УТРАТИЛО СИЛУ

        в соответствии с постановлением Кабинета Министров КР

                   от 14 января 2022 года N 9

г.Бишкек, Дом Правительства

от 27 апреля 1998 года N 222

           ПОСТАНОВЛЕНИЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

            Об Основах тарифной политики на электрическую и

               тепловую энергию на период 1998-2000 годы

    Во  исполнение  Закона Кыргызской Республики "Об энергетике"  и  в

целях   установления  и  реализации  экономически   обоснованного    и

социально    приемлемого    механизма   цено-   и    тарифообразования

Правительство Кыргызской Республики постановляет:

    1. Одобрить  прилагаемые Основы тарифной политики на электрическую

и тепловую энергию на период 1998-2000 годы.

    2.  Государственному  агентству по  энергетике  при  Правительстве

Кыргызской   Республики  устанавливать  экономически  обоснованные   и

социально   приемлемые  тарифы  для  каждой  группы   потребителей   в

соответствии   Основам  тарифной   политики   на    электрическую    и

тепловую  энергию  на  период 1998-2000 годы.

    Премьер-министр Кыргызской Республики             К.Жумалиев

                               Одобрены

                     постановлением Правительства

                         Кыргызской Республики

                     от 27 апреля 1998 года N 222

                                ОСНОВЫ

                 тарифной политики на электрическую и

                  тепловую энергию на 1998-2000 годы

                               Введение

    Настоящие Основы тарифной политики  на  электрическую  и  тепловую

энергию   разработаны   во  исполнение  Указа  Президента   Кыргызской

Республики      "О      совершенствовании      системы      управления

электроэнергетической  отрасли",  законов  Кыргызской  Республики  "Об

энергетике" и "Об электроэнергетике" и в соответствии с постановлением

Правительства  Кыргызской  Республики  от 23 апреля 1997 года N 239 "О

Программе разгосударствления и приватизации Кыргызской государственно-

акционерной холдинговой компании "Кыргызгосэнергохолдинг".

    Цель настоящих Основ тарифной политики - разработка,  установление

и   реализация   экономически обоснованного  и  социально  приемлемого

механизма цено- и тарифообразования.

    В основу  стратегии совершенствования тарифной политики республики

на 1998-2000 годы заложены следующие принципы:

    -   цены   должны  быть  экономически  обоснованными  и  социально

приемлемыми;

    - цены  должны отражать полную стоимость производства,  передачи и

распределения  электрической и тепловой энергии,  включая  затраты  на

эксплуатацию   и   техническое  обслуживание,   а   также   возмещение

инвестируемого капитала;

    - потребители будут разделены на группы,  основанные на одинаковых

характеристиках  потребления,  которым  будут  установлены  одинаковые

тарифы при одной и той же политике предоставления услуг, учета и сбора

платежей;

    -   цены  должны  повышаться  последовательно,  чтобы  не  вызвать

внезапных экономических трудностей для каждой группы потребителей;

    -  устанавливаемые   тарифы  должны отражать  реальную  разницу  в

стоимости предоставления услуг различным группам потребления;

    -   существующее   перекрестное  субсидирование  из  одной  группы

потребителей в другую группу должно постепенно исключаться;

    - минимальный  объем  электропотребления  для обеспечения жизненно

необходимых  нужд  с  учетом электропищеприготовления  должен  быть  в

пределах  до  150  кВт.ч  в  месяц,  а все остальные  льготы,  включая

электроотопление  до  1200 кВт.ч в месяц, должны быть  пересмотрены  и

отменены;

    - субсидии  должны  быть  направлены  непосредственно потребителям

(населению)   с  низким  доходом  через  правительственные   программы

социальной защиты.

    В настоящих Основах тарифной политики на основе анализа  состояния

энергосистемы   за  1991-1997  годы  приводятся  дальнейшие  пути   ее

развития и технико-экономические прогнозы с учетом  изменения  цен  на

основные  энергоносители.  В работе использованы аналитические  данные

министерств   и   административных  ведомств,  АО   "Кыргызэнерго"   и

рекомендации иностранных консультантов.

    Реализация  тарифной  политики  в течение  переходного  периода  и

реструктуризации  электроэнергетического сектора будет  осуществляться

вместе   с  изменениями  в  организационном  и  юридическом    статусе

энергопредприятий,     вовлеченных    в    производство,     передачу,

распределение и снабжение электрической и тепловой энергией.  Основные

принципы  тарифной  политики соответствуют   будущей  реструктуризации

электроэнергетической отрасли и останутся неизменными.

                    1. Состояние электроэнергетики

    1.1. Техническое состояние

    АО "Кыргызэнерго" имеет в своем ведении 17 электрических станций с

суммарной   установленной  мощностью  3586,48  МВт,  в  том  числе  15

ГЭС  (2948,48 МВт) и 2 теплоцентрали,  расположенные в городах  Бишкек

(588  МВт)   и  Ош  (50  МВт).   В таблице (приложение  1.1)  показаны

установленные мощности электрических и тепловых станций.

    Гидроэнергетические   мощности.   Основная   часть   установленных

гидроэнергетических   мощностей  сосредоточена    в    Нижне-Нарынском

каскаде.  Со строительством Уч-Курганской гидроэлектростанции  в  1960

году   была  начата  программа  освоения  гидроресурсов  р.Нарын.    В

семидесятых  годах  была построена Токтогульская ГЭС с  водохранилищем

многолетнего  регулирования объемом 19,5 миллиардов кубических  метров

воды  и  с   установленной  мощностью  1200  МВт,  а также Курпсайская

ГЭС  (800  МВт).   В  дальнейшем  на каскаде  было  начато  сооружение

Ташкумырской   ГЭС   (450   МВт)  и  Шамалды-Сайской  ГЭС  (240  МВт),

строительство которых еще не завершено.

    Тепловые мощности.  Города Бишкек и Ош  обеспечиваются  теплом  от

двух   ТЭЦ (в городе Бишкек - ТЭЦ-1 на 588 МВт,  в городе Ош - ТЭЦ  на

50  МВт).   Бишкекская  ТЭЦ-1 состоит из  10  турбогенераторов  и   24

котельных  установок,  способных работать на угле, мазуте и  природном

газе.  Ошская  ТЭЦ  состоит из двух паровых турбин  и  трех  котельных

установок, работающих на мазуте и природном газе.

    В   1997   году  АО  "Кыргызэнерго"  выработало  12,6   млрд.кВт.ч

электроэнергии,  из  которых 1,65 млрд.кВт.ч  выработано  на  тепловых

электрических  станциях,  что составило 13,1% от общего объема.  Одной

из  основных  причин  снижения выработки  электроэнергии  на  тепловых

станциях является высокая стоимость и дефицит энергоносителей.

    Значительное снижение  выработки электроэнергии за последние 5 лет

тепловыми   станциями  обусловило  необходимость  повышения  выработки

электроэнергии   на   гидроэлектростанциях,  что   привело   к   более

интенсивной    сработке    запасов   гидроресурсов    из     головного

водохранилища   Токтогульской ГЭС  (приложение  1.2).   Если  до  1991

года  доля гидроэнергетики в общем балансе выработки электроэнергии  в

среднем составляла 60-65%, то к 1997 году она выросла до 90%.  За  это

время   объем   зимней   сработки  запасов  воды   из   Токтогульского

водохранилища  на   нужды  выработки  электроэнергии  возрос   с   0,3

млрд.куб.метров  в  осенне-зимний  период  1990-91   года,    до   2,9

млрд.куб.метров в осенне-зимний период 1996-97 года.

    При  сохранении  такого режима эксплуатации в  условиях  маловодья

полезный  объем  Токтогульского  водохранилища  может  быть  полностью

использован.  С  уменьшением  напора воды будет увеличиваться удельный

расход  воды  на  выработку  1  кВт.ч  электроэнергии.   Себестоимость

вырабатываемой  электроэнергии зависит от  объема  воды.  Связь  между

себестоимостью выработанной энергии при разных объемах воды   дана   в

графике  (приложение 1.3).

    Расход воды на выработку 1  кВт.ч  электроэнергии  при  объеме  16

млрд.куб.м  воды в водохранилище составляет 2,3 куб.м, и в  дальнейшем

он будет увеличиваться при уменьшении объема воды:

    при 13 млрд.куб.м - 2,9 куб.м;

    при 10 млрд.куб.м - 3,03 куб.м;

    при 6 млрд.куб.м - 4,5 куб.м.

    Для   покрытия   общего  баланса  энергии  и  мощности   выработка

электроэнергии    на    ТЭЦ   города  Бишкек   должна   увеличиваться.

Соотношение  объема  воды  в Токтогульском водохранилище  и  выработки

электроэнергии  на  ТЭЦ города  Бишкек  при  различных   объемах  воды

характеризуется следующими данными:

  --------------------------------------------------------------------

  Объем воды в водохранилище|Необходимая выработка|    Себестоимость

          (млрд.куб.м)      |электроэнергии на ТЭЦ|электроэнергии  на

  ТЭЦ

                            |    (млрд.кВт.ч)     |     (млн.сомов)

  --------------------------|---------------------|-------------------

              16            |        1,43         |         390

              13            |        1,65         |         450

              10            |        2,2          |         600

               9            |        2,6          |         710

               6            |        3,1          |         846

  --------------------------------------------------------------------

    По причине маловодья в водохранилище Токтогульской ГЭС в 1997 году

выработка  электроэнергии  на Бишкекской ТЭЦ  увеличилась  на  18%   и

составила 1655 млн.кВт.ч.

    Необходимо  разработать   оптимальный  график  использования  воды

Токтогульского   водохранилища,  сбалансированный   по   ирригации   и

энергетическому   режиму,   и  согласовать  его  с   заинтересованными

сторонами.   Зависимость выработки и полезного отпуска  электроэнергии

от   объема   воды  в Токтогульском водохранилище показана на  графике

(приложение 1.4).

    При   объеме  воды  16  млрд.куб.м  в  водохранилище   и   попуске

среднегодового   притока   выработка   электроэнергии  составит   5390

млн.кВт.ч.  Из графика следует:

    при 13 млрд.куб.м - 4780 млн.кВт.ч;

    при 10 млрд.куб.м - 3440 млн.кВт.ч;

    при 9 млрд.куб.м - 2970 млн.кВт.ч;

    при 6 млрд.куб.м - 1330 млн.кВт.ч.

    При этом следует иметь в виду, что экспорт электроэнергии возможен

при  общей  выработке  электроэнергии более 10,2  млрд.кВт.ч,   а  при

выработке    электроэнергии   менее  8  млрд.кВт.ч  появится   дефицит

электроэнергии.

    Увеличение  выработки   на  ГЭС  возможно  при  полном  завершении

строительства и выводе на проектную мощность Ташкумырской и   Шамалды-

Сайской  ГЭС,    предусматривающие  необходимые   капиталовложения   в

сумме    66,7  млн.долларов  США.   В  связи  с   физическим   износом

необходимо   изыскать средства  на реконструкцию Уч-Курганской  и  Ат-

Башинской ГЭС в объеме 18 млн.долларов США.

    В настоящее  время  АО "Кыргызэнерго" эксплуатирует 10652 км линий

электропередачи  напряжением  35-500 кВ,  56065  км  распределительных

линий  электропередачи  напряжением 0,4-10 кВ.  Количество  подстанций

напряжением  35  кВ и выше достигло 506 штук общей  мощностью   9091,9

мВА,   18781 трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ суммарной мощностью

3191 мВА.

