Одобрена                     постановлением Правительства                         Кыргызской Республики                     от 22 апреля 1998 года N 212                            ФИНАНСОВАЯ МОДЕЛЬ                  реструктуризации АО "Кыргызэнерго"                           Бишкек - 1998 год                                Введение     Целью    данной    модели    является    финансовое    обоснованиереструктуризации  энергетической отрасли  республики,   проводимое   всоответствии    с   Программой   разгосударствления   и   приватизацииКыргызской     государственно-акционерной     холдинговой     компанииКыргызгосэнергохолдинг,    одобренной   Постановлением   ПравительстваРеспублики от 23 апреля 1997 года N 239.    Предлагаемая финансовая модель реструктуризации АО  "Кыргызэнерго"является   базовым   документом   для  разработки   бизнес-планов   подальнейшему функционированию объектов электроэнергетического комплексана период ее структурной перестройки в 1998-1999 годах.    Основное   внимание  при  разработке  настоящей  модели  уделялосьожидаемым    в    процессе   реструктуризации  финансово-экономическимпоказателям     вновь    создающихся    региональных    распределяющихэнергетических     компаний,   взаиморасчетам     между     ними     игосударственному регулированию отпускных тарифов.    Расчеты  в   настоящей модели производились на  основе  прогнозныхпоказателей АО "Кыргызэнерго", обозначенных в проекте "Основ  тарифнойполитики   на  электрическую  и тепловую  энергию  на  период  1997  -2000гг."  и  с  соблюдением заложенных в нем  принципов:  установление"справедливых  цен",   отражающих  затраты  на  производство  энергии,воспроизводство  и развитие энергосистемы.  Конечные отпускные  тарифысохраняются   едиными  на  всей территории республики  для  однородныхгрупп потребителей, следовательно и условия для обеспечения социальнойзащиты  граждан  остаются равными.    Для увязки процесса реструктуризации  с  государственным  бюджетомКыргызской   Республики,    рекомендуется   предусмотреть   финансовыесредства  необходимые для содержания жилищно-коммунальных,  социально-бытовых объектов,  передаваемых местным органам исполнительной власти,и  для  предоставления  населению республики  установленных  льгот  наоплату электрической и тепловой энергии.       1. Финансово-экономическое состояние акционерного общества           "Кыргызэнерго" до реструктуризации и приватизации     В 1996 году энергосистемой республики  выработано  13678  млн.кВтчэлектроэнергии  и  3194,6  тыс.  Гкал тепловой  энергии.   Прибыль  отпроизводства электроэнергии составила 581470,7 тыс. сом, из них  71  %от   экспорта  электроэнергии,  в  то  же  время  понесла  убытки   отпроизводства  тепловой  энергии  на  сумму  380961,5  тыс.   сомов.  Врезультате перекрестного субсидирования 67 %  от прибыли направлено напокрытие убытков тепловой энергии.    За  1996  год суммарные потери электроэнергии составили  33,9%  отобщей  ее выработки, то есть если допустить собственное потребление  итехнические   потери в размере 15%,  то коммерческие  потери  составят18,9%.  Только  при  устранении коммерческих потерь АО  "Кыргызэнерго"смогло   бы  дополнительно   получить  свыше  400000  тыс.   сомов  посреднесложившемуся  тарифу  1  кВтч равному  15,45  тыйына.   Основныетехнико-экономические показатели 1996 года приведены в приложении N 1.    Одной  из  путей  улучшения  финансового  состояния  энергосистемыявляется снижение дебиторской задолженности,  которая на 1 января 1997года составила 607629,7 тыс. сомов.    За  1997  год  АО  "Кыргызэнерго" выработано  12584.4  млн.   кВтчэлектрической  и  отпущено с коллекторов 2782.8 тыс.   Гкал   тепловойэнергии,  объем  товарной продукции составил 2170.96  млн.   сомов,  аобъем  реализованной продукции составил 2170,96  млн.  сомов,  из  нихбартером и взаимозачетом - 1676,6 млн.  сомов,  наличными средствами -293,3  млн. сомов, то есть всего 14,9% от всей реализованной  энергии.Сренеотпускной  тариф  по   электроэнергии   собственным  потребителямсоставил 16,68 тыйына за 1 кВтч,  по экспорту 50,61 тыйына/кВтч и   потепловой  энергии  103  сома/Гкал. В целом АО "Кыргызэнерго"  за  1997год  от  реализованной энергии получило прибыль  в  сумме  263,8  млн.сомов.    Выше   приведенные    цифры   не   отражают  реального   положенияфинансово-экономического  состояния АО  "Кыргызэнерго",   так  как  поданным   на   1  января   1998   года  дебиторская  задолженность   повнутренним потребителям энергии составляет 463.2 млн.сомов,   из  них:промышленные потребители 70.9 млн.  сомов; сельхозпотребители -  162.0млн. сомов; непромышленные потребители - 128.1 млн. сомов; население -102.2 млн. сомов.    Дополнительное ухудшение  финансового  и технического состояния АО"Кыргызэнерго"  вызвана  также низкой оценкой стоимости  его  основныхфондов,    которая  не  позволяет  иметь  средства  (амортизация)   навосстановление  выбывшего из строя оборудования.  Так  по  оперативнымданным  годовая  сумма  начисленного износа составит  всего  230  млн.сомов,   которая  едва  покроет около 10% всей потребности  финансовыхсредств на восстановление затрат.    Для улучшения  финансово-экономических  показателей  энергосистемынеобходимо  решить  проблемы  с  неплатежами,  снизить  технические  икоммерческие  потери  до минимума, снизить и не  допускать  превышениявнутренней  дебиторской задолженности, определить ясную  и  прозрачнуютарифную  политику,  усовершенствовать системы начисления  и  взиманияплаты,   а   также  законодательно-нормативные  акты   взаимоотношениймежду производителем электро-, теплоэнергии и потребителем.    Тарифы должны  обеспечить  достаточное получение доходов для того,чтобы   покрывать  затраты  на  производство  энергии  и  эксплуатациюоборудования,  а также обеспечивать возможность развития предприятия ивозврат кредитов.    Важными являются  также проблемы платежеспособности потребителей ивопросы выплаты дотаций и субсидий бюджетным организациям.    При  установлении   тарифов  для  населения  необходимо  учитыватьсоциальное  положение  людей,  уровень минимальной  зарплаты,  среднийдоход  на одного человека, возможности оплаты за потребленную энергию.Необходимо   определить   объемы   выделяемых   дотаций,     субсидий,установить адресность оплаты и источники финансирования,    С учетом реформ,  уже осуществляемых в энергетической  отрасли,  атакже  различных  путей  решения вышеизложенных  проблем  предлагаетсяреорганизация  структуры  отрасли и финансовых  взаимоотношений  междупроизводящими,   передающими  и  распределяющими  энергокомпаниями  наоснове   Программы   разгосударствления  и   приватизации   Кыргызскойгосударственно-акционерной холдинговой компании Кыргызэнергохолдинг.                    2. Финансово-экономическая модель                функционирования акционерного общества           "Кыргызэнерго" и вновь образованных региональных               энергокомпаний на первом этапе (1998 год)     В   соответствии   с   постановлением   Правительства   КыргызскойРеспублики    от   23   апреля   1997  года   N   239   "О   Программеразгосударствления   и   приватизации   Кыргызской     государственно-акционерной      холдинговой      компании     Кыргызгосэнергохолдинг"предусматривается   образование   пяти   акционерных    распределяющихэнергокомпаний  открытого  типа   с   основными   фондами   на   сумму2062122,1   тыс.   сомов:   "Северэлектро"  (объединяющего  Кеминское,Чуйское  и  Таласское  ПЭСы),   "Востокэнерго"  (объединяющее   Иссык-Кульское  и  Нарынское ПЭСы),  и "Ошэлектро" (на  базе  Ошского  ПЭС),"Джалал-Абадэлектро" (на базе Джалал-Абадского ПЭС) и  "Бишкекэлектро"(на  базе   Бишкекского ПЭС),  с передачей им линий электропередачи  иподстанций  35  кВ  и  ниже,  а  также создание  на  базе  Бишкекскогопредприятия тепловых сетей АО "Бишкектеплосеть".    Электрические   станции,   линии  электропередачи   и   подстанциинапряжением  110 кВ и выше с основными фондами на сумму 7806503,8 тыс.сомов,  регулирующие  и  управляющие функции остаются  в  ведении   АО"Кыргызэнерго".    