством,  покрывать
затраты на покупку дополнительных услуг  через  тарифы  на  пользование
системой НЭС.
 
                   11. Отпуск конечным потребителям
 
     Госэнергоагентство утверждает в типовых контрактах на электроснаб-
жение условия отпуска электроэнергии конечным потребителям от распреде-
ляющих организаций или владельцев лицензий.
 
                           12. Цены и тарифы
 
     Госэнергоагентство обеспечивает  покрытие  затрат на производство,
передачу, распределение и сбыт электроэнергии, а также возмещение капи-
тальных  затрат и привлечение инвестиций с учетом достаточного энергос-
набжения потребителя по минимальной цене.
     Госэнергоагентство устанавливает следующие экономически обоснован-
ные цены и тарифы:
     - тарифы  для  конечного потребителя по территории Кыргызской Рес-
публики;
     - цены  на  выработку,  обозначенные  в  контрактах  купли-продажи
электроэнергии (между сторонами на внутреннем рынке);
     - плату за подключение к системе НЭС, а также за пользование НЭС;
     - плату за оказание дополнительных услуг.
 
                13. Технические обязательства в рамках
              Объединенной энергосистемы Центральной Азии
 
     Передающая организация  несет ответственность за исполнение техни-
ческих обязательств в рамках соглашений с  соседними  государствами  по
использованию  Объединенной  энергосистемы Центральной Азии.  Для этого
передающая организация имеет право покупать необходимые объемы электро-
энергии  на  балансовом рынке и продавать электроэнергию,  полученную в
порядке компенсации.
 
            14. Межгосударственные соглашения о комплексном
              использовании водно-энергетических ресурсов
 
     Госэнергоагентство разрабатывает механизм регулирования экспорта и
импорта электроэнергии по межправительственным соглашениям по комплекс-
ному использованию топливно-энергетических ресурсов.
 
                    15. Система финансовых расчетов
 
     В целях  управления  выплат  между  различными  участниками  рынка
электроэнергии действует система финансовых  расчетов.  Госэнергоагент-
ство  разрабатывает  и  утверждает правила и положения по использованию
системы финансовых расчетов.
 
                   16. Механизм выравнивания затрат
 
     Механизм выравнивания затрат уравновешивает разницу между внутрен-
ними затратами на распределение электроэнергии в различных географичес-
ких зонах.  Этот механизм призван выделять распределяющим  организациям
компенсации  за  дополнительные  расходы по энергообеспечению отдельных
районов.
     Механизм выравнивания затрат разрабатывается Госэнергоагентством и
утверждается в соответствии с законодательством Кыргызской Республики.
 
                       17. Консультативный совет
 
     В целях улучшения работы рыночных механизмов  в  электроэнергетике
участники  рынка электроэнергии вправе создавать Консультативный совет,
в который войдут представители заинтересованных сторон в электроэнерге-
тике. Консультативный совет по своей инициативе или инициативе Госэнер-
гоагентства рассматривает любые предложения,  касающиеся внесения изме-
нений  и  дополнений  в действующие нормативно-правовые акты или другие
вопросы, касающиеся деятельности рынка электроэнергии.
     Предложения Консультативного  совета  передаются в Госэнергоагент-
ство, которое в течение 30 дней обязано их рассмотреть.