    Изменение   структуры  потребления  электроэнергии    в    сторону

коммунально-бытовых    нужд  также  привело   к   серьезной   загрузке

трансформаторов  как  подстанций  220/110  кВ  и  110/35  кВ,   так  и

распределительных    сетей.   Значительно   увеличилось    повреждение

трансформаторов   сетей  10/6  кВ  (приложение  1.5).   Из-за   частых

перегрузок и невыполнения объемов строительства электрических сетей за

последние  годы (приложения 1.6, 1.7, 1.8) в настоящее время  подлежат

реконструкции:

    ВЛ-0,4 кВ - 10574 км (36,6% от общей протяженности ВЛ);

    ВЛ-10 кВ - 6665 км (22,5%);

    ВЛ-35 кВ - 600 км (14,1%).

    Необходимые капиталовложения на их реконструкцию составят на:

    ВЛ-0,4 кВ - 211,48 млн.долларов США;

    ВЛ-10 кВ - 133 млн.долларов США;

    ВЛ-35 кВ - 21 млн.долларов США (приложение 1.9).

    Анализ нагрузок в осенне-зимний период 1997-98 года  показал,  что

перегружены   также   распределительные  и   системообразующие   сети,

исчерпав почти все оперативные резервы в энергосистеме:

    - нагрузка ПС-500 кВ "Фрунзенская" составляла 100%;

    - перегружаются на 20%  и более ПС-220 кВ "Кара-Балта", "Узловая",

"Октябрьская", "Алай".

    Перегружены на 10-20% трансформаторы подстанций 110 кВ:

    ПС "Нарын-1", "Угут", "Жетиген" (Нарынская область);

    ПС "Кант", "Ново-Троицкая", "Жаны-Жер", "Манас" (Чуйская область);

    ПС "Узген-110", "Кара-Кулжа", "Ош-6", "Кадамжай", "Мангит" (Ошская

область);

    ПС  "Базар-Коргон",   "Караван",   "Жалал-Абад"   (Джалал-Абадская

область);

    ПС "Пржевальск", "Тюп" (Иссык-Кульская область).

    По линиям электропередачи:

    - до 30% перегружалась ВЛ-220 кВ Кара-Балта-Главная;

    -  до  20%   перегружались ВЛ-110 кВ  Кант-Ивановка,  Октябрьская-

Кара-Суу;

    -  из-за  ограниченной  пропускной способности   ВЛ-110   кВ   ТЭЦ

Бишкек-Кант  не  полностью  обеспечивается передача электроэнергии  от

Бишкекской ТЭЦ.

    За   длительный  период  эксплуатации  (более  30  лет)  и   из-за

атмосферных воздействий значительно снизилась пропускная способность и

ухудшилось техническое состояние проводов на ВЛ-35 кВ Металлургическая-

Халмион  и  Халмион-Хан,  имеются ряд линий  35  кВ,   выполненных  на

деревянных опорах.

    К  тепловырабатывающим  предприятиям АО  "Кыргызэнерго"  относятся

котельная Иссык-Кульского ПЭС города Каракол, электрокотельная  города

Кызыл-Кия,     Бишкекское   предприятие   тепловых    сетей    (БПТС),

осуществляющие  централизованное  теплоснабжение  потребителей  города

Бишкек.

    В целом с 1991 по 1997 год произошел  спад  производства  тепловой

энергии   на  51,3%.  Это  объясняется  тем,  что  одним  из  основных

потребителей  в  1991  году  были  промышленные  предприятия.  Высокая

стоимость   тепловой   энергии   вынуждает   промышленные  предприятия

отказываться  от  тепла  предприятий АО "Кыргызэнерго",   устанавливая

индивидуальные   источники  производства  тепловой  энергии  на  самом

предприятии.

    Баланс    тепловой    энергии   (выработка,    продажа,    потери)

тепловырабатывающих предприятий энергосистемы по годам, с 1991 по 1997

год, приведен в приложении 1.10.

    ТЭЦ  городов  Бишкек  и  Ош  осуществляют  выработку  тепловой   и

электрической энергии.

    Номинальная  мощность  ТЭЦ  города  Бишкек  на  конец  1997   года

составила   588   МВт.   Мощность  тепловой  энергии,   вырабатываемая

отопительными котельными установками (ОКУ) энергосистемы,   составляет

660    Гкал/час.    Основное   и   вспомогательное    теплотехническое

оборудование,   участвующее  в производстве,  передаче,  распределении

тепловой  энергии,   находится  в крайне  изношенном  состоянии.   17%

основного  оборудования (4  котельные установки) ТЭЦ эксплуатировались

свыше  200 тыс.часов,  то есть около 23 лет при сроке службы котельных

установок  25  лет.  13  котельных  агрегатов  проработали  свыше  100

тыс.часов, около 15 лет. В связи с этим коэффициент полезного действия

котельных агрегатов на ТЭЦ колеблется в пределах 80-83%.

    На ТЭЦ города Бишкек  в  связи  с  отсутствием  финансирования  (5

lkm.долларов  США) не начато строительство новой 11 турбины  мощностью

90  МВт  (оборудование  имеется). Ввод 11 турбины  позволит  увеличить

мощность ТЭЦ на 13%.

    Предприятия тепловых сетей энергосистемы (БПТС,  тепловые сети ТЭЦ

города   Ош,  котельная  ИПЭС),  централизованно  снабжающие  тепловой

энергией  потребителей в виде пара и горячей воды,  имеют на   балансе

490  км трубопроводов в двухтрубном исчислении, в том числе 422 км для

горячего водоснабжения и 68 км паровых трубопроводов.

    Согласно нормативно-техническим  стандартам тепловые потери систем

теплоснабжения должны составлять 5,6%. Фактические же  потери  в  1997

году  на  БПТС  в  среднем за год составили  12%,   однако,  в  зимний

отопительный   период   потери  достигают   25,3%,   что   объясняется

изношенностью    тепло-   и    паропроводов   системы,     отсутствием

изоляционного   слоя  на  поверхностях  трубопроводов,  некачественной

изоляцией поверхностного слоя трубопроводов.

    Потери  тепловой  энергии в 1997 году по сравнению  с  1991  годом

увеличились  примерно в 2 раза. В 1991 году тепловые потери  составили

6,6%, а в 1997 году - 12% (приложения 1.11 и 1.12).

    За период  с 1997 года средняя нагрузка энергетических котлов типа

БКЗ-160-100  ТЭЦ  города  Бишкек (ст.   1-13)  составила   60-80%,   а

котлов БКЗ-220-100 до 90% от номинальной производительности.

    Основными причинами снижения производительности являются:

    -   неудовлетворительное  состояние  обмуровки  котлов   и   кубов

воздухоподогревателей;

    - износ на 60% углеразмольного оборудования топливно-транспортного

цеха ТЭЦ;

    - некачественное  топливо  (наличие  повышенной влажности твердого

топлива до 35% против проектного - 10% и высокой зольности).

    В   настоящее  время  ввиду  дефицита  республиканского   бюджета,

отсутствия   финансовых  средств  у  тепловырабатывающих   предприятий

энергосистемы   из-за   низких  тарифов  на   теплоэнергию,    которые

практически   не   покрывают  даже  затрат  на  ее  производство,    и

необходимости    значительных   объемов   капиталовложений    возникла

необходимость    привлечения   иностранных    инвестиций    с    целью

усовершенствования  и  реконструкции  основного  и    вспомогательного

оборудования   тепловырабатывающих и  теплопередающих  предприятий,  в

основном теплоэлектроцентралей (ТЭЦ).

    Согласно  данным  ТЭЦ  и  экспертов,  для  эффективной,  надежной,

безопасной  работы необходимо произвести следующие виды  работ   общей

стоимостью 60-70 миллионов долларов США:

    - реконструкция и переоснащение котельных  установок  (ст.  14-20)

ТЭЦ   города  Бишкек  (7 котельных агрегатов) для продления  срока  их

службы;

    - монтаж установки турбогенератора N 11 мощностью 90 МВт;

    - совершенствование контрольно-измерительной аппаратуры;

    - восстановление  системы  центрального отопления,  то есть замена

12,5 км тепловых сетей, подвергшихся коррозии;

    - замена тепловой изоляции надземных трубопроводов;

    - установка насосов с регулируемой скоростью работы  для  перевода

их   с   нынешнего  режима "постоянный поток/регулируемая температура"

на режим "регулируемый поток";

    - установка приборов учета тепловой энергии и горячей воды.

    При осуществлении вышеуказанных  мероприятий  общая  эффективность

предприятия   по   выработке   и  передаче  тепловой  и  электрической

энергии повысится значительно.

    1.2. Структура потребления электрической и тепловой энергии

    В   течение   1991-1997   годов   общее   внутреннее   потребление

электрической  и  тепловой  энергии снизилось.  Но основные  изменения

произошли в структуре  потребления  (приложение  1.13).  При  снижении

потребления    электроэнергии     в     течение     1991-1997    годов

промышленностью  с  43,1%  до 31,8% доля коммунально-бытового  сектора

возросла с 27,2% до 44,2%. Рост потребления электроэнергии коммунально-

бытовым   сектором  обусловлен  низкими  затратами  при  использовании

электроэнергии  в  сравнении   с  другими энергоносителями  для  целей

отопления,  приготовления пищи и водонагрева.  Существуют  нормативные

документы,   поощряющие использование электрической  энергии  с  целью

замещения импортируемого угля,  мазута и природного газа.  Потребление

энергоносителей по республике в 1996 году по сравнению  с  1991  годом

уменьшилось:

    - угля с 4400 тыс.тонн до 481,8 тыс.тонн или в 9,8 раза,  то  есть

потребление снижено на 115 млн.долларов США;

    - газа с 2214 млн.куб.м до 995 млн.куб.м или в 2,23 раза -  на  63

млн.долларов США;

    -  сжиженного газа с 125 тыс.тонн до 1,14 тыс.тонн или в  109  раз

на 36,5 млн.долларов США;

    - топочного мазута с 887 тыс.тонн до 94,6 тыс.тонн или в 9,3  раза

- на 60,6 млн.долларов США.

    Всего использование энергоресурсов снижено на  160,1  млн.долларов

США.   Замещение   вышеуказанных  энергоносителей  электроэнергией  за

счет  низкого тарифа практически привело к скрытой дотации  в  размере

более 60 млн.долларов США.

    Потребление  угля  и  топочного  мазута  по  тепловым  станциям  и

котельным АО "Кыргызэнерго" в 1996 году по сравнению с 1991 годом тоже

уменьшилось:

    - угля  с  1009,5  тыс.тонн  до 454,9 тыс.тонн или в 2,2 раза - на

16,6 млн.долларов США;

    - природного  газа  с 1033 млн.куб.м до 483,2 млн.куб.м или в 2,13

раза - на 28,6 млн.долларов США;

    - топочного мазута с 294 тыс.тонн до 42,1 тыс.тонн или в 6,98 раза

- на 19,3 млн.долларов США.

    За 1991-1997  годы  на использование электроэнергии для отопления,

горячего   водоснабжения  и  пищеприготовления  в   сфере   социально-

культурного,    коммунально-бытового   назначения    переведено   4713

объектов,   в  том числе 552 объекта здравоохранения,  что  составляет

58%, 864 - просвещения,  что составляет 48% от имеющихся в республике.

Также переведено на электроотопление 1348 административных учреждений,

45672 частных дома. В республике эксплуатируется 122 электрокотельных,

из  них 101 для централизованного теплоснабжения.  Всего установленная

мощность  электрокотлов в республике, используемых на цели  отопления,

848 тыс.кВт.

    Изменения структуры потребления электроэнергии в 1991 и 1997 годах

показаны на графиках в приложениях 1.14, 1.15.

    В настоящее время АО "Кыргызэнерго" имеет более 975000  абонентов,

в том числе более 950000 - население.