Цели 1 этапа:  При повышении эффективности  работы  энергетическойсистемы    в    результате  структурных  изменений  и   удовлетворенииследующих основных критериев:    - снижение технических потерь до 14%;    - снижение коммерческих потерь до 7%;    - достижение уровня дебиторской задолженности 60 дней;    - достижение уровня задолженности бюджетных организаций 45 дней; ипри  заложенном  уровне  отпускных тарифов,   обозначенных  в  Основахтарифной   политики,   возможно   достижение   20-процентного   уровнярентабельности.              Основные мероприятия, реализуемые на I этапе:     1. Передача котельных г.  Каракол,  г. Кызыл-Кия, п.г.т. Быстровкана   баланс   местных   властей,   а  также   акционирование   научно-исследовательских  и  проектных  организаций,   ремонтных  предприятий"Кыргызэнергоспецремонт"  и  "Кыргызэнергоремонт"  с  общим   основнымфондом 155 млн. сомов.    2.  Проведение  приватизации или передачи  объектов  социальной  ижилищной  инфраструктуры и коммунального хозяйства на  баланс  местныхорганов исполнительной власти.    3. Отделение  строящихся  Камбаратинских ГЭС-1 и ГЭС-2 с основнымифондами  в  сумме  339.2 млн. сомов, существующих малых  ГЭС  с  общимфондом  в  сумме  28,5  млн.  сомов как  самостоятельных  производящихкомпаний.    4. Повышение среднеотпускного тарифа за электрическую  энергию  до24 тыйын за 1 кВтч и тепловой энергии до 234 сом за 1 Гкал.    5. Составление контрактов между АО "Кыргызэнерго" и  региональнымиэнергокомпаниями   на  поставку электроэнергии по  дифференцированномутарифу    -    в   зависимости   от   состояния   сетей,     дальноститранспортирования  и  структуры  электропотребления  и  ее  реализацияпотребителямпо одинаковой цене по группам потребителей.    6.  Снижение  коммерческих потерь до 7%, дебиторской задолженностидо уровня, эквивалентного 60 дням.    7.   Установление   приборов   учета,  совершенствование   системыначисления взимаемой платы,  погашение долгов бюджетных организаций  всрок  не более 45 дней,  введение нормативных актов, предусматривающихпоощрение и наказание потребителей и производителей энергии.    8. Предусмотреть в госбюджете Республики:    -    достаточные    средства   оплаты   бюджетными   организациямипотребленной энергии в размере 517,4 млн. сомов;    - средства для покрытия убытков от передаваемых на баланс  местныхадминистраций  котельных  и  объектов жилищно-коммунального  хозяйствав размере 48844.0 тыс. сомов;    - средства  в  размере 143954,3 тыс.  сомов для дотации малоимущимслоям населения за предоставленные льготы по оплате за энергию.    9. В  целях  повышения  платежеспособности населения предусмотретьувеличение минимальных размеров зарплаты, пенсий, пособий.                           Результаты I этапа:     1. Товарная продукция АО "Кыргызэнерго"  составит  2581768,2  тыс.сомов, региональных энергокомпаний - 2231 123,4 тыс. сомов.    2. Затраты на производство и передачу энергии по АО "Кыргызэнерго"в  1998  году  могут составить 2076395,1 тыс. сомов, в  том  числе  поэлектроэнергии - 1568393,0 и по теплоэнергии - 508002,1 тыс.сом.    3.  Затраты   на  распределение  и  реализацию  электроэнергии   итеплоэнергии  по  региональным энергокомпаниям  в  1998   году   могутсоставить  476734,0  тыс.   сомов,   в  том  числе,  электроэнергии  -357564,3 и теплоэнергии - 119187,7 тыс. сомов.    4. Прибыль   распределительных   энергокомпаний   может  составить71509,3  тыс.  сомов  по  электроэнергии  и  23837,5  тыс.  сомов   потеплоэнергии.    5. Прибыль АО "Кыргызэнерго" в 1998 году по оценке может составить505373,2 тыс. сомов.    6. Суммарная прибыль по электроэнергетической отрасли в 1998  годуможет составить 600720,0 тыс.сом.(при рентабельности - 20%).    Результаты    первого    этапа    достигаются    при     повышениисреднеотпускного   тарифа  по республике в 1998  году  в  пределах  24тыйын/кВтч,   причем  для "Северэлектро",  "Востокэлектро",   "Джалал-Абадэлектро"   -  23  тыйын/кВтч;  "Ошэлектро"  -  24   тыйын/кВтч   и"Бишкекэлектро"  - 26 тыйын/кВтч.  Покупной тариф на теплоэнергию  дляАО  "Бишкектеплосеть" должен  быть  157,2  сома/Гкал  и  для  тепловыхсетей  ТЭЦ  г.Ош  - 183,3 сома/Гкал (средний покупной  тариф  составит160,2     сома/Гкал).     Реализация   тепловой     энергии     должноосуществляться   по   среднеотпускному  тарифу  234   сома/Гкал   (присебестоимости   ее   на   уровне   тепловых   распредкомпаний    225,5сома/Гкал).   Структура  тарифов по потребителям:  промышленные  32,12тыйына/кВтч,    население   -  17,0   тыйын/кВтч,    прочие    -    32тыйына/кВтч.    Основные прогнозные технико-экономические показатели  региональныхэнергокомпаний приведены в приложении N 2.                    3. Финансово-экономическая модель                функционирования акционерного общества           "Кыргызэнерго" и вновь образованных региональных               энергокомпаний на втором этапе (1999 год)     Цели II этапа:  При повышении эффективности работы  энергетическойсистемы    в    результате  структурных  изменений  и   удовлетворенииследующих основных критериев:    - снижение технических потерь до 13%;    - снижение коммерческих потерь до 5%;    - достижение уровня дебиторской задолженности 60 дней;    - достижение уровня задолженности бюджетных организаций 45 дней; ипри  заложенном  уровне  отпускных тарифов,   обозначенных  в  Основахтарифной   политики,   возможно   достижение   30-процентного   уровнярентабельности.                          Основные мероприятия:     1. Разделение энергетической отрасли на три сектора:    а) ГАО "Нарынский каскад",  в состав которого входят Токтогульскийкаскад  гидроэлектростанций,   Ат-Башинская  гидроэлектростанция,    атакже Бишкекская и Ошская ТЭЦ ( выработка электро- и теплоэнергии);    б)  ГАО  "Национальные  электрические сети",   в  состав  котороговходят:  центральная диспетчерская служба,  линии электропередачи  110кВ  и  выше,   а  также отдельные участки линий 35 кВ республиканскогозначения,    со   всеми   подстанциями,   предприятиями   материально-технического  обеспечения  и комплектации, учебным  центром  (передачаэлектроэнергии);    в) Региональные  распределительные  энергокомпании - 6 акционерныхобществ:    "Северэлектро",   "Востокэлектро",  "Ошэлектро",  "Джалал-Абадэлектро", "Бишкекэлектро", "Бишкектеплосеть".    2. Повышение среднеотпускного тарифа за  электроэнергию  до  31,21тыйына/кВтч и тепловой энергии до - 247,19 сома/Гкал.    3. Предусмотреть в госбюджете республики:    - средства  для покрытия убытков от передаваемых на баланс местныхадминистраций  котельных и объектов  жилищно-коммунального   хозяйстваи размере 68589,0 тыс. сомов;    -   средства  для  оплаты  бюджетными  организациями  потребленнойэнергии и размере 571900,0 тыс. сомов;    - средства в размере 164434,0 тыс.  сомов для  дотации  малоимущимслоям населения за предоставленные льготы по оплате за энергию.    4. В целях повышения  платежеспособности  населения  предусмотретьувеличение минимальных размеров зарплаты, пенсий, пособий.    Разделение отрасли на 3 самостоятельных сектора  предопределяет  иразделение  основных средств (по остаточной стоимости),   в  т.ч.  ГАО"Нарынский   каскад"  -  7778961,9  тыс.  сомов,   ГАО   "Национальныеэлектрические сети" - 3150143,3 тыс.  сомов и акционерные региональныераспределяющие энергокомпании - 2987071,1 тыс. сомов.    Также  необходимо   разделить  и дебиторскую  задолженность:   ГАО"Нарынский   каскад"  -  992240,9  тыс.   сомов,   ГАО   "НациональныеЭлектрические Сети" - 548972,3 тыс. сомов, региональные распределяющиеэнергокомпании - 1252788,8 тыс. сомов (все на 1.01.2000 года).    Взаимоотношения  между  структурными подразделениями  строятся  надоговорных  (контрактных)  началах:  договора  на  покупку  и  продажуэнергии,   а   также   на  транзит  ее  по  системообразующим   линиямэлектропередачи.    Регулирующим механизмом этих взаимоотношений являются тарифы.                          Результаты II этапа:     1. Товарная продукция ГАО "Нарынский каскад" составит -  2346767,7тыс.   сомов,  ГАО  "Национальные электрические сети"  -  2901839,4  ирегиональных энергокомпаний -3228229,1 тыс. сомов.    2.  Затраты  по  ГАО "Нарынский каскад" составят - 1805205,3  тыс.сомов,   в  том  числе  электроэнергии  -  1279703,6  тыс.   сомов   итеплоэнергии 525501,7 тыс. сомов.    3.  Прибыль ГАО "Нарынский каскад" может составить в   1999   году541562,1  тыс.  