    Анализ производства,  передачи и распределения  электроэнергии  за

последние  6  лет  (с  1991 года по 1997 год) показывает,  что  потери

электроэнергии выросли в 4,5 раза.  Если в 1991 году потери составляли

1064  млн.кВт.ч,   то   в  1997 году они составили  4870,3  млн.кВт.ч.

Выработка электроэнергии в 1991 году составляла 13972 млн.кВт.ч,  а  в

1997  году  12584 млн.кВт.ч,  то есть она снижена на 10%. В 1997  году

системные потери по сравнению с 1991 годом выросли более чем в  четыре

раза   и  достигли  38,8%  от отпуска электроэнергии в сети.  При этом

технические  и  коммерческие потери составили  соответственно  14%   и

24,8%  (приложения 1.16, 1.17).

    Высоким остается уровень коммерческих потерь энергии в сетях  и  в

1997   году.  По  данным  АО  "Кыргызэнерго",  при  выработке  12584,4

млн.кВт.ч электроэнергии коммерческие потери в сетях составили  24,8%,

а  при   отпуске с коллекторов 2795,1 тыс.Гкал теплоэнергии  суммарные

потери в сетях - 12,0%.

    Это   показывает,    что   за  последние   годы   предприятия   АО

"Кыргызэнерго"    глубоко   не   занимались    анализом    потребления

электроэнергии,  четко  не  определили  соотношения   и   составляющие

технических    и    коммерческих   потерь.    В   частности    хищение

электроэнергии,  особенно  в  осенне-зимний  период,   в  отчетах   АО

"Кыргызэнерго"    показывали    как    недобор    полезного    отпуска

электроэнергии.

    Увеличение потребления электроэнергии населением в 1996-1997 годах

по   сравнению   с   1995  годом  в  основном   связано   с   хищением

электроэнергии,  а  также  массовым  использованием   (более   70%)  в

осенне-зимний  период электроэнергии для отопления,  пищеприготовления

и    водонагрева   вместо  угля   и   газа.   Среднемесячный   уровень

потребления  электроэнергии  среди  населения  на  одного  абонента  в

настоящее  время  достиг 250 кВт.ч и имеет тенденцию   к   дальнейшему

росту,  а в некоторых регионах достиг до 450 кВт.ч на одного абонента,

что    выше   показателей   даже   в   странах,    хорошо   оснащенных

электробытовыми  приборами,  как  например,  в  Англии,  где   среднее

потребление составляет 300 кВт.ч в месяц (приложение 1.18).

    Среднегодовой прирост   потребления   мощности   в  республике  за

1991-1997  годы  составил  117  МВт, в  том  числе  ежегодный  прирост

мощности по северу и по югу энергосистемы соответственно - 69,2 МВт  и

57,6 МВт.

    Суточное потребление  электрической  энергии   в   зимний   период

1997-1998   года   составило  52  млн.кВт.ч против  33,5  млн.кВт.ч  в

сезон 1991-1992 года, или увеличилось в 1,6 раза.

    Оба   фактора    свидетельствуют   об   увеличении   использования

электроэнергии  для  отопления  и  пищеприготовления,   продолжающемся

снижении  эффективности функционирования энергосистемы.

    Внутренний полезный отпуск электроэнергии за 1997 год снизился  на

53,3% по сравнению с 1991 годом.

    Сравнение  данных  1996  года с 1995 годом  показывают  наибольшие

упущения, допущенные в различных регионах республики:

    - в Чуйском ПЭС при росте потребления электроэнергии по  сравнению

с   прошлым   годом  на 250 млн.кВт.ч (5%) снижение полезного  отпуска

(то  есть  выписанных  счетов) составило   на   160   млн.кВт.ч   (или

меньше  на 11,6%);

    -  в  Ошском  ПЭС  полезный  отпуск (то  есть  выписанных  счетов)

электроэнергии  снизился на 257 млн.кВт.ч (или 15,7%) по  сравнению  с

прошлым годом, а потребление возросло на 162 млн.кВт.ч (или 6,7%);

    - в  Кеминском  ПЭС  при  росте  потребления  на 64 млн.кВт.ч (или

9,65%)  произошло  снижение  полезного  отпуска  (то  есть  выписанных

счетов) на 75 млн.кВт.ч;

    - в Джалал-Абадском ПЭС при росте потребления на 63 млн.кВт.ч (или

4%)   полезный  отпуск  (то  есть  выписанных  счетов)  электроэнергии

остался на уровне прошлого года.

    1.3. Финансовое состояние

    Финансовый анализ энергосистемы дает возможность для извлечения  и

толкования  содержащейся  в  финансовых отчетах  информации,  а  также

судить  о  том,   обоснованны ли существующие  тарифы  на  электро-  и

теплоэнергию,   достаточна  ли  прибыльность   вложенных   средств   в

производство.

    Целями финансового анализа является:

    - оценка финансовых показателей для принятия решений;

    - определение потенциала для роста и развития;

    - определение слабых сторон для принятия корректирующих мер;

    - прогноз нужд финансирования.

    Финансовый анализ  АО "Кыргызэнерго" за 1996 год показал,  что вся

финансовая деятельность в АО "Кыргызэнерго" ведется централизованно.

    Платежи в бюджет, а именно, налог на прибыль, налог на добавленную

стоимость,   налог  на  дороги, фонд для предупреждения  и  ликвидации

чрезвычайных    ситуаций,    производятся   централизованно   из    АО

"Кыргызэнерго",  все  остальные виды платежей  предприятия  производят

самостоятельно.

    Уставный капитал  АО  "Кыргызэнерго" по состоянию на 1 января 1998

года:

    уставный фонд - 7060521,0 тыс.сом;

    активы:

    - основные фонды - 6944301,4 тыс.сом;

    - оборотные фонды - 1376174,5 тыс.сом;

    пассивы:

    - кредиторская задолженность - 578425,4 тыс.сом;

    - кредиты (долгосрочные и краткосрочные) - 684719,3 тыс.сом.

    Хотя в 1996 году было значительное повышение тарифов на электро- и

теплоэнергию,   из-за  несоответствия  и  значительного отставания  их

от  темпа инфляции,  изменения курса национальной валюты, роста цен во

всех  отраслях  экономики  республики  и роста цен в странах СНГ и  на

мировом  рынке,  а также из-за высокого уровня коммерческих  потерь  и

неплатежей не улучшились технико-экономические и финансовые показатели

АО "Кыргызэнерго" за 1997 год.

             Технико-экономические показатели и финансовые

               результаты АО "Кыргызэнерго" за 1997 год

-----------------------------------------------------------------------

          Наименование           | Единица |Электроэнергия|Теплоэнергия

                                 |измерения|              |

---------------------------------|---------|--------------|------------

Выработка                        |т.кВт.ч, | 12584410     |    2782,8

                                 |т.Гкал   |              |

На собственные нужды станций     |   -"-   |   235905     |      -

Потери                           |   -"-   |  4675569,3   |     337,6

% потерь                         |    %    |       38,8   |      12

Полезный отпуск,                 |т.кВт.ч, |  7672935,7   |    2445,2

                                 |т.Гкал   |              |

  в том числе:                   |         |              |

  на экспорт                     |   -"-   |  1875693,1   |      -

Средний тариф                    |сомов    |        0,2499|     102,99

Товарная продукция               |тыс.сомов|  1917491,1   |  251841,9

Себестоимость товарной продукции |   -"-   |  1293288,7   |  668438,4

Прибыль, убыток                  |   -"-   |   624202,4   | -416596,5

Рентабельность к себестоимости   |    %    |       48     |     -62

Рентабельность к основным фондам |    %    |        7,8   |      -

Себестоимость 1 кВт.ч.(Гкал)     |сомов    |        0,1686|     273,37

Дебиторская задолженность        |тыс.сомов|   463131     |   68426,1

внутренних потребителей на 1     |         |              |

января 1998 года                 |         |              |

Дебиторская задолженность,       |дни      |      175     |      99

эквивалент в днях                |         |              |

-----------------------------------------------------------------------

    Анализ   технико-экономических   и   финансовых   показателей   АО

"Кыргызэнерго" за 1997 год показывает, что за счет прибыли от экспорта

электроэнергии  субсидируются потребители  внутреннего  рынка  как  по

теплоэнергии  так  и  по  электроэнергии.   Так,   по  предварительным

подсчетам, убыток от отпуска  электроэнергии  населению составил  49%,

сельхозпотребителям 51%  и от отпуска теплоэнергии - 62%.  Все  убытки

покрываются  за  счет прибыли от экспорта электроэнергии.

    Уровень  коммерческих  потерь энергии все  еще  остается  высоким,

вызывая    значительные  финансовые  трудности  в  АО  "Кыргызэнерго".

Причиной  этому  служит  отсутствие приборов учета  у  потребителей  и

неудовлетворительное      техническое     состояние      оборудования,

несвоевременное выставление счетов и неудовлетворительный  сбор  платы

за    потребленную   энергию,   а  также  хищение  путем  нелегального

подключения к электро- и теплосетям.

    При нормативно-технических потерях электроэнергии в  сетях  в  14%

коммерческие  потери  составили 24,8%, то есть  АО  "Кыргызэнерго"  не

дополучило   дохода   на   сумму   свыше   500000    тыс.сомов     (по

среднесложившемуся  тарифу  за 1 кВт.ч на  внутреннем  рынке,  равному

16,68 тыйын).

    Дебиторская  задолженность АО "Кыргызэнерго"  по  состоянию  на  1

января 1998 года составила:

    -  за  потребленную электроэнергию (по выписанным  счетам)   всего

990094,8  тыс.сом,  в  том числе: по экспорту - 518254,5  тыс.сом,  по

внутренним потребителям - 463131,0 тыс.сом;

    - за потребленную теплоэнергию - 68427,9 тыс.сом.

    Наблюдается   непрерывный   рост  дебиторской   задолженности   по

населению.  На 1 января 1998 года по сравнению с 1 январем  1997  года

дебиторская задолженность по населению возросла:

    - за электроэнергию в 1,1 раза;

    - за теплоэнергию в 1,5 раза.

    Дебиторская задолженность  по  внутренним  потребителям в целом по

системе за последние три года составила:

    - на 1 января 1995 года - 380074,0 тыс.сом;

    - на 1 января 1996 года - 384101,4 тыс.сом;

    - на 1 января 1997 года - 481878,7 тыс.сом.

    Если мы проанализируем их тенденцию, то обнаружим:

    -  по   электроэнергии   - тенденцию роста внутренней  дебиторской

задолженности в 1995 году по сравнению с 1994 годом - на 5%;   в  1996

году по сравнению с 1995 годом - на 28%;

    - по теплоэнергии - в сравнении 1995 года к 1994 году  -  снижение

на 19%; 1996 года к 1995 году - прирост на 7%.

    Анализ   тенденции   внутренней   дебиторской   задолженности   по

категориям потребителей представлен в приложении 1.19.

    По категориям потребителей в целом по системе в течение  трех  лет

интенсивный  рост  дебиторской  задолженности  наблюдается  у  бытовых

потребителей,   в  сравнении 1996 года к 1994 году  -  на  222%   и  в

сельском   хозяйстве   -  на  28%,   а  в  промышленности  дебиторская

задолженность идет к снижению,  в сравнении 1996 года к 1994 году - на

6% и у непромышленных потребителей - на 2,5% (приложение 1.20).

    Высокий  уровень  внутренней  дебиторской  задолженности  является

одной   из   главных  причин  наличия  у  энергосистемы   кредиторской

задолженности,  которая  на  1  января 1998  года  составила  578425,4

тыс.сом.

    Для создания благоприятных финансовых условий для улучшения работы

энергосистемы  необходимо принять все меры по  разрешению  проблемы  с

неплатежами и снижению коммерческих потерь до минимума.

    Для снижения коммерческих потерь до минимума (до  3-5%),  а  также

снижения     и    недопущения   превышения   внутренней    дебиторской

задолженности  эквивалента  60 дней в 1998  году  и  в  дальнейшем  АО

"Кыргызэнерго" должно предпринять следующие меры:

    - повсеместно установить приборы учета;

    - постоянно совершенствовать системы начисления и взимания платы;

    - решить с участием Министерства финансов  Кыргызской  Республики,

местных    органов    власти   республики  вопросы  погашения   долгов

бюджетных организаций в срок не более 45 дней;

    -  принять  соответствующие нормативные  акты,   предусматривающие

поощрение   для  дисциплинированных  потребителей  и  наказание    для

нарушителей.

    Ответственность за потребителей, которые по социальным причинам не

могут   оплатить  счета,  должно взять на себя  Министерство  труда  и

социальной   защиты   Кыргызской  Республики.    Оплата   за   энергию

(электричество,  отопление,  горячее водоснабжение,  газ)  для  группы

потребителей  с  низким  уровнем дохода должна производиться  за  счет

средств  бюджета. Необходимо в  бюджете предусматривать финансирование

целевых  субсидий,  предназначенных для семей с низким уровнем дохода,

и  оказания социальной помощи всей категории крайне бедного населения.

Социальная помощь должна предоставляться потребителям,  чей  жизненный

уровень находится ниже  черты бедности.

    Для всех  остальных  потребителей  за  неуплату  поставка  энергии

(электричество,   отопление,   горячее  водоснабжение,   газ)   должна

быть прекращена.

                               2. Тарифы

    2.1. Анализ существующих тарифов и их перспектива

    Электроэнергия в структуре ВВП промышленности составляет 14-16%  и

играет   важную   роль  в  росте  экономики  республики,   обеспечивая

потребности отраслей материального производства и населения республики

в энергоносителях, а также принося твердую валюту от ее экспорта.

    С  одной  стороны,  цены на энергоносители составляют  основу  так

называемой  "ценовой  решетки"  и оказывают  определяющее  влияние  на

формирование всех ценовых пропорций промышленной продукции.  Рост  цен

у производителей промышленной продукции неизбежно оказывает давление и

на  рост  потребительских  цен, тем самым  вызывая  рост  инфляции.  В

условиях   массового   снижения  уровня  жизни  населения,   ухудшения

финансового состояния хозяйствующих субъектов резкое повышение тарифов

создало   бы   внезапные экономические трудности для  потребителей  и,

следовательно,  социальную напряженность в обществе.

    С   другой  стороны,  в  течение  ряда  лет  цены  на  электро-  и

теплоэнергию  оставались  неизменными, они  не  покрывали  фактических

затрат,  глубоко   не  проводился  анализ  и  прогноз  технического  и

финансово-экономического   состояния   энергосистемы,   что    привело

энергосистему  в  упадок.  В результате темпы  роста  цен  на  энергию

значительно отстали от роста инфляции (приложения 2.1-2.3),  от цен  в

других  отраслях  экономики республики, а также от цен  на  энергию  в

странах  СНГ.  В  таблице показаны индексы цен по  отдельным  отраслям

экономики.

        Индексы цен по отдельным отраслям экономики республики

             (декабрь к декабрю предыдущего года; в разах)

-----------------------------------------------------------------------

                                              |1993|1994|1995|1996|1997

----------------------------------------------|----|----|----|----|----

Уровень инфляции                              |14,7| 1,9| 1,3| 1,3|1,15

Индексы цен производителей промышленной       | 3,9| 2,0| 1,2| 1,4|1,15

продукции:                                    |    |    |    |    |

- электроэнергетика                           | 2,0| 2,7| 1,0| 1,8|1,1

- топливная промышленность                    | 4,7| 1,8| 0,8| 1,6|0,9

- цветная металлургия                         | 4,0| 4,6| 0,9| 0,9|1,3

- машиностроение                              | 5,9| 2,0| 1,2| 1,4|1,2

- промышленность стройматериалов              | 5,4| 1,7| 1,2| 1,6|1,2

Индексы цен на продовольственные товары:      | 9,9| 1,7| 1,4| 1,4|1,2

- хлебные продукты                            | 7,6| 2,9| 1,5| 1,4|1,0

- овощи                                       |11,2| 1,2| 1,3| 1,0|0,7

- мясо и мясопродукты                         |12,3| 1,5| 1,6| 1,6|1,5

- молоко и молочная продукция                 |14,5| 1,7| 1,4| 1,4|1,1

- яйца                                        |34,8| 1,6| 1,4| 1,7|1,1

-----------------------------------------------------------------------

    Из  таблицы  и графиков, данных в приложениях, видно, что  в  1993

году отставание индекса цен в электроэнергетике составило:

    - от темпа инфляции более чем в семь раз;

    - от индекса цен в промышленности в два раза;

    - от индекса цен продовольственных товаров в пять раз.

    А  в  1997  году  с  учетом  индекса цен периода  1993-1996  годов

отставание индекса цен в электроэнергетике составило:

    - от темпа роста инфляции за 5 лет в 5,1 раза;

    - от индекса цен в промышленности в 1,4 раза;

    - от индекса цен продовольственных товаров в 3,6 раза.

    Для того,  чтобы цены в электроэнергетике достигли уровня инфляции

1997  года,   необходимо  увеличить тарифы на  электроэнергию  в   5,1

раза,  соответственно,   чтобы  достигнуть   уровня  цен  промышленной

продукции и продовольственных товаров,  необходимо увеличить тарифы  в

1,4 и 3,6 раза.

    Кроме того,  цены на электроэнергию оказались  ниже  других  видов

топливно-энергетической  продукции,   что  стимулировало  еще  большее

число  потребителей перейти на использование электричества в  качестве

заменителя угля или газа при пищеприготовлении и обогреве.

    Таким   образом,   искаженная  структура  относительных   цен   на

конкурирующие   между   собой  виды  топлива   привела  к  образованию

значительных  диспропорций в структуре потребления,   следствием  чего

являются   развал  рынка сбыта угля,  отказ промышленных  предприятий,

организаций  и  учреждений  от услуг тепловырабатывающих  предприятий,

увеличение   потребления   электроэнергии   в   целях   отопления    и

пищеприготовления,  что негативно отразилось на техническом  состоянии

электроэнергетической отрасли.

    По причине  маловодья  в водохранилище Токтогульской ГЭС,  в целях

покрытия баланса энергии и мощности выработка электроэнергии  на   ТЭЦ

в  1997  году по сравнению с 1996 годом увеличилась на 18%, вследствие

чего  увеличились  общие затраты на выработку. В 1998  году  выработка

электроэнергии на ТЭЦ увеличится еще на 54% и составит 2563  млн.кВт.ч

(выработка  на  ГЭС  составит  9669  млн.кВт.ч  или  79%    от   общей

выработки).    Кроме  того,   все   больше   встает   проблема   сбыта

электроэнергии на экспорт,  в частности в Казахстан.   Их  долг  на  1

января  1998  года  составил  24583,0 тыс.долларов  США,  свыше  420,0

млн.сом.

    Энергосистема, являясь фондоемкой отраслью, работает в основном на

импортируемом   сырье   и  материалах.   Недооценка  основных   фондов

снизила амортизационные затраты,  недостаточно средств направлялось  в

фонды  для  ремонта  и  капитальных  вложений,  что привело к  излишне

оптимистичным перспективам роста доходов и,  тем самым, искусственному

занижению  цены на  энергию.  Это негативно отразилось на  техническом

состоянии энергосистемы, а значит и на энергообеспечении потребителей.

    В  связи  с  этим  необходима переоценка основных  фондов,   чтобы

обеспечить  необходимый  объем собственных  и  заемных  капиталов  для

восстановления и развития энергосистемы.

    В   течение  ряда  лет  на  внутреннем  рынке  сбыта  электро-   и

теплоэнергии  применяются  одноставочные тарифы,  которые  состоят  из

платы   за   киловатт-час  (кВт.ч)  отпущенной  потребителю   активной

электрической энергии.

    Ниже в  таблице дается изменение и структура тарифов на электро- и

теплоэнергию.

       Изменение и структура тарифов на электро- и теплоэнергию

-----------------------------------------------------------------------

                   |1993,|1994, |Рост |1996,|Рост |    1996     |Рост

                   |конец|март  |та-  |ап-  |та-  |-------------|та-

                   |года |      |рифа |рель |рифа |июль |  июль |рифа

                   |     |      |1994/|     |1996/|     |(с НДС)|07.96/

                   |     |      |1993 |     |1994 |     |       |04.96

                   |     |      |(в   |     |(в   |     |       |(в

                   |     |      |ра-  |     |ра-  |     |       |ра-

                   |     |      |зах) |     |зах) |     |       |зах)

-------------------|-----|------|-----|-----|-----|-----|-------|------

  Электроэнергия   |     |      |     |     |     |     |       |

  (тыйын/кВт.ч):   |     |      |     |     |     |     |       |

Промышленность     | 5,45| 11   | 2,0 |  15 | 1,4 | 25  |   30  |  1,7

Сельское хозяйство | 3,78| 11   | 2,9 |  15 | 1,4 | 25  |   30  |  1,7

Бюджет             | 3,78| 11   | 2,9 |  15 | 1,4 | 25  |   30  |  1,7

Население          | 3   |  6   | 2,0 |   9 | 1,5 | 10  |   12  |  1,1

Свыше 300 кВт.ч    |     |      |     |  11 |     | 20,8|   25  |  1,9

  Теплоэнергия     |     |      |     |     |     |     |       |

  (сом/Гкал):      |     |      |     |     |     |     |       |

Промышленность     |47,75|124   | 2,6 | 207 | 1,7 |207  |  248,4|

Население          | 5   | 15(*)| 3,0 |  60 |     | 75  |   90  |  1,3

Теплицы, парники   |47,75|124   | 2,6 | 124 |     |124  |  148,8|

Бюджет             |40,13|124   | 3,1 | 207 | 1,7 |207  |  248,4|

-----------------------------------------------------------------------

    (*) В 1995 году был утвержден тариф на теплоэнергию для  населения

30 сомов за 1 Гкал.

    Тарифы на электроэнергию в 1997 году остались на  уровне  тарифов,

утвержденных в июле 1996 года.

    За электроэнергию бытовые потребители  платили  в  соответствии  с

2-ступенчатой  структурой тарифов с увеличивающимися ценами.  В  связи

с  увеличением потребления электроэнергии в целях отопления  в  апреле

1996  года   был   установлен   лимит потребления  электроэнергии  для

населения  в  отопительный период 300 кВт.ч в  месяц  по  минимальному

тарифу  (9  тыйын).  Постановлением  Комиссии  Министерства  экономики

Кыргызской Республики по утверждению тарифов от 6 октября 1996 года  N

6 лимит в 300 кВт.ч в  месяц был увеличен до 700 кВт.ч в месяц.