сомов,  в том числе по электроэнергии 38391  1,1  тыс.сомов, а по теплоэнергии - 157651,0 тыс. сомов.    4.   Себестоимость   выработки   электроэнергии   составляет  2,56тыйына/кВтч (для ГЭС) и 41,55 тыйына/кВтч (для тепловых станций ).    5.  Затраты  по  транзиту  электроэнергии  для  ГАО  "НациональныеЭлектрические Сети" просчитаны для двух вариантов:    - 1  вариант  -  затраты только по транзиту электроэнергии в сумме202025,1 тыс.сом.    - 2  вариант  -  с  учетом покупки электроэнергии у ГАО "Нарынскийкаскад"   и  продажи  ее  распределяющим  энергокомпаниям   в    сумме1865639,8 тыс. сомов.    При этом учтены условия взаимозачетов по налогам и отчислениям  нопередаваемой электроэнергии.    Себестоимость транзита 1 кВтч электроэнергии составит 1,76  тыйын,а тариф на транзит составит 2,29 тыйына/кВтч.    При учете покупной электроэнергии суммарный отпускной тариф от ГАО"Национальная    Электрическая  Сеть"   потребителям   составит   16,8тыйын/кВтч,  включая затраты производителя и затраты на  транзит.  Длярегиональных  распределительных энергокомпаний этот  показатель  будетразным: "Северэлектро" - 15,85;  "Ошэлектро" - 16,44 ; "Востокэлектро"-15,31   ;   "Джалал-Абадэлектро"   -13,43:   "Бишкекэлектро"   -19,13тыйына/кВтч.    6.  Затраты  региональных энергокомпаний составят  1752054,1  тыс.сомов.    Прибыль, формирующаяся в результате, составит 128028,0 тыс. сомов.    7.  Затраты   предприятия  тепловых сетей составят  653210,4  тыс.сомов.    Себестоимость по РЭК Бишкектеплосеть составляет 231,7 сома/Гкал (втом  числе гор.  Бишкек - 230,98 и гор.  Ош - 237,4). Отпускной  тарифна тепловую энергию по РЭКам составит 247, 19 сома/Гкал.    Прибыль, формирующаяся по итогам  года,  может  составить  43667,7тыс. сомов.    Вышеуказанные показатели второго этапа достигаются  при  повышениитарифа  на  электроэнергию промышленным потребителям  не  менее  36.43тыйына/кВтч;  сельхозпотребителям - 27,0 тыйын/кВтч;  населению-  21,0тыйын/кВтч  и  на  тепловую  энергию  всем  потребителям   до   247,19сома/Гкал.    Финансовые взаимоотношения второго этапа приведены в приложении 3.    Схема прохождения платежей приведена в приложении 4.    Средства, необходимые для покрытия затрат из госбюджета  приведеныв приложении 5.    Динамика основных показателей энергосистемы по годам  приведена  вприложении 6.    Сводные технико-экономические показатели энергокомпаний в  1998-99годах. отражены в приложениях 7, 8.          4. Акционирование АО "Кыргызэнерго" и его влияние на                   финансово-экономическое состояние     Трудовому коллективу АО "Кыргызэнерго" безвозмездно передается 1 %простых   акций.    Кроме  того,  в  случае  повышения   эффективностипроизводства    АО   "Кыргызэнерго"   по   результатам   хозяйственнойдеятельности в  1999 году, когда планируется окончательное  разделениенациональной    электроэнергетики   на   акционерные    общества    попроизводству,   передаче  и  распределению  электроэнергии.   трудовойколлектив АО "Кыргызэнерго" безвозмездно получит еще 1% простых акций.    В  соответствии   с Указом Президента Кыргызской Республики  от  8января    1997   года   "О   совершенствовании   системы    управленияэлектроэнергетической    отрасли"   под   государственным    контролемсохраняются каскад Токтогульских электростанций и высоковольтные линииэлектропередач   напряжением 110 кВ и выше со всеми  их  подстанциями,что   предусмотрено  Программой  разгосударствления   и   приватизацииКыргызской      государственно-акционерной    холдинговой     компании"Кыргызгосэнергохолдинг". Это означает, что  незначительные  госпакетыакций  ГАО "Нарынский каскад" и ГАО "Национальные  электрические сети"будут  реализованы стратегическим инвесторам на конкурсной основе,   аконтрольный пакет акций, позволяющий осуществлять полный  контроль  захозяйственной   деятельностью   вышеуказанных   компаний,   будет   нанеопределенный срок зарезервирован за государством до принятия по  нимотдельного   решения  Жогорку  Кенешом  Кыргызской  Республики,    чтопредусмотрено  законами Кыргызской  Республики   "Об   энергетике"   и"Об электроэнергетике".    Предусматривается продажа крупных госпакетов акций (до 70 %)  в  5компаниях  110  распределению электроэнергии: АО  "Бишкекэлектро",  АО"Северэлектро",  АО "Востокэлектро", АО "Ошэлектро",  АО  "Джалал-Абадэлектро",       а       также       в      "Бишкектеплосеть",       АО"Кыргызэнергоспецремонт" и АО "Кыргызэнергоремонт".    В    соответствии    с    Законом   Кыргызской    Республики    "Оразгосударствлении  и приватизации государственной собственности"  дляПрограммы  массовой приватизации проведены купонные аукционы.    В  соответствии  с  Программой разгосударствления  и  приватизацииКыргызской     государственно-акционерной     холдинговой     компании"Кыргызгосэнергохолдинг",   одобренной  постановлением   ПравительстваКыргызской  Республики  от 23 апреля 1997 года  N  239,   на  купонныйаукцион было выставлено 4,5%  простых акций на сумму в 336154,840 тыс.сомов, что является наиболее крупным показателем по размерам госпакетаакций.    В  соответствии  с указами Президента Кыргызской Республики  от  7июня   1997   года  "О  дополнительных мерах  по  обеспечению  участиясоциально  уязвимых  слоев  населения  в  приватизации  стратегическихпредприятий   республики"  передается  на  безвозмездной   основе   8%государственных   пакетов   акций   отдельным   категориями    гражданреспублики,   от   26   февраля  1998г.   "О   дополнительных    мерахфинансирования  трудовых  пенсий"  и Программой  разгосударствления  иприватизации    Кыргызской    государственно-акционерной   холдинговойкомпании   "Кыргызгосэнергохолдинга"  за  государством  в  лице  Фондагосимущества Кыргызской Республики закрепляется 5,1 % простых акций  споследующей  передачей начисляемых на акции дивидендов на  специальныйсчет Социального фонда Кыргызской Республики  для  распределения средисоциально уязвимых слоев населения республики.    По результатам хозяйственной деятельности за 1996  год  балансоваяприбыль  АО  "Кыргызэнерго" составила 223.190,00 тыс.   сомов,  в  томчисле чистая прибыль - 124.143,0 тыс.  сомов.  На выплату дивидендов всоответствии    со   статьей   70  Закона  Кыргызской  Республики   "Охозяйственных товариществах и обществах" акционерное общество   должнонаправлять   не  менее  25%  от  прибыли,  остающейся  в  распоряженииобщества.  По  АО  "Кыргызэнерго" эта  цифра  составляет  31.035  тыс.сомов.   В дополнение к этому АО  "Кыргызэнерго" при ставке в 10%   попривилегированным акциям должно будет выплатить мелким  держателям  8%привилегированных акций  59.760,9 тыс.  сомов,  по  39,8 сома каждому.В  результате  годовой  доход мелких держателей  8%  привилегированныхакций  окажется  ничтожно мал, а в распоряжении АО  "Кыргызэнерго"  насобственное   развитие  останется  33.347  тыс.  сомов.    Аналогичнаяситуация   складывается   и   в  других  монополизированных   секторахэкономики.               5. Возможности образования консорциумов для        завершения строительства Камбар-Атинских ГЭС-1 и ГЭС-2                    и другого нового строительства     В настоящее время незавершенное строительство Камбаратинских ГЭС-1и   ГЭС-2  относится  к  долгострою.   На  протяжении  долгих  лет  АО"Кыргызэнерго"  -  в  частности,  ни республика в целом - не  способнызавершить строительство вышеуказанных гидроэлектростанций.    Это объясняется тем, что на завершение едва начатого строительстватребуется   2,6   млрд.  долларов  США.  Таких   средств   ни   у   АО"Кыргызэнерго",  ни  у  Правительства  Кыргызской  Республики,   ни  унарождающегося слоя крупных отечественных предпринимателей нет.    Следовательно, в  целях  завершения  строительства  КамбаратинскихГЭС-1  и  ГЭС-2,   ввод  в  эксплуатацию  которых  позволил  бы  резкоповысить производство электроэнергии в Кыргызской Республике,  следуеториентироваться прежде всего на внешние источники финансирования.    К   таковым   относятся:    долгосрочные   кредиты   международныхорганизаций-доноров  и индустриально развитых стран-доноров  и  прямыеиностранные инвестиции.    Долгосрочные    кредиты   международных   организаций-доноров    ииндустриально  развитых  стран-доноров  является  очень  маловероятнымрешением   данной   проблемы.  