    Во исполнение постановления Жогорку Кенеша  Кыргызской  Республики

от    27    декабря   1996   года  N  521-I  Правительство  Кыргызской

Республики своим постановлением от 27 марта 1997 года N 166  увеличило

лимит  потребления электроэнергии в отопительный сезон по минимальному

тарифу (12 тыйынов) до 1200 кВт.ч в месяц. Вместе с тем, по данным  АО

"Кыргызэнерго",   в   отопительный  период  по республике  фактическое

потребление  за  1996 год в месяц на одного абонента  составило  284,7

кВт.ч,  в летний период 209,7 кВт.ч в месяц.  Это меньше на 4,2  раза,

чем лимит потребления,  установленный постановлением Жогорку Кенеша  и

Правительством Кыргызской  Республики.  Следовательно,   установлением

этих   норм  нарушены  принципы  социальной  справедливости  и  льготы

получили   абоненты,   потребляющие  40  кВт.ч   в   день,   то   есть

состоятельные  слои  населения,  способные  платить  за   потребляемую

электроэнергию без каких-либо льгот.

    Постановлением Исполнительного совета Госагентства по энергетике N

3-п  от  16 февраля 1998 года на внутреннем рынке были повышены тарифы

на электрическую энергию в среднем на 25% к факту 1997 года.

    Введены   двухставочные   тарифы  за  использование   промышленным

потребителем  заявленной максимальной электрической мощности свыше 150

кВт  и непромышленному потребителю с установленной мощностью 10 кВт  и

выше.

    За электроэнергию  бытовые  потребители  платят  в  соответствии с

3-ступенчатой  структурой  тарифов с увеличивающимися  ценами,  первый

блок  которых  составил до 150 кВт.ч;  второй блок - до  500  кВт.ч  в

отопительный период и до 300 кВт.ч в летний период;  третий   блок   -

свыше  500 кВт.ч  и свыше 300 кВт.ч соответственно.  Повышение тарифов

в  среднем  к  факту 1997 года составило на 42%, но тем не  менее  они

остаются ниже себестоимости. Также остаются ниже себестоимости  тарифы

для    сельхозпотребителей.   И   население   и    сельхозпотребителей

субсидируют.

    Состояние    микроэкономических   показателей   сегодня    диктует

необходимость  функции социальной защиты не перекладывать  на  объекты

промышленности.  В будущем необходимо изменять экономическую  ситуацию

и  быстрыми  темпами  по следующим причинам - во-первых,  промышленная

продукция     будет    терять    конкурентоспособность,     во-вторых,

промпредприятиям по техническим условиям энергия обходится дешевле чем

низковольтным     потребителям   (населению)    и    случаи    хищения

электроэнергии там исключены.  Таким образом,  искусственное повышение

тарифов  для  промышленности снижает создание  дополнительных  рабочих

мест.   В   перспективе  тарифы  должны  быть   четко   разделены   на

экономические и социальные (что есть в любом государстве).

    Тарифы   должны  устанавливаться  такие,   которые  позволили   бы

энергосистеме    обеспечить    свою    финансовую    жизнеспособность,

показателем   которой  является  их  способность  финансировать   свое

расширение  частично  за счет  своих  собственных ресурсов и  частично

за  счет  кредитов,   обладая возможностью  погашать  задолженность  в

условиях рыночной конкуренции.

    На   основании  вышеизложенного  с  некоторыми  допущениями   были

просчитаны    несколько   вариантов   среднеотпускных    тарифов    на

электроэнергию.

    Первый вариант  просчитан с учетом платежеспособности потребителей

на  внутреннем  рынке.  Базой для этого варианта  взяты  среднегодовые

тарифы 1996 года.

    При этом варианте тариф на электроэнергию до 2000 года  сохранится

на  уровне  среднесложившегося тарифа 1996 года,  более того  за  счет

снижения отпуска на экспорт в 1999-2000 годах даже снизится  на  2-5%,

но   эти   тарифы  явно  приводят  к  развалу  энергетической  системы

республики.

-----------------------------------------------------------------------

                Годы                 |1996 |1997 | 1998 | 1999 | 2000

-------------------------------------|-----|-----|------|------|-------

Средний отпускной тариф на           |15,45|15,04| 15,26| 14,3 | 14,74

электроэнергию (тыйын),              |     |     |      |      |

  в том числе средний отпускной тариф|11,39|11,56| 11,57|  9,63| 10,14

  на внутреннем рынке (тыйын)        |     |     |      |      |

Средний отпускной тариф на           |71,14|85,65|254,36|252,82|251,97

теплоэнергию (сомов)                 |     |     |      |      |

-----------------------------------------------------------------------

     Второй вариант также учитывает  социально-экономическое  положение

всех  категорий  потребителей  на  внутреннем  рынке на базе 1996 года,

приближенный к 1997 году.  При данном варианте тариф  к  2000  году  по

сравнению с 1996 годом повысится на 25%. Это также приведет к ухудшению

технического состояния энергосистемы и оттолкнет  инвесторов,  особенно

внешних.

-----------------------------------------------------------------------

                Годы                 |1996 |1997 | 1998 | 1999 | 2000

-------------------------------------|-----|-----|------|------|-------

Средний отпускной тариф на           |15,45|18,19| 18,59| 18,16| 19,3

электроэнергию (тыйын),              |     |     |      |      |

  в том числе средний отпускной тариф|11,39|15,16| 15,31| 15,07| 15,25

  на внутреннем рынке (тыйын)        |     |     |      |      |

Средний отпускной тариф на           |71,14|85,65|285,18|288,96|291,85

теплоэнергию (сомов)                 |     |     |      |      |

-----------------------------------------------------------------------

     Третий вариант предполагает плавное повышение тарифов на электроэ-

нергию в период 1998-2000 годов. Базой для этого варианта берутся тари-

фы 1997 года. С 1998 года до 2000 года тариф на электроэнергию повысит-

ся в среднем на 31%  в год. Это обеспечит необходимый объем капитальных

вложений для ремонта и восстановления электроэнергетических объектов  и

будет  отвечать требованиям международных финансовых институтов.  Энер-

госнабжение можно будет оздоровить,  но еще нельзя будет  улучшить  или

расширить обслуживание потребителей.

-----------------------------------------------------------------------

                Годы                |1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000

------------------------------------|-----|------|------|------|-------

Средний отпускной тариф на          |15,45| 25,00| 26,78| 35,08| 43,47

электроэнергию (тыйын),             |     |      |      |      |

  в том числе средний отпускной     |11,39| 16,68| 25,76| 28,83| 33,48

  тариф на внутреннем рынке (тыйын) |     |      |      |      |

Средний отпускной тариф на          |71,14|103,00|307,62|349,75|370,27

теплоэнергию (сомов)                |     |      |      |      |

-----------------------------------------------------------------------

     Четвертый вариант рассчитан с учетом необходимого развития энерго-

системы,  ремонта и восстановления, нового строительства для удовлетво-

рения ожидаемого роста электропотребления.

     При этом варианте произойдет не плавный,  а резкий рост тарифа.  К

2000 году по сравнению с 1997 годом тариф увеличится в  3  раза.  Такой

тариф,  хотя и удовлетворяет потребности энергосистемы и условия инвес-

торов, но, как было указано выше, вызовет финансовые трудности для всех

категорий потребителей и недовольство в обществе.

-----------------------------------------------------------------------

                Годы                |1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000

------------------------------------|-----|------|------|------|-------

Средний отпускной тариф на          |15,45| 25,00| 53,03| 56,97| 60,55

электроэнергию (тыйын),             |     |      |      |      |

  в том числе средний отпускной     |11,39| 16,68| 36,12| 42,53| 48,86

  тариф на внутреннем рынке (тыйын) |     |      |      |      |

Средний отпускной тариф на          |71,14|103,00|321,23|356,78|384,60

теплоэнергию (сомов)                |     |      |      |      |

-----------------------------------------------------------------------

    Поэтому, с учетом существующих законодательных и  нормативных  баз

республики,    а  также  интересов  как  энергопредприятий,    так   и

потребителей,     просчитан   наиболее   приемлемый   пятый    вариант

среднеотпускных  тарифов.  В основу данного пятого  варианта  тарифной

политики  заложены среднеотпускные тарифы, обеспечивающие  капитальные

вложения  на удовлетворение  первоочередных потребностей энергосистемы

по  восстановлению  и  развитию ее мощностей, которые  будут  являться

базой  для дальнейшей корректировки среднеотпускных тарифов в условиях

изменения   макроэкономической  ситуации   в   экономике   республики.

Дальнейшие расчеты произведены на базе предлагаемого пятого  варианта,

в том числе и раздел по социальной защите потребителей.

    По данному  варианту  в течение 1998-2000 годов тарифы должны быть

увеличены,  чтобы  сократить отставание от  уровня  инфляции  и  иметь

средства для текущего и капитального ремонта основных фондов,   на  их

восстановление и строительство (приложения 2.4-2.6).

    В соответствии с договорами с Мировым банком,  Европейским банком,

Азиатским   банком   в   целях   обеспечения   устойчивого    развития

электроэнергетики Кыргызстаном приняты обязательства по созданию фонда

из   внутренних   источников,   который  позволит  АО   "Кыргызэнерго"

обеспечить  самофинансирование развития на 30%.

    Для этих целей в тарифах должны быть предусмотрены:

    - в 1998 году - 3,12 тыйына на 1 кВт.ч;

    - в 1999 году - 4,88 тыйына на 1 кВт.ч;

    - в 2000 году - 5,93 тыйына на 1 кВт.ч.

    На период 1998-2000 годы тарифы будут выглядеть следующим образом:

             Структура тарифов на электро- и теплоэнергию

                       на период 1998-2000 годы

  -----------------------------------------------------------------------

           | 1996 |В   | 1997 |В   | 1998 |В   | 1999 |В   | 2000 |В

           |      |ра- |      |ра- |      |ра- |      |ра- |      |ра-

           |      |зах |      |зах |      |зах |      |зах |      |зах

           |      |к   |      |к   |      |к   |      |к   |      |к

           |      |пре-|      |пре-|      |пре-|      |пре-|      |пре-

           |      |дыд.|      |дыд.|      |дыд.|      |дыд.|      |дыд.

           |      |году|      |году|      |году|      |году|      |году

-----------|------|----|------|----|------|----|------|----|------|----

Уровень    |      | 1,3|      | 1,3|      |1,2 |      | 1,1|      | 1,1

инфляции (в|      |    |      |    |      |    |      |    |      |

разах к    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

предыдущему|      |    |      |    |      |    |      |    |      |

году)      |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

  Электро- |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

  энергия  |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

Средний    | 15,45|    | 25,00| 1,6| 27,31|1,1 | 31,21| 1,2| 36,80| 1,2

отпускной  |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

тариф общий|      |    |      |    |      |    |      |    |      |

(тыйын/    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

кВт.ч)     |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

(цент США, |  0,9 |    |  1,4 |    |  1,6 |    |  1,84|    |  2,16|

1 $ = 17   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

сомов),    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 в том     |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 числе:    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 экспорт   | 28,74|    | 50,61| 1,8| 44,80|0,9 | 48,83| 1,1| 52,74| 1,1

 (тыйын)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 внутренний| 11,39|    | 16,68| 1,5| 25,12|1,5 | 29,06| 1,2| 34,87| 1,2

 рынок     |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 (тыйын)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 из них:   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 население |  6,88|    |  9,53| 1,4| 17,00|1,8 | 21   | 1,2| 27   | 1,3

 (тыйын)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 промышлен-| 17,16|    | 25,14| 1,5| 32,12|1,3 | 36,43| 1,2| 42,48| 1,2

 ность     |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 (тыйын)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 сельское  |  7,76|    |  9,45| 1,2| 23,00|2,4 | 27,00| 1,2| 32,00| 1,2

 хозяйство |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 (тыйын)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 другие    | 15,48|    | 20,62| 1,3| 32,00|1,6 | 36,00| 1,1| 42,00| 1,2

 (тыйын)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

  Тепло-   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

  энергия  |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

Средний    | 71,14|    |103,0 | 1,4|234,00|2,3 |247,19| 1,1|267,35| 1,1

отпускной  |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

тариф на   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

тепло-     |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

энергию    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

(сомов)    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

(дол.США,  |  4,18|    |  6,05|    | 13,76|    | 14,54|    | 15,73|

1 $ = 17   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

сомов),    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 в том     |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 числе:    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 население | 37,21|    | 67,11| 1,8|234,00|3,5 |247,19| 1,1|267,35| 1,1

 (сомов)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 другие    |111,87|    |151,9 | 1,4|234,00|1,54|247,19| 1,1|267,35| 1,1

 (сомов)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

-----------------------------------------------------------------------

    Таким    образом,   при   существующем   экономическом   положении

энергосистемы,  в условиях массового снижения уровня жизни  населения,

ухудшения  финансового   состояния хозяйствующих  субъектов  изменение

тарифов  должно  происходить  последовательно  и  поэтапно,   учитывая

интересы  и  не  вызывая  социально-экономических  трудностей  как   у

потребителей, так и у производителей электро- и теплоэнергии.

    Снижение коммерческих  потерь до 5 процентов позволит предприятиям

АО   "Кыргызэнерго"  увеличить   свои   ежегодные    поступления    от

поставок  электроэнергии от 400,0 до 850,0 млн.сомов. Безусловно,  это

при том условии,  что будут собраны все деньги по выставленным счетам.

Вопрос    эффективного    использования    собственных    и    заемных

капиталовложений   является  одним  из  важных   в   краткосрочной   и

среднесрочной   перспективе.   Направить   капитальные   вложения   на

приоритетные   направления  развития,   такие  как  восстановление   и

модернизация   системы   передачи   и   распределения  электроэнергии,

восстановление и модернизация систем центрального отопления в  городах

Бишкек  и  Ош,  переоснащение теплоэлектроцентрали  в  городе  Бишкек,

капитальный   ремонт   и   переоснащение   всех   гидроэлектростанций,

модернизация систем связи и управления диспетчерского центра.

    2.2. Тариф и его составляющие

    Общая   потребность  энергоснабжающих  организаций  в   финансовых

средствах   для   расчета  тарифов  определяется  с  учетом   средств,

относимых  на  себестоимость  продукции (работ,   услуг),  и  средств,

расходуемых из прибыли. Составляющие тарифа (приложения 2.7-2.8).

    Одним   из   важнейших   показателей  тарифа   являются   издержки

производства,   связанные  с  изготовлением  и   реализацией   единицы

продукции, то есть ее себестоимость.

    Энергосистема   объединяет   в   один  производственный   комплекс

электростанции и сети. Они работают по единому диспетчерскому  графику

и осуществляют, таким образом, единый процесс производства, передачи и

распределения  электро-  и теплоэнергии.  Энергосистема  относится   к

отрасли как  фондоемкой,  имеющей  большую  долю затрат на амортизацию

основных  фондов (ГЭС,  высоковольтные линии электропередачи, тепловые

сети),  так  и топливоемкой,  имеющей большую долю затрат  на  топливо

(ТЭЦ, котельные на топливе). Поэтому на величину себестоимости электро-

и   теплоэнергии,   доведенной  до  потребителя,  влияют   соотношение

различных  типов генерирующих мощностей в энергосистеме,  их суммарная

мощность,  структура топливного баланса и ряд других факторов.

    В энергосистеме себестоимость электро- и теплоэнергии,  доведенной

до  потребителя,  складывается  из следующих  трех  комплексных  групп

затрат (приложения 2.9-2.12):

    1) производственные затраты электрических станций на выработку;

    2) затраты на передачу электро- и теплоэнергии;

    3) затраты на распределение электро- и теплоэнергии.

    Процентное соотношение между отдельными экономическими  элементами

выше   перечисленных  комплексных  групп  в  суммарных   затратах   на

производство,   передачу  и  распределение  электро-  и   теплоэнергии

представляет собой структуру затрат, которые рассматриваются в  данном

разделе.

           Структура затрат себестоимости товарной продукции

         по электроэнергии АО "Кыргызэнерго" за 1996-2000 годы

-----------------------------------------------------------------------

  |           Показатели            |     Удельный вес затрат (%)

  |                                 |----------------------------------

  |                                 | 1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000

  |                                 |  год |  год |  год |  год |  год

--|---------------------------------|------|------|------|------|------

  |  Элементы затрат                |      |      |      |      |

 1|Услуги производственного         |  5,63|  4,88|  3,46|  3,54|  3,11

  |характера                        |      |      |      |      |

 2|Топливо на технологические цели  | 26,97| 29,2 | 50,39| 45,31| 37,16

 3|Прочие материальные затраты      | 10,51| 12,24|  6,88|  7,04|  6,19

  |  Итого материальных затрат      | 43,11| 46,31| 60,73| 55,88| 46,46

 4|Фонд оплаты труда                | 14,28| 14,63|  9,3 |  8,73|  7,68

 5|Отчисления на социальные нужды   |  5,32|  5,42|  3,40|  3,18|  2,80

 6|Амортизация основных фондов      | 21,26| 14,81| 17,15| 22,53| 27,51

 7|Прочие расходы                   |  7,83| 10,57|  6,57|  6,73|  5,92

  |  Итого фабрично-заводская       | 91,81| 91,22| 97,15| 97,06| 90,37

  |  себестоимость                  |      |      |      |      |

 8|Покупная энергия - всего         |      |  4,40|      |      |

 9|Компенсация за затопление земель |      |  1,30|      |      |

  |Токтогульского района            |      |      |      |      |

10|Сумма платы за кредит            |  1,04|  0,93|  1,05|  0,95|  7,67

11|Плата за выбросы                 |  0,04|  0,03|  0,10|  0,10|  0,09

  |Отчисления в фонд стихийных      |  3,33|  1,61|  1,70|  1,89|  1,87

  |бедствий                         |      |      |      |      |

  |Предприятия строящихся ГЭС,      |  3,78|      |      |      |

  |капвложения                      |      |      |      |      |

  |  Всего себестоимость товарной   |100   |100   |100   |100   |100

  |  продукции                      |      |      |      |      |

-----------------------------------------------------------------------

           Структура затрат себестоимости товарной продукции

          по теплоэнергии АО "Кыргызэнерго" за 1996-2000 годы

-----------------------------------------------------------------------

  |           Показатели            |     Удельный вес затрат (%)

  |                                 |----------------------------------

  |                                 | 1996 | 1997 | 1998 | 1999 | 2000

  |                                 |  год |  год |  год |  год |  год

--|---------------------------------|------|------|------|------|------

  |  Элементы затрат                |      |      |      |      |

 1|Услуги производственного         |  6,06|  6,51|  7,99|  8,15|  8,04

  |характера                        |      |      |      |      |

 2|Топливо на технологические цели  | 74,78| 71,72| 61,54| 58,07| 53,68

 3|Прочие материальные затраты      |  5,09|  5,90|  6,80|  6,92|  6,83

  |  Итого материальных затрат      | 85,93| 84,13| 76,33| 73,14| 68,57

 4|Фонд оплаты труда                |  4,29|  6,00|  5,53|  5,17|  5,10

 5|Отчисления на социальные нужды   |  1,63|  2,26|  2,02|  1,89|  1,86

 6|Амортизация основных фондов      |  6,75|  5,42| 11,84| 15,50| 21,25

 7|Прочие расходы                   |  0,71|  0,71|  1,29|  1,31|  1,29

  |  Итого фабрично-заводская       | 99   | 98,31| 97,01| 97,01| 98,07

  |  себестоимость                  |      |      |      |      |

 8|Покупная энергия                 |  0,66|  1,00|  1,00|  1,02|

 9|Сумма платы за кредит            |  0,01|      |      |      |

10|Плата за выбросы                 |  0,03|  0,03|  0,15|  0,16|  0,15

11|Отчисления в фонд стихийных      |      |  0,46|  1,84|  1,81|  1,77

  |бедствий                         |      |      |      |      |

  |  Себестоимость всей товарной    |100   |100   |100   |100   |100

  |  продукции                      |      |      |      |      |

-----------------------------------------------------------------------

    Расчет средств,  расходуемых из прибыли, производится по следующим

составляющим:

    а) развитие производства, в том числе капитальные вложения, исходя

из    программы    производственного   развития,    согласованной    в

установленном порядке;

    б) социальное развитие, включая капитальные вложения и образование

фонда   потребления,    исходя  из  программы  социального   развития,

согласованной с регулирующим органом;

    в)  дивиденды  по  акциям  с  учетом развития  производства  и   в

пределах, оговоренных Уставом предприятия;

    г)  налоги,   уплачиваемые  за  счет  прибыли,  в  соответствии  с

налоговым законодательством Кыргызской Республики;

    д) расходы на прочие цели, включая платежи за превышение предельно

допустимых  выбросов (сбросов) загрязняющих веществ, уплату  процентов

по  полученным кредитам и по бюджетным ссудам в части,  относимой   на

прибыль,   отчисления из прибыли в резервные и другие фонды,  а  также

отчисления  из  прибыли на другие цели в соответствии  с  нормативными

правовыми актами Кыргызской Республики.

    Ожидается переход на международные стандарты бухгалтерского  учета

с    января    1999   года,    после  которого   технико-экономические

показатели, методики расчета будут пересмотрены.

    Удельный  вес   элементов  затрат по  тепловой  энергии  несколько

отличается  от  удельного  веса элементов  затрат   по   электрической

энергии. Большую долю в структуре себестоимости здесь занимает топливо

на  технологические  цели.  В 1996 году оно  было  равно  74,8%   всей

себестоимости тепловой энергии.

    В  структуре  себестоимости тепловой энергии  удельный  вес  фонда

оплаты  труда  меньше,  чем в электроэнергии.  Если  в  1996  году  он

составил  4,3% от общих затрат, то в 1997 году - 6,1%, в 1998  году  -

4,4%, в 1999 году - 4,1% и в 2000 году он будет равен 4,2%.

    Основные причины роста себестоимости продукции:

    1. Влияние  изменения  макроэкономической системы - темп инфляции,

изменение  курса  национальной  валюты,  рост  цен  во  всех  отраслях

экономики  республики, а также рост цен в странах  СНГ  и  на  мировом

рынке.

    2.  Увеличение  затрат  на  топливо в  связи  с  ростом  выработки

электроэнергии на ТЭЦ из-за снижения выработки электроэнергии на ГЭС.

    3. Увеличение амортизации основных фондов.

    4. Выплата процентов за кредит.

    При расчете прогнозируемого уровня тарифов были сделаны  следующие

допущения в соответствии с индикативным планом:

-----------------------------------------------------------------------

                                            |1998 год|1999 год|2000 год

--------------------------------------------|--------|--------|--------

Индекс цен в промышленности (в разах        |  1,12  |  1,09  |  1,08

к предыдущему году)                         |        |        |

-----------------------------------------------------------------------

    При определении уровня тарифов с  учетом  фактически  сложившегося

обменного   курса  национальной  валюты  корректировка  тарифов  будет

производиться на индекс изменения курса национальной валюты.

    Тарифы    на    электрическую    и    тепловую    энергию    будут

дифференцироваться по категориям потребителей, исходя из:

    - соответствия  тарифов,  устанавливаемых  для различных категорий

потребителей,    реальным   затратам   регулируемых   организаций   по

производству,  передаче  и  распределению  электрической   и  тепловой

энергии для конкретной категории потребителей;

    -   уровня    напряжения   в  точке  подключения   потребителя   к

электрической и тепловой сети энергоснабжающей организации,   а  также

режима     использования    потребителем    заявленной    максимальной

электрической и тепловой мощности.