В  самом  деле,  долгосрочные   кредитыпредоставляются максимум на 8-10 лет, а окупаемость проекта  в  лучшемслучае  15-20 лет. Кроме того,  получение кредита в размере 2,6  млрд.долларов  США   практически близка к нулю,  так  как  (для  сравнения)Кыргызская Республика  за  период с 1991  года  на  различные  отраслинародного хозяйства в условиях  режима наибольшего благоприятствованиязаполучила кредитов лишь на сумму около 1 млрд. долларов США.    Более   реальным  подходом  в  решении  данной  проблемы  являетсяпривлечение    прямых   иностранных   инвестиций   путем   образованияконсорциумов  (долевое   участие  инвесторов),   и  передачи  объектовнезавершенного строительства либо в концессию (долгосрочную  аренду  справом пользования земельными и водными ресурсами), либо их продажу.    Для привлечения столь крупного капитала необходим высокий  уровеньмотивации   потенциальных  стратегических инвесторов,   который  можетбыть достигнут высокой инвестиционной привлекательностью объектов,   очем   на   текущий   момент  говорить  не  приходится.  Следовательно,государству  необходимо создать необходимые условия для  значительногоулучшения инвестиционного климата в отношении Камбаратинских  ГЭС-1  иГЭС-2.    В   случае   передачи  незавершенного  строительства  в  концессиюпервоочередными   вопросами,   требующими  незамедлительного   решенияПравительством  Кыргызской  Республики,   являются:  освобождение  илильготное налогообложение  консорциумов по Камбаратинским ГЭС-1 и ГЭС-2до   момента   полного   восстановления  вложенных   ими   инвестиций,предоставление  возможности   экспортировать   100  %    произведеннойконсорциумом   электроэнергии   по   свободным   (договорным)   ценам,оказывать  всемерное  содействие в становлении  и развитии  социальнойинфраструктуры для нужд персонала Камбаратинских ГЭС-1 и ГЭС-2, и  ряддругих   условий,   которые   могут   быть   заявлены   потенциальнымистратегическими инвесторами.  При этом государство не несет каких-либоубытков,   т.к.  после окончания срока концессии  уже  выведенные   папроектную  мощность  Камбаратинские ГЭС-1 и ГЭС-2  перейдут  в  полнуюгосударственную  собственность,   которые  впоследствии  можно   будетпреобразовать в отдельные акционерные общества.    В случае продажи объектов незавершенного  строительства  с  правомземле-    и    водопользования,    уровень   мотивации   потенциальныхстратегических  инвесторов  еще более повысится,   что   будет   прямопропорционально объемам предполагаемых ими инвестиций.                     6. Социальная защита населения     В  настоящее  время,  по данным Министерства  труда  и  социальнойзащиты  Кыргызской Республики, численность лиц, пользующихся  льготамипо  оплате  за электро- и теплоэнергию составляет 603,4 тыс. абонентовили   64%  всей  численности  абонентов  республики,   имеющих   правопользоваться    согласно   Постановлений   Правительства    КыргызскойРеспублики  льготами  по  оплате за электроэнергию,  в  том  числе  изсредств республиканского и местных бюджетов 81,1 тыс.  абонентов,  или13%  всей  численности льготников, что составляет 9%  всей численностиабонентов  республики,  а  остальные 522,3 тыс.   абонента,   или  87%льготников,   что  составляет  55% от всей  численности  абонентов  пореспублике,   пользуются  льготами  за  счет  собственных  средств  АО"Кыргызэнерго".    Сумма компенсации льгот составит  51945  тыс.  сомов,  в  т.ч.  поэлектроэнергии   - 40651,2 тыс.  сомов,  по теплоэнергии  -  1  1293,8тыс. сомов.    Снабжение  электрической энергией населения,  имеющего  льготы  пооплате за энергию,  должно осуществляться бесперебойно и  качественно.В  этой  связи  необходимо предусмотреть систему компенсации  льгот  иопределить механизм ее реализации.    Министерство труда  и социальной защиты республики должно уточнитьсписки   льготников,    их  численность  и   сделать   расчеты    суммкомпенсации  льгот,  так  как  по  оценке они могут составить  в  1998году - 143954,3 тыс. сом, а в 1999 году - 164434,0 тыс. сом.    Назрела необходимость  реформы системы социальной защиты населенияв    части    адресности   предоставления   льгот   и     упорядочениявзаиморасчетов     между    органами,     предоставляющими     льготы.Необходимость  выделения  компенсации  определенному  абоненту  должнаопределяться   аналитически,   исходя  из   фактического   потребленияэнергетических  услуг,  согласно установленным счетчикам  потребления,определенной и заверенной фискальными органами декларации,  отражающейреальные  доходы  семьи абонента, с учетом наличия в  семье  предметовроскоши   и  направляться  семьям,  у  которых  расходы   на    оплатукоммунальных  услуг превышают фиксированный процент от общего  дохода.Необходимо   разработать   проект  закона  о  льготах,   предусмотретьадресность предоставления льгот.    I  вариант.  Для  обеспечения  финансовой  жизнеспособности  вновьобразованных   акционерных  обществ  и электроэнергетики республики  вцелом, необходимо в первую очередь ликвидировать систему льгот за счетэлектроэнергетических предприятий.    Тарифы для населения должны быть одинаковы для всех  потребителей,независимо от принадлежности их к каким-либо льготным категориям.    Ответственность за потребителей, которые по социальным причинам немогут   оплатить  счета,  должно взять на себя  Министерство  труда  исоциальной  защиты КР,  и оплата за энергию (электричество, отопление,горячее  водоснабжение,  газ)  для этой группы должна производиться засчет средств бюджета через специально созданные для этой цели фонды  ирегиональные  центры  жилищных субсидий.  Государство может  приниматьв  этом участие и через централизованные фонды помощи для  проживания,предусмотрев для этого статью в госбюджете.    Районные и городские акимиаты также могут и должны создавать фондына жилищно-коммунальные услуги.    II вариант.  Для упорядочения наличных и безналичных  расчетов  пооплате    за  использованную  электро-  и  теплоэнергию  и  исключенияфинансовых  махинаций  со  стороны  распределительных  компаний,   длясвоевременного и  полного  расчета  между  акционерными  обществами  иГАО  "Национальная Электрическая Сеть" благоприятно создание  на  базецентрального   диспетчерского  управления и региональных диспетчерскихцентров  государственного предприятия  "Энергорынок",  которое   будетосуществлять  оптовое снабжение  электроэнергией  через покупку  ее  упроизводителей  и  продажу энергопоставщикам с выполнением  финансово-распорядительных  функций  на оптовом  рынке  электрической энергии  иобеспечением диспетчерского управления энергосистемой республики.    В "Энергорынок" будут поступать бюджетные средства для компенсациильгот   по   оплате   за  использованную  электро-   и   теплоэнергию.Компенсацию  для  абонентов, имеющих 25% льготы, за  счет  собственныхсредств  АО  "Кыргызэнерго"  согласно постановлению  Правительства  КРN150  от  8  апреля 1996 года, будет осуществлять также "Энергорынок".                               Заключение     Основной  целью   "Программы   разгосударствления  и  приватизацииКыргызской     государственно-акционерной    холдинговой      компанииКыргызэнергохолдинг"    является   повышение   эффективности    работыэнергосистемы  республики,   под  которой  прежде  всего    понимаетсябесперебойное    и   надежное  обеспечение   энергией    потребителей,сохранение    и   дальнейшее   развитие   энергосистемы,    увеличениедоходности энергосистемы и налоговых поступлений.    На первом этапе разделения АО "Кыргызэнерго" на  три  компании  попроизводству,    передаче  и  распределению  тепло-  и  электроэнергиивозникнут  организационно-технические трудности управления и  контроляэнергосистемой.  Проведенные  расчеты  и  анализ  функционирования  АО"Кыргызэнерго" и выделяющихся из его состава компаний показывают,  чторазделение  АО "Кыргызэнерго" на компании по производству, передаче  ираспределению  тепло-  и  электроэнергии  само  по   себе   не    даетэкономического    эффекта.  Однако  такое  разделение   на   компании,работающие  между собой по контрактам дисциплинируют производителей  иподнимает финансовую заинтересованность  распределяющих энергокомпанийв сборе денежных средств,  а также снижение технических и коммерческихпотерь на каждом этапе - производство, передача и распределение.    