    2.3. Дифференцированные тарифы

    В   настоящее  время  оплата  за  электроэнергию  производится  по

одноставочному  тарифу,  то есть потребитель платит  за  каждый  кВт.ч

отпущенной ему электроэнергии.

    Одноставочным  тарифом  является  неизменная  для  данной   группы

потребителей цена одного потребленного киловатт-часа электроэнергии. С

одной стороны, этот тариф, являясь простым и понятным для потребителя,

стимулирует  потребителя снижать расход энергии.  При этом потребитель

не  несет  каких-либо расходов в периоды, когда не потребляет энергию.

Однако,  энергосистеме  приходится постоянно поддерживать  мощности  в

рабочем состоянии для подачи энергии в любой момент времени и нести за

это  издержки производства. При одноставочном тарифе на электроэнергию

потребитель вообще не компенсирует постоянных затрат энергосистемы  на

создание   мощности,   необходимой  для  производства   заявленной   в

договоре,  но  не  востребованной электроэнергии, поэтому  потребители

должны  оплачивать постоянные расходы энергосистемы за заявленную  ими

мощность в часы максимума нагрузки энергосистемы.

    Отсутствие  дифференциации  стоимости  электроэнергии  по   зонам,

времени   суток  и года не способствует выравниванию графика нагрузки,

что  влечет  увеличение  затрат  на  производство.   Такой  тариф   не

стимулирует все категории потребителей к снижению нагрузки в часы  пик

и  повышению  в  часы  ночных провалов,  так  как  они  оплачивают  за

потребленную электроэнергию независимо от графика ее потребления.

    Введение дифференцированного тарифа в разрезе суток  необходимо  с

учетом   избыточной  мощности  в  часы  провала  нагрузки  (ночью)   и

максимума  нагрузки утром и вечером,  однако,  в  настоящее  время   в

энергосистеме  республики  суточный  график  складывается  практически

ровным,  это  связано  с  полной  или  частичной   остановкой   работы

большинства  промышленных предприятий.

    Применение  дифференцированного  тарифа  на  электроэнергию   даст

возможность    ослабить   напряженность   с   балансом   электрической

мощности  в энергосистеме и обеспечит не только определенную  экономию

энергии,  но  и  повысит  надежность системы в  целом.   Что  касается

экономической    заинтересованности   потребителя   в    использовании

дифференцированных  тарифов,  то  она   будет   покрываться  за   счет

снижения  затрат  на покупаемую электроэнергию вследствие  перемещения

потребления энергии из пиковой зоны в базовую.

    С целью регулирования мощности, потребляемой в период максимальной

нагрузки  энергосистемы в течение суток и сезона года,   в  дальнейшем

на  перспективу   необходимо  ввести дифференцированные  двухставочные

тарифы.  Двухставочный тариф состоит из годовой платы за киловатт  час

заявленной  потребителем  наибольшей  мощности  (Рз.max)  и  платы  за

киловатт-часы   потребленной  активной   электрической   энергии   или

определяется по формуле:

    П = Рз.max х А + Эб,  где

    Э - общее потребление энергии;

    б - плата за 1 кВт.ч;

    А - ставка за 1 кВт, участвующий в максимуме энергосистемы.

    Данный тариф в большей степени  отвечает  структуре  себестоимости

электроэнергии.   Основная  ставка тарифа  предусматривает  возмещение

потребителями условно-постоянных затрат энергосистемы,   зависящих  от

рабочих мощностей на станциях.  Этот тариф стимулирует потребителей  к

улучшению загрузки оборудования,  снижению присоединенной мощности или

нагрузки  в  часы суточных максимумов энергосистемы и определяется  по

формуле:

    П = Рз.max х А + (Э - Эн) х б(2) + Эн х б(1),  где

    Эн   - энергия, потребленная в часы минимальных нагрузок;

    б(1) - плата за энергию, потребленную в часы минимальных нагрузок;

    б(2) - плата за энергию, потребленную в другие часы суток или  при

                 отсутствии дифференцированного учета.

    Одноставочный дифференцированный по времени  суток,  дням  недели,

сезонам   года  тариф  предусматривает ставку только  за  потребленную

энергию,   но   при   разных   дифференцированных   ставках.    Обычно

предусматриваются  три  ставки:   за  энергию,  потребленную  в   часы

утреннего  и  вечернего максимума (б(3)), в часы полупиковой  нагрузки

(б(2)) и часы ночного провала нагрузки (б(1)).

    Плата за энергию определяется:

    П = Э(1) х б(1) + Э(2) х б(2) + Э(3) х б(3)

    По  результатам  контрольных замеров в 1996  году  уменьшение  или

увеличение   дифференцированных тарифов в пиковое и  внепиковое  время

составило  до 10 процентов (приложение 2.14 л.1 и л.2). Например,  при

среднем  тарифе   за  1996  год  15,45 тыйына  увеличенный  тариф  для

пикового  периода мог бы составить 17 тыйынов и,  наоборот,  в  ночное

время  13,9  тыйына  за 1 кВт.ч. В дальнейшем при увеличении  нагрузок

промышленного  сектора  будет изменяться  характер  нагрузки  системы.

Исходя  из  этого,   пропорционально величине  этих  изменений  должен

меняться  дифференцированный тариф по времени суток.   Таким  образом,

дифференцированный   тариф   будет   устанавливаться    на    величину

превышения или уменьшения от средней величины нагрузок за  сутки,   то

есть  по  степени загрузки энергосистемы,  и будет зависеть от затрат,

необходимых  АО  "Кыргызэнерго"  для  целей  регулирования.   Введение

дифференцированного тарифа потребует применения соответствующих систем

учета, к проработке которых следует приступить в настоящее время.

    Дифференциацию  тарифа   по  сезону  года  необходимо  ввести  при

увеличении объема Токтогульского водохранилища и при попуске  воды  на

ирригационные  нужды  согласно  межправительственному   соглашению   с

Узбекистаном. В случае исключения холостого слива воды,  то  есть  при

пропуске    воды   через   генераторы,    дополнительно   выработанная

электроэнергия может отпускаться по тарифу, включающему  себестоимость

выработки, затраты на передачу и минимальную рентабельность.

    Региональные тарифы,  то есть возможности установления тарифа  для

каждого  региона  индивидуально,   исходя  из  себестоимости  передачи

электрической энергии по регионам,  сложатся разными. Учитывая то, что

после реструктуризации  энергосистемы выделится три вида компаний:  по

производству,   по   передаче,   по   распределению    и    реализации

электроэнергии,  тарифы  отпускаемой  электроэнергии распределительным

компаниям от национальной сети должны быть едиными.

    Таким образом,  на место применяющихся ступенчатых тарифов,  когда

происходит   дотирование   наименее   защищенных   категорий   бытовых

потребителей   за  счет  более  обеспеченных  семей,   должны   прийти

дифференцированные  тарифы по зонам,  времени суток,   сезону  года  и

региональные    тарифы.    В   основе   ступенчатого   тарифа    лежит

закономерность:   чем  выше уровень потребления  электроэнергии,   тем

больше  насыщенность   домашнего   хозяйства  бытовыми  приборами   и,

следовательно, тем выше семейные доходы.

    Согласно законодательству Кыргызской Республики  об  отдаленных  и

высокогорных   населенных  пунктах в настоящее  время  они  пользуются

льготами  по  электрической  энергии.   В  ближайшее  время  предстоит

рассчитать  по  каждому  населенному  пункту  сумму  дотации  и  четко

определить,  откуда они будут выплачены.  Кроме этого, нужно по каждой

категории  потребителей  этих  населенных  пунктов  определить   сумму

компенсации и источник финансирования.  Начиная с 1998 года необходимо

отойти   от   практики   покрытия  этих  дотаций   за   счет   прибыли

электроэнергетических   предприятий.   Они   должны    в    дальнейшем

функционировать   по   законам    рыночной    экономики.    С   учетом

законодательства   Кыргызской   Республики   и  подзаконных  актов   и

нормативов  по  отдаленным  и высокогорным регионам  и  по  социальной

защите   малоимущих    слоев  населения  в   дальнейшем   они   должны

финансироваться через бюджетные средства.

    В    целях    стимулирования   потребителей    по    рациональному

энергопотреблению,  с учетом затрат энергопредприятий  устанавливаются

следующие тарифы для группы "население":

    а) с  потреблением до 150 кВт.ч/мес.  - низкий тариф,  учитывающий

только затраты на эксплуатацию;

    б)  от  150  кВт.ч/мес.  до 300 кВт.ч/мес.  (700  кВт.ч/мес.  -  в

отопительный период) - тариф,  учитывающий затраты, в том числе  и  на

восстановление;

    в) от  300 кВт.ч (700 кВт.ч в отопительный период) и выше - полный

тариф,    учитывающий  все  затраты,  в  том  числе  и  на   развитие,

необходимые для обеспечения растущих потребностей в энергообеспечении.

    Следует  ввести  систему  стимулирования  платежей  в  срок.  Так,

например:

    - при заблаговременной оплате за электро- и теплоэнергию за месяц,

применяется скидка до 5%;

    -  при  заблаговременной оплате за электро- и  теплоэнергию  за  2

месяца, применяется скидка до 10%.

    Установить санкции для недисциплинированных потребителей:

    -  при   неуплате   энергоуслуг в течение одного месяца  применить

тариф, повышенный на 5% с учетом инфляции;

    - при  неуплате  энергоуслуг  в течение 2 месяцев применить тариф,

повышенный на 10% с учетом инфляции;

    - при неуплате после 2 месяцев потребитель отключается от сети.

    Дальнейшее подключение осуществлять после оплаты  всех  долгов,  в

том числе пени, и возмещения затрат энергопредприятий на подключение.

    В  отношении  тепловой  энергии в республике  применяется   только

одноставочный тариф. Для потребителей, получающих тепловую энергию  на

цели  отопления, вентиляции, технологические нужды, установлен  тариф,

дифференцированный  по  видам теплоносителя (пар,   горячая  вода).  В

дальнейшем  по  тепловой энергии должны внедряться  дифференцированные

тарифы  по видам теплоносителей - пара и горячей воды.

    Необходимо    срочно   установить   счетчики   на     потребляемую

теплоэнергию.  Наличие  счетчика и принцип  оплаты  по  "пропорции"  -

количеству  проживающих и квадратных метров отапливаемой  площади,   а

также   применение стимулирующих  рычагов  и штрафных санкций  в  виде

скидок или увеличения тарифа также дисциплинирует потребителя и  будет

способствовать оздоровлению энергосистемы в целом.

    2.4. Влияние повышения тарифа на себестоимость товарной продукции

                           у производителей

    При  повышении  тарифа  на электроэнергию  произойдет   увеличение

себестоимости  товарной  продукции  пропорционально  доле  затрат   на

электроэнергию.

    Влияние   повышения  тарифа  на  электроэнергию  на  себестоимость

товарной  продукции у производителей с долей затрат на  электроэнергию

от  10% до 60% представлено на графике (приложение 2.15).

    Так,  у  производителей с долей затрат на электроэнергию в  10%  в

себестоимости    товарной    продукции   при   повышении   тарифа   на

электроэнергию на 10%  (коэффициент 0,1) доля затрат на электроэнергию

в  себестоимости повысится на столько же. При этом рост  себестоимости

товарной  продукции (ТП) составит 101%, то есть произойдет  увеличение

всего лишь на 1%. При повышении тарифа на электроэнергию:

    - на 20% (коэффициент 0,2) рост себестоимости ТП - 102%;

    - на 30% (коэффициент 0,3) рост себестоимости ТП - 103%;

    - на 40% (коэффициент 0,4) рост себестоимости ТП - 104%;

    - на 50% (коэффициент 0,5) рост себестоимости ТП - 105%;

    - на 100% (коэффициент 1) рост себестоимости ТП - 110%.