Раздельная деятельность по производству,  передаче и распределениюэлектрической    энергии   представляет  возможность  функционированияпрозрачной  и справедливой системы коммерческих отношений  в  процессепроизводства и купли-продажи электрической энергии.    Энергию   от  гидроэлектростанций  и  тепловых  станций   покупаетрасчетно-финансовый центр АО "Кыргызэнерго" на основании контрактов поценам,  устанавливаемым Государственным агентством по  энергетике  приПравительстве   Кыргызской  Республики.  Региональные   энергокомпанииили  крупные  промышленные  потребители  покупают  электроэнергию   отрасчетно-финансового    центра   Национальной   энергетической   сети,которая  также играет роль поставщика электрической энергии  по  своимэлектрическим    сетям.   Схема  прохождения   платежей   показана   вприложении  N  4.   При переходе на формирование тарифов  по  рыночнымправилам    будет   устраняться   еще    один    изъян   существующегоценообразования    в   электроэнергетике   -   наличие    значительнойдиспропорции в тарифах для населения и для промышленных  потребителей.    С переходом  энергокомпаний  на  коммерческие основы хозяйственнойдеятельности  взаимоотношения между ними  должны  будут  строиться  наосновании  контрактов, предусматривающих применение  штрафных  санкцийпри  нарушении  договорных  условий. Таким образом,  распределительныеэнергокомпании,  допускающие основной объем коммерческих потерь, будутвынуждены повысить эффективность своей работы и увеличить сбор средствза   отпущенную энергию для того, чтобы обеспечить выполнение  условийконтракта. Примерные формы контракта приведены в приложении N 9 и 10.  Проблемы, возникающие при реализации "Программы реструктуризации АО           "Кыргызэнерго" согласно данной финансовой модели   --------------------------------------------------------------------  ---       Проблемы                           |  Возможные пути их решения  ----------------------------------------|---------------------------  ---  1.  Разделение  АО  "Кыргызэнерго" на  три   |а)  Данные  финансовые  затраты  компании:    производство,   передача   и         |неизбежны;    при  осуществлении  распределение- приводит к:              |реорганизации их необходимо  а)   дополнительным                        |предусмотреть  за   счет  средств  организационно-техническим затратам на  |АО "Кыргызэнерго".  реорганизацию систем управления и       |  контроля                                |  б)    возрастанию    налогообложения   на          |б)    Подготовка  Правительством  энергопродукцию  за счет тройного        |КР предложения  в  Жогорку  Кенеш  налогообложения в фонд чрезвычайных     |об исключении тройного  ситуаций, на "дороги" и увеличения      |налогообложения на  затрат за счет невозмещенной части НДС  |предприятиях энергосистемы.  по материальным затратам на             |  освобожденные от НДС поставки           |  (население)- ориентировочно на 1999 г.  |  181,5 млн. сомов по электроэнергии и    |  47,2 млн. сомов по теплоэнергии (или    |  приводят к возрастанию на 3 тыйына      |  тарифа на электроэнергию и на 17 сомов  |  на теплоэнергию).                       |  2. При невыполнении условий контрактов  |2. Введение ограничений по  распределяющими энергокомпаниями по     |поставляемой  электрической  и  отношению к ГАО "Национальные           |тепловой мощности для  Электрические     Сети"    последнее    может        |распределяющих  энергокомпаний  приостановить подачу энергии только на  |с требованием обеспечения  принадлежащих ему крупных подстанциях   |энергией дисциплинированных  110 кВт, а это значит, что вместе с     |потребителей.  недисциплинированными потребителями     |  будут обесточены и те, кто исправно     |  платит, то есть будут наблюдаться       |  несправедливые отключения.              |  3. Возникновение проблемы задержки      |3. Создание  платежей от распределяющих              |специализированного  энергокомпаний   к  ГАО  "Национальные       |расчетного-финансового  центра  Электрические Сети" и далее к ГАО       |с функцией сбора и  "Нарынский каскад", что и приведет к    |распределения финансовых  нарушению ритмичности производства      |средств по компаниям  энергии.                                    |пропорционально      их  затратам.                                          |Разработка механизмов по                                          |реализации                                          |законодательно-нормативной                                                                 |базы  топливноэнергетического                                          |комплекса (законы КР "Об                                          |энергетике", "Об                                          |электроэнергетике", в                                            |перспективе  законы   "Об  угле",                                          |"О нефти и газе", "Об                                          |энергосбережении", типовые                                          |контракты,соглашения о                                          |деятельности.  4. Резкое возрастание нагрузки на       |4. Целевое направление  государственный бюджет за счет передачи |дополнительных  поступлений  в  социально-бытовых и жилищно-коммунальных|бюджет от деятельности  объектов АО "Кыргызэнерго", проведение в|энергокомпаний на покрытие  жизнь тарифной политики, принятой за    |возрастающих расходов.  основу данной финансовой модели         |  (покрытие затрат на "льготников" и      |  обеспечение средствами бюджетных        |  организаций на оплату за электро- и     |  теплоэнергию)-710млн. сом ежегодно.     |  5. Снижение уровня льготной нормы       |5. Принятие Правительством  потребления электроэнергии с 1200 кВтч в|соответствующего  месяц до уровня 150 кВтч                |постановления.  --------------------------------------------------------------------  ---                               Приложение 1                Анализ производства, потерь и потребления                   электрической энергии в 1996 году   --------------------------------------------------------------------  ---                         Млд.квт/ч            | Остаток    |  Минус  --------------------------------------------|------------|----------  ---  1  Общее производство                       | 13.678     |  2  Собственные и технические потери 15%     |            |   2.0517     В наличие для продажи                    | 11.6263    |  3  Экспорт                                  |            |   2.066     Внутреннее потребление                   |  9.5603    |  4  Хищение                                  |            |   2.574     Продажа                                  |  6.9863    |  5  Льгота на 150 квт/ч                      |            |   1.71     Потенциальная продажа по полному тарифу  |  5.2763    |  6  Особые привилегии                        |            |   1.72     Продажа по полному тарифу                |  3.5763    |  7  Долги                                    |            |   1,1     Оплачено  по полному тарифу              |  2.4763    |  --------------------------------------------------------------------  ---                               Приложение 5       Данные о средствах из государственного бюджета, необходимых       для покрытия затрат на льготников, передачу  и содержание       объектов социальной и коммунальной сферы и финансирования        затрат на тепло- и электроэнергию бюджетных организаций   --------------------------------------------------------------------  ---          Затраты           |    1997 год  | 1998 год  | 1999 год                            | предусмотрено| требуется | требуется                            |  млн. сомов  | млн. сомов| млн. сомов  --------------------------|--------------|-----------|--------------  ---  1. Льготное потребление   |              |           |  населением                |       51,9*  |    143,9  |   164,5  2. Объекты социальной и   |              |           |  коммунальной сферы        |       48,1*  |     48,8  |    68,6  3. Электро-и теплоэнергия |              |           |  для бюджетных организаций |      485,7   |    517,4  |   571.9  Итого:                    |      585,7   |    710,1  |   805  --------------------------------------------------------------------  ---*в том числе за счет средств АО "Кыргызэнерго"                               Приложение 9                                КОНТРАКТ                 О КУПЛЕ-ПРОДАЖЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ                 МЕЖДУ АО "НАЦИОНАЛЬНАЯ ЭНЕРГОСЕТЬ" И            АО_____________________________________________                  (предприятием электрических сетей)           от_____________          _________________________                           место заключения     Данный контракт составлен на поставку  мощности  и  электроэнергиимежду     ______________________________________,     именуемый      вдальнейшем  Продавец  в  лице  ____________________________________  содной стороны  и ________________________________________, именуемый вдальнейшем              Потребитель               в               лице______________________________________________________     с    другойстороны.                            I. Общие вопросы     1.1 Настоящий контракт вступает в силу с __ ___________199__ г.  идействует   до   __   ____________199__  г.   если   договаривающимисясторонами не будут внесены изменения.    1.2  По  всем  вопросам  не вошедшим в условия  контракта  стороныдолжны   руководствоваться  соответствующими  законодательными  актамиКыргызской Республики.                          II. Предмет контракта     На период договорного срока Продавец и Потребитель договорились  онижеследующем:    2.1 В отношении объемов мощности и энергии.    2.1.1   Продавец   обязуется   поставлять   Потребителю   плановуюэлектроэнергию согласно следующему графику: I  квартал 199   г. январь ______________________________________ млн.квт.ч  февраль _____________________________________ млн.  квт.ч  март______________________________________ млн. квт.ч II  квартал  апрель ______________________________________ млн.  квт.чмай    _________________________________________   млн.   квт.ч   июнь_______________________________________ млн. квт.ч III  квартал июль ________________________________________ млн.  квт.чавгуст   ______________________________________  млн.  квт.ч  сентябрь____________________________________ млн. квт.ч IV   квартал октябрь _____________________________________ млн.  квт.чноябрь   ______________________________________  млн.  квт.ч   декабрь_____________________________________ млн. квт.ч     2.1.2 Продавец обязуется производить поставку намеченных  плановыхи    внеплановых    объемов   электроэнергии   только   по   указаниямЦентральной диспетчерской службы (ЦДС).    2.1.3 Потребитель  обязуется информировать ЦДС об объемах мощностии   электроэнергии   которая  должна  поставляться  согласно   данномуконтракту.    2.1.4   Продавец  гарантирует  Потребителю  право  на    получениемаксимального объема мощности согласно следующему графику:    I квартал 199__г.    январь _______________________________________ млн. квт.ч    февраль ______________________________________ млн. квт.ч    март _________________________________________ млн. квт.ч     II квартал    апрель _______________________________________ млн. квт.ч    май __________________________________________ млн. квт.ч    июнь _________________________________________ млн. квт.ч     III квартал    июль _________________________________________ млн. квт.ч    август _______________________________________ млн. квт.ч    сентябрь______________________________________ млн. квт.ч     IV квартал    октябрь_______________________________________ млн. квт.ч    ноябрь _______________________________________ млн. квт.ч    декабрь_______________________________________ млн. квт.ч     2.1.5 Потребитель,  согласовав с ЦДС,  может требовать любой объемгарантированной  мощности  до максимального  объема,  указанного  выше(согласование  производится  за 8 часов  до  часа,   когда  необходимагарантированная мощность).    2.2 В отношении характеристик мощности и электроэнергии.    2.2.1  Все   поставки   мощности  и электроэнергии  осуществляемыесогласно   данному   контракту  будут  проводиться   с    обеспечениемноминального  напряжения и частоты установленными ЦДС или  вытекающимииз ЦДС.    2.3 В отношении пунктов поставок.    2.3.1 Договаривающиеся  стороны  составляют  акт разграничения зонобслуживания    электросетей   и   установок,     который     являетсянеотъемлемой частью настоящего контракта.    2.3.2. Мощность и  электроэнергия,  поставляемая  Продавцом  будетпредоставлен на границы раздела в следующие пункты:    1.______________________________________________________________    2.______________________________________________________________    2.3.3 Потребитель отвечает за заключение  транзитного  договора  инесет  все  расходы  связанные  с транзитом  электроэнергии,   включаяэлектроэнергию,  которая необходима для покрытия потерь, возникающих втранзитных Линиях Электропередач (ЛЭП ) третьей стороны.    2.4 В отношении составления графика поставок.    2.4.1   Потребитель  постоянно  информирует  ЦДС   о   необходимойПотребителю  мощности и электроэнергии.  Оперативный  график  поставокмощности   и   электроэнергии  планирует  ЦДС.   Продавец   поставляетэлектроэнергию Потребителю согласно диспетчерским указаниям и суточнымрежимам,  полученным от ЦДС.    2.4.2   Если   ЦДС   определяет,  что   общий   объем   заявленнойэлектроэнергии  в  данном календарном месяце будет вызывать слив  водына  электростанциях  Продавца,   то ЦДС вправе  пересмотреть  месячныйграфик  таким  образом,   чтобы   это не  повлияло  на  годовой  объемзаявленной электроэнергии.    2.5 В отношении учета электроэнергии.    2.5.1 Учет поставляемой  электроэнергии  осуществляется  приборамиучета  установленными в местах,  указанных в п.2.5.2,  проверенными  иопломбированными представителями Продавца.    2.5.2 Список точек учета электроэнергии:    1.______________________________________________________________    2.______________________________________________________________    3.______________________________________________________________    2.5.3 Снятие показаний приборов учета производится ежемесячно с 20по 25 число и актируется представителями сторон.    2.5.4 Если  по  мнению Продавца или Потребителя существующие местаучета  не  могут обеспечить точность измерения поставляемой   энергии,то  обе стороны делят поровну затраты на установку новых измерительныхприборов.    Примечание: Если  пункт  измерения отличается от пункта поставки ,то  в  контракте должна быть определена соответствующая  коррекция  напотери между пунктами измерения и поставки.    2.6 В отношении дефицита мощности и перерыва в поставках.    2.6.1  Если  Продавец  недопоставил  полный  объем  электроэнергиизаявленной  в контракте в определенный месяц ввиду условий  в  системеПотребителя, то Продавец не обязан покрывать сложившийся недоотпуск  вследующем месяце. Потребитель оплачивает фактически полученные квт.ч.    2.6.2   Если    недопоставка   заявленного  в   контракте   объемаэлектроэнергии в определенный месяц произошла ввиду условий в  системеПродавца,  то Продавец должен покрыть сложившийся дефицит в  следующеммесяце.  Потребитель оплачивает фактически полученные квт.ч за  каждыймесяц.    2.6.3 Потребитель  обязан  оплатить  незапрошенный им максимальныйобъем   мощности,   который  был  зарезервирован  для  него  Продавцомсогласно данного контракта.    2.6.4 Потребитель платит только за средний  фактически  полученныйобъем   мощности в часы,  когда Потребитель затребовал но  не  получилгарантированную Продавцом мощность.    2.7 В отношении тарифов.    2.7.1  Тариф  на  плановую  электроэнергию  поставляемую  согласноданному контракту ___________ сом за 1 квт.ч (без платы за мощность).    2.7.2 Тариф на сверхплановую электроэнергию поставляемую  согласноданному контракту ___________ сом за 1 квт.ч.    2.7.3 Тариф на  гарантированную  мощность,  которая  резервируетсясогласно данному контракту ______________ сом за 1 квт.ч.    2.7.4 Выше указанные тарифы установлены без учета НДС.    2.8 В отношении пересмотра тарифов.    