    Таким  образом,   влияние  повышения тарифа на  электроэнергию  на

себестоимость  отдельных  видов товарной  продукции  промышленности  в

республике    можно   охарактеризовать   следующим.     Темпы    роста

себестоимости показаны на графике (приложения 2.16-2.17).

    При рассмотрении  повышения  тарифа  на  электроэнергию от 10%  до

100%:

    - в производстве кварцевых тиглей и трихлорсилана, где доля затрат

на  электроэнергию занимает  24%,  рост  себестоимости   ТП   составит

от 102,4% до 124% соответственно;

    - в производстве цемента с долей затрат на электроэнергию в  10,2%

рост себестоимости ТП - 101,02%-110,2%;

    -   в   легкой  промышленности  с  наибольшей  долей  затрат    на

электроэнергию   в  6,2%  (хлопчатобумажные  ткани)   и  с  наименьшей

долей  в  0,7%  (шерстяные ткани)  рост  себестоимости   ТП   составит

100,62%-106,2%  и 100,07%-100,7%;

    - в пищевой промышленности в среднем в группе с  наибольшей  долей

затрат  в  1,1%   и  с наименьшей долей в 0,1% рост  себестоимости  ТП

составит 100,11%-101,1% и 100,01%-100,1%.

    Из  вышеизложенного  анализа следует,  что для  легкой  и  пищевой

промышленностей  влияние  на  себестоимость  ТП  повышение  тарифа  на

электроэнергию в пределах от 10% до 100% будет незначительным.

    В  промышленности  с  высоким уровнем  затрат  на  электроэнергию,

особенно  в  горнометаллургической отрасли,  во  избежание  финансовых

трудностей   от  повышения  тарифа   на   электроэнергию    необходимо

систематически  проводить мероприятия по оптимизации энергопотребления

и энергосбережения.

    Примечание: в  расчете  роста  себестоимости  товарной продукции у

производителей была использована формула:

    Ср(%) = Сн(%) + Zэ/э(%) х Кп, где

    Ср   - себестоимость с учетом роста доли затрат на электроэнергию;

    Сн   - себестоимость нынешняя;

    Zэ/э - доля затрат на электроэнергию в себестоимости;

    Кп   - коэффициент повышения тарифа на электроэнергию.

                   3. Социальная защита потребителей

    В 1992-1995 годах определенные категории потребителей имели льготы

за  оплату  электрической  энергии  в  размере  50  процентов.   Сумма

предоставленных  льгот в 1992 году составила 43,2 тыс.сом.  А  в  1993

году  эта сумма составила уже 167,4 тыс.сом. В 1994 году по республике

сумма  компенсации  по  оплате электроэнергетических  услуг  составила

469,8  тыс.сом,  а в 1995 году в связи с расширением круга  льготников

произошел   резкий рост суммы компенсаций и составил 9,5  млн.сом.   С

1996  года  введены  льготы в размере 100,  50  и  25   процентов   за

пользование    электрической  энергией  и  теплоэнергией  определенной

категории  потребителей,   при этом сумма компенсации  составила  37,8

млн.сом,  то  есть  произошел  рост  в сравнении с 1996 годом почти  в

4  раза.  Все компенсации фактически имеют один источник - собственные

средства  АО   "Кыргызэнерго".  В  1997  году сумма скидок льготникам,

по  оперативным данным, составила 48,1 млн.сом, в том  числе  за  счет

республиканского  бюджета   11,47   млн.сом,   или   24%  всей   суммы

компенсации  за оплату электроэнергии (приложение 3-1,  л. 1-2).

    При   дальнейшем   изменении   тарифов  необходимо   предусмотреть

опережающую адресную помощь малоимущим слоям населения, причем дотации

и  льготы должны производиться не за счет предприятия-производителя, а

за счет бюджетных средств по специальным правительственным программам.

    Согласно постановлению  Правительства  Кыргызской  Республики от 8

апреля  1996  года  N  150 "Об утверждении Перечня категорий  граждан,

имеющих   право   на  льготный  тариф за пользование  электрической  и

тепловой  энергией"  установлена льготная норма  электропотребления  в

размере   150  кВт.ч  в месяц,  или 1800 кВт.ч в год,   утверждена  21

категория  граждан,  имеющих  право на  льготный  тариф.   Источниками

финансирования льгот согласно  постановлениям Правительства Кыргызской

Республики  являются  республиканский  и  местные  бюджеты,  а   также

собственные средства АО "Кыргызэнерго".

    По  данным  Министерства  труда  и социальной  защиты   Кыргызской

Республики   на  1  января 1997 года в республике насчитывалось  614,6

тысяч  абонентов, пользующимися льготами по оплате за электрическую  и

тепловую  энергию, или почти 65% всех потребителей энергии  республики

(приложение  3-2  л.  1-2). В том числе из средств республиканского  и

местных   бюджетов  92,3  тыс.абонентов,  или  15%  всей   численности

льготников, что составляет 10%  всей численности абонентов республики,

а  остальные  522,3 тыс.абонентов, или 85% льготников, что  составляет

55%  от  всей численности абонентов по республике,  компенсируются  за

счет   собственных  средств  АО "Кыргызэнерго",  в их  числе  и  155,8

тыс.абонентов - жители отдаленных и высокогорных районов. В 1997  году

на  оплату льгот за пользование электроэнергией  и  теплоэнергией (при

сохранении  на  весь  год  льготной  нормы  150  кВт.ч  в  месяц)   из

республиканского  бюджета  должно  быть  отвлечено  11,5   млн.сом   и

дополнительно   за   счет   собственных  средств   АО   "Кыргызэнерго"

предполагается  компенсировать  предоставление  льгот  на  сумму  36,6

млн.сом,   в  том числе 16,8 млн.сом на компенсацию жителям отдаленных

и высокогорных районов.

    Указанные жители  отдаленных  и  высокогорных районов имеют разные

уровни  доходов,  как и жители других населенных пунктов   республики,

и   здесь,    на   наш  взгляд,  нужны  дополнительные  критерии   для

предоставления  льгот  по  оплате  за  электроэнергию,    такие,   как

потребление   энергетических  услуг  согласно   показаниям   счетчика,

реальный доход, учитывая наличие предметов роскоши, жилищные условия и

т.д.

    Постановлением Правительства Кыргызской Республики от 31 июля 1996

года  N  348  "О  мерах по реализации Закона Кыргызской Республики  "О

ветеранах   войны,  Вооруженных  Сил  и  тружениках  тыла"  фактически

отменена  льготная норма 150 кВт.ч за пользование электроэнергией  для

указанных   в постановлении категорий граждан, имеющих льготы  100%  и

50%.  Право бесплатного пользования электроэнергией за  счет   средств

республиканского бюджета предоставлено инвалидам Великой Отечественной

войны,  Героям  Советского Союза и лицам,  награжденным орденом  Славы

всех трех степеней, а 50-процентной скидкой с оплаты за электроэнергию

пользуются  лица,  получившие  инвалидность  при  участии   в   боевых

действиях   на   территории   других    стран,    участники    Великой

Отечественной  войны  и  приравненные  к  ним  лица,  перечисленные  в

вышеуказанном Законе.

    Прогнозируемый уровень  тарифов,  предлагаемый в настоящих Основах

тарифной  политики,   был составлен из расчета, что,  начиная  с  1998

года,  все льготы по тепловой и электрической энергии, предоставляемые

населению,  будут финансироваться из госбюджета и при условии   отмены

перекрестного  субсидирования (приложение 3-3).  В этом случае  тарифы

для населения должны быть в пределах:

-----------------------------------------------------------------------

                 |     1998 год      |    1999 год    |    2000 год

-----------------|-------------------|----------------|----------------

По электроэнергии|17 тыйын за 1 кВт.ч|21 тыйын за 1   |27 тыйын за 1

                 |                   |кВт.ч           |кВт.ч

По теплоэнергии  |234 сома за 1 Гкал |247,19 сома за 1|267,35 сома за 1

                 |                   |Гкал            |Гкал

-----------------------------------------------------------------------

     В госбюджете  республики должны быть предусмотрены следующие суммы

для компенсации льгот по оплате (в тыс.сом):

                                                              (тыс.сом)

-----------------------------------------------------------------------

                                         |1998 год |1999 год |2000 год

-----------------------------------------|---------|---------|---------

Электроэнергия                           | 69102,5 | 85361,9 |109751

Теплоэнергия                             | 74851,82| 79072,14| 85522,75

  Всего                                  |143954,32|164434,04|195273,75

-----------------------------------------------------------------------

     Если допустить, что все льготы для населения будут предоставляться

за счет собственных средств АО "Кыргызэнерго",  то для сохранения пред-

полагаемого  уровня прибыли необходимо будет увеличить отпускные тарифы

для всех групп потребителей в среднем на:

-----------------------------------------------------------------------

                                            |1998 год|1999 год|2000 год

--------------------------------------------|--------|--------|--------

Электроэнергия (тыйын)                      |   2,3  |   2,8  |   3,5

Теплоэнергия (сомов)                        |  38,3  |  40,9  |  41,4

-----------------------------------------------------------------------

     При условии  частичной отмены перекрестного субсидирования и уста-

новлении отпускных тарифов на теплоэнергию в следующих пределах:

-----------------------------------------------------------------------

                                            |1998 год|1999 год|2000 год

--------------------------------------------|--------|--------|--------

Электроэнергия (тыйын за 1 кВт.ч)           |    14  |    21  |    27

Теплоэнергия (сомов за 1 Гкал)              |   108  |   210  |   230

-----------------------------------------------------------------------

     В госбюджете  республики должны быть предусмотрены следующие суммы

для компенсации льгот по оплате:

-----------------------------------------------------------------------

                                          |1998 год|1999 год |2000 год

------------------------------------------|--------|---------|---------

Электроэнергия (тыс.сом)                  | 56907,9| 85361,9 |109751

Теплоэнергия (тыс.сом)                    | 34548,6| 67192,45| 73581,85

  Всего                                   | 91456,5|152554,35|183332,85

-----------------------------------------------------------------------

    При  этом  АО  "Кыргызэнерго"  в  результате  снижения  тарифа  на

тепловую  энергию  недополучит доходов: в 1998 году  на  сумму  334977

тыс.сом, в 1999 году - 71350 тыс.сом и в 2000 году - 72567 тыс.сом.  А

это   значит,  что   на   соответствующие   суммы   будут    уменьшены

средства  на  развитие  электроэнергетики  и  осуществляется   скрытая

дотация льгот по  оплате  за электро- и теплоэнергию.

    Постановлением Правительства Кыргызской  Республики  от  27  марта

1997   года  N  166 "Об установлении лимита потребления электроэнергии

населением  на отопительный сезон"  лимит  потребления   увеличен   до

1200 кВт.ч в месяц на одного абонента.

    Установление новых льготных норм на отопительный сезон  в  размере

1200  кВт.ч в месяц и на 7 месяцев летнего периода в размере 300 кВт.ч

в    месяц   приведет   к   отвлечению    дополнительных    сумм    из

республиканского  бюджета  и  собственных  средств  АО  "Кыргызэнерго"

соответственно 49383 тыс.сом и 157658,3 тыс.сом.

    Соглашение о  кредите  на развитие между Правительством Кыргызской

Республики   и   Международной   Ассоциацией   Развития   по   проекту

реконструкции   системы  электроснабжения  и  центрального   отопления

предусматривает, что субсидии должны быть адресными, прямыми и  должны

финансироваться  из  бюджетных средств. Также требованиями  Всемирного

банка   