2.8.1 Ни Продавец,  ни Потребитель не имеют права в  одностороннемпорядке   изменить   тарифы  на  мощность  и  электроэнергию  согласноданному контракту.    2.8.2 Любое  изменение  тарифов  утверждается ГАЭ по обоснованномупредложению сторон и отражаются в контракте.    2.9 В отношении расчетов и оплаты.    2.9.1  Не  позднее  5-го  числа  каждого  месяца,   следующего  зарасчетным. Продавец обязан представить Потребителю:    1) счет за потребленную электроэнергию и гарантированную  мощностьс приложением, подробных расчетов по объемам;    2) перечень товаров, которые могут быть использованы для оплаты побартеру;    3)   список   кредиторов  с  указанием  суммы  задолженности   длявозможного взаимозачета.    2.9.2  Не  позднее  15-го  числа  каждого  месяца,  следующего  зарасчетным  ,   Потребитель обязан информировать  Продавца  о  способахоплаты                                                         счетов:_____________________________________________________________               (банковский период, бартер, взаимозачет).    2.9.3  Не  позднее  последнего дня каждого  месяца  следующего  зарасчетным  Потребитель обязан рассчитаться за потребленную  в  прошломмесяце электроэнергию и мощность.    2.9.4   При    невыполнении  Потребителем  платежных  обязательствПродавец  имеет право на безакцептное снятие со счета Потребителя  илиснижение   объема   поставляемой  электроэнергии  и   мощности   послепредварительного предупреждения.                         III. Разрешение споров     Каждая  сторона  данного  контракта имеет  право  вынести  спорныевопросы  на  рассмотрение ГАЭ .  Если обе стороны согласны с  решениемГАЭ  по  данному  вопросу,  то стороны не передают рассмотрение  этоговопроса далее в арбитражные или судебные органы.                    IV. Форс-мажорные  обстоятельства     4.1   Обстоятельства   неподлежащие   контролю   сторон   включая:наводнения,   засуху,  землетрясения, бурю, молнию,  эпидемию,  войну,гражданские беспорядки, являются форс - мажорными.    4.2 Если любая из сторон не в силах выполнить  свои  обязательствапо  контракту  ввиду форс - мажорных обстоятельств,  то такая  сторонаосвобождается   от  ответственности  за  невыполнение   или   задержкувыполнения  в той мере,  насколько это возможно,  но при этом  сторонаприлагает все усилия, чтобы устранить такое невыполнение.    4.3   Если    любая  из  сторон  прогнозирует  форс   -   мажорныеобстоятельства,    то  эта  сторона  прилагает  все   усилия,    чтобыпроинформировать  об этом  другую  сторону с тем чтобы другая  сторонамогла смягчить отрицательное воздействие этих обстоятельств.                     V. Процедура внесения изменений     5.1  Если  любая  сторона  контракта  желает  внести  поправку   кконтракту,  то  эта сторона должна представить предложение  о  проектепоправки на рассмотрение ГАЭ. Стороны обсуждают предложенные измененияпо получении отзыва от ГАЭ.    5.2 Поправкой является документ который присоединяется к контрактуи  подписывается  представителями обеих  сторон.   В  поправках  четкоуказываются   те  параграфы  контракта,  которые  были  изменены   илидополнены поправкой.                       VI. Прекращение  контракта     6.1 Действие  данного  контракта  может  быть прекращено на основеобоюдного    согласия   Потребителя   и   Продавца,    с   письменногоподтверждения ГАЭ.    6.2   Подтверждение   ГАЭ  должно  быть  получено   до   окончаниятрехмесячного   срока  с  момента  уведомления  о  желании  прекратитьдействие данного контракта.          VII. Юридические адреса сторон и банковские реквизиты     7.1  Продавец  _____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________     7.2  Потребитель  __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________     7.3  Стороны  обязуются своевременно письменно извещать  обо  всехизменениях указанных выше реквизитов.    Настоящий  контракт  составляется в  трех  экземплярах,   один  изкоторых находится в Госагентстве по энергетике.     Продавец                               Потребитель    ______________________                 ________________________    ______________________                 ________________________    ______________________                 ________________________     ______________199___г.                 _______________199___ г.                               Приложение 10                                КОНТРАКТ                О КУПЛЕ - ПРОДАЖЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ                     МЕЖДУ АО "НАРЫНСКИЙ КАСКАД" И                     АО "НАЦИОНАЛЬНАЯ ЭНЕРГОСЕТЬ"             от _____________     _________________________                           место заключения     Данный контракт  составлен  на  поставку мощности и электроэнергиимежду  ________________________,  именуемый в дальнейшем Производительв  лице    ____________________________________    с   одной   стороныи  ___________________,   именуемый  в   дальнейшем    Покупатель    влице   ___________________________________________________  с   другойстороны.                            I. Общие вопросы     1.1 Настоящий  контракт вступает в силу с __ _____________199__ г.и   действует  до  __  ___________  199__  г.  если  договаривающимисясторонами не будут внесены изменения.    1.2  По  всем  вопросам  не вошедшим в условия  контракта  стороныдолжны   руководствоваться  соответствующими  законодательными  актамиКыргызской Республики.                          II. Предмет контракта     На   период   договорного   срока  Производитель   и   Потребительдоговорились о нижеследующем:    2.1 В отношении объемов мощности и энергии.    2.1.1 Производитель   обязуется  поставлять  Потребителю  плановуюэлектроэнергию согласно следующему графику:     I квартал 199__г.    январь _______________________________________ млн. квт.ч    февраль ______________________________________ млн. квт.ч    март _________________________________________ млн. квт.ч     II квартал    апрель _______________________________________ млн. квт.ч    май __________________________________________ млн. квт.ч    июнь _________________________________________ млн. квт.ч     III квартал    июль _________________________________________ млн. квт.ч    август _______________________________________ млн. квт.ч    сентябрь______________________________________ млн. квт.ч     IV квартал    октябрь_______________________________________ млн. квт.ч    ноябрь _______________________________________ млн. квт.ч    декабрь_______________________________________ млн. квт.ч     2.1.2  Производитель  обязуется  производить  поставку  намеченныхплановых   и  внеплановых  объемов электроэнергии только по  указаниямЦентральной диспетчерской службы (ЦДС).    2.1.3 Потребитель  обязуется информировать ЦДС об объемах мощностии   электроэнергии   которая  должна  поставляться  согласно   данномуконтракту.    2.1.4 Производитель гарантирует  Потребителю  право  на  получениемаксимального объема мощности согласно следующему графику:     I квартал 199__г.    январь _______________________________________ млн. квт.ч    февраль ______________________________________ млн. квт.ч    март _________________________________________ млн. квт.ч     II квартал    апрель _______________________________________ млн. квт.ч    май __________________________________________ млн. квт.ч    июнь _________________________________________ млн. квт.ч     III квартал    июль _________________________________________ млн. квт.ч    август _______________________________________ млн. квт.ч    сентябрь______________________________________ млн. квт.ч     IV квартал    октябрь_______________________________________ млн. квт.ч    ноябрь _______________________________________ млн. квт.ч    декабрь_______________________________________ млн. квт.ч     2.1.5 Потребитель,  согласовав с ЦДС,  может требовать любой объемгарантированной  мощности  до максимального  объема,  указанного  выше(согласование  производится  за 8 часов  до  часа,   когда  необходимагарантированная мощность).    2.2 В отношении характеристик мощности и электроэнергии.    2.2.1  Все  поставки  мощности  и  электроэнергии   осуществляемыесогласно    данному   контракту  будут  проводиться   с   обеспечениемноминального  напряжения и частоты установленными ЦДС или  вытекающимииз ЦДС.    2.3 В отношении пунктов поставок.    2.3.1 Договаривающиеся стороны составляют  акт  разграничения  зонобслуживания     электросетей    и   установок,    который    являетсянеотъемлемой частью настоящего контракта.    2.3.2 Мощность и электроэнергия, поставляемая Производителем будетпредоставлена на границы раздела в следующие пункты:    1._____________________________________________________________    2._____________________________________________________________    2.3.3 Потребитель  отвечает  за  заключение транзитного договора инесет  все  расходы  связанные  с транзитом  электроэнергии,   включаяэлектроэнергию,  которая необходима для покрытия потерь, возникающих втранзитных Линиях Электропередач (ЛЭП ) третьей стороны.    2.4 В отношении составления графика поставок.    2.4.1   Потребитель  постоянно  информирует  ЦДС   о   необходимойПотребителю  мощности и электроэнергии.  Оперативный  график  поставокмощности  и  электроэнергии планирует ЦДС.   Производитель  поставляетэлектроэнергию Потребителю согласно диспетчерским указаниям и суточнымрежимам,  полученным от ЦДС.    2.4.2   Если   ЦДС   определяет,  что   общий   объем   заявленнойэлектроэнергии  в данном календарном месяце будет вызывать  слив  водына  электростанциях Производителя, то ЦДС вправе пересмотреть месячныйграфик  таким  образом,  чтобы  это  не  повлияло  на  годовой   объемзаявленной электроэнергии.    2.5 В отношении учета электроэнергии.    2.5.1 Учет  поставляемой  электроэнергии  осуществляется приборамиучета  установленными в местах,  указанных в п.2.5.2,  проверенными  иопломбированными представителями Производителя.    2.5.2 Список точек учета электроэнергии:    1._______________________________________________________________    2._______________________________________________________________    3._______________________________________________________________    2.5.3 Снятие показаний приборов учета производится ежемесячно с 20по 25 число и актируется представителями сторон.    2.5.4 Если по мнению Производителя  или  Потребителя  существующиеместа   учета   не  могут  обеспечить точность измерения  поставляемойэнергии,   то  обе  стороны делят поровну затраты на установку   новыхизмерительных приборов.    Примечание: Если пункт измерения отличается от пункта поставки, тов   контракте  должна  быть  определена соответствующая  коррекция  напотери между пунктами измерения и поставки.    2.6 В отношении дефицита мощности и перерыва в поставках.    2.6.1 Если Производитель недопоставил полный объем  электроэнергиизаявленной   в   контракте   в  определенный  месяц  ввиду  условий  всистеме Потребителя,  то Производитель не обязан покрывать сложившийсянедоотпуск   в  следующем месяце.  Потребитель  оплачивает  фактическиполученные квт.ч.    2.6.2   Если    недопоставка   заявленного  в   контракте   объемаэлектроэнергии в определенный месяц произошла ввиду условий в  системеПроизводителя, то Производитель должен покрыть сложившийся  дефицит  вследующем месяце.  Потребитель оплачивает фактически полученные  квт.чза  каждый месяц.    2.6.3 Потребитель обязан оплатить  незапрошенный  им  максимальныйобъем  мощности,  который был зарезервирован для  него  Производителемсогласно данного контракта.    2.6.4 Потребитель  платит  только за средний фактически полученныйобъем  мощности в часы,  когда Потребитель затребовал  но  не  получилгарантированную Производителем мощность.    2.7 В отношении тарифов.    2.7.1  Тариф   на  плановую электроэнергию  поставляемую  согласноданному  контракту  _______________ сом  за  1  квт.ч  (без  платы  замощность).    2.7.2 Тариф  на сверхплановую электроэнергию поставляемую согласноданному контракту ______________ сом за 1 квт.ч.    2.7.3 Тариф  на  гарантированную  мощность,  которая резервируетсясогласно данному контракту ________________ сом за 1 квт.ч.    2.7.4 Выше указанные тарифы установлены без учета НДС.    2.8 В отношении пересмотра тарифов .    2.8.1  Ни   Производитель,   ни  Потребитель  не  имеют  права   водностороннем  порядке изменить тарифы на мощность  и   электроэнергиюсогласно данному контракту.    2.8.2 Любое изменение тарифов утверждается  ГАЭ  по  обоснованномупредложению сторон и отражаются в контракте.    2.9 В отношении расчетов и оплаты.    2.9.1  Не  позднее  5-го  числа  каждого  месяца,   следующего  зарасчетным, Производитель обязан представить Потребителю:    1) счет  за потребленную электроэнергию и гарантированную мощностьс приложением подробных расчетов по объемам;    2) перечень товаров, которые могут быть использованы для оплаты побартеру;    3)   список   кредиторов  с  указанием  суммы  задолженности   длявозможного взаимозачета.    2.9.2  Не  позднее  15-го  числа  каждого  месяца,  следующего  зарасчетным,  Потребитель обязан информировать Производителя о  способахоплаты                                                         счетов:_________________________________________________________               (банковский период, бартер, взаимозачет).    2.9.3  Не   позднее  последнего дня каждого месяца  следующего  зарасчетным  Потребитель обязан рассчитаться за потребленную  в  прошломмесяце электроэнергию и мощность.    2.9.4   При   невыполнении  Потребителем  платежных   обязательствПроизводитель    имеет   право   на  безакцептное  снятие   со   счетаПотребителя   или  снижение  объема  поставляемой,  электроэнергии   имощности после предварительного предупреждения.                         III. Разрешение споров     Каждая  сторона   данного контракта имеет  право  вынести  спорныевопросы  на  рассмотрение ГАЭ .  Если обе стороны согласны с  решениемГАЭ  по  данному  вопросу,  то стороны не передают рассмотрение  этоговопроса далее в арбитражные или судебные органы.                    IV.  Форс-мажорные обстоятельства     4.1   Обстоятельства   неподлежащие   контролю   сторон   включая:наводнения,   засуху,  землетрясения, бурю, молнию,  эпидемию,  войну,гражданские беспорядки, являются форс - мажорными.    4.2 Если  любая  из сторон не в силах выполнить свои обязательствапо  контракту  ввиду форс - мажорных обстоятельств,  то такая  сторонаосвобождается   от  ответственности  за  невыполнение   или   задержкувыполнения  в той мере,  насколько это возможно,  но при этом  сторонаприлагает все усилия, чтобы устранить такое невыполнение.    4.3   Если   любая   из  сторон  прогнозирует  форс   -   мажорныеобстоятельства,   то   эта  сторона  прилагает  все   усилия,    чтобыпроинформировать  об  этом другую сторону с тем чтобы  другая  сторонамогла  смягчить  отрицательное воздействие этих обстоятельств.                     V. Процедура внесения изменений     5.1  Если  любая  сторона  контракта  желает  внести  поправку   кконтракту,  то  эта сторона должна представить предложение  о  проектепоправки на рассмотрение ГАЭ. Стороны обсуждают предложенные измененияпо получении отзыва от ГАЭ.    5.2 Поправкой является документ который присоединяется к контрактуи  подписывается  представителями обеих  сторон.   В  поправках  четкоуказывается   те  параграфы  контракта  .которые  были  изменены   илидополнены поправкой.                       VI. Прекращение  контракта     6.1 Действие данного контракта может  быть  прекращено  на  основеобоюдного   согласия  Потребителя  и  Производителя,   с   письменногоподтверждения ГАЭ.    6.2   Подтверждение   ГАЭ  должно  быть  получено   до   окончаниятрехмесячного  срока  с  момента  уведомления  о  желании   прекратитьдействие  данного контракта.         VII. Юридические  адреса сторон и банковские реквизиты     7.1  Производитель  ________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________    7.2  Потребитель  __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________    7.3  Стороны  обязуются своевременно письменно извещать  обо  всехизменениях указанных выше реквизитов.    Настоящий  контракт  составляется в  трех  экземплярах,   один  изкоторых находится в Госагентстве по энергетике.     Производитель                          Потребитель    _______________________                ________________________    _______________________                ________________________    _______________________                ________________________     ______________199___г.                 ______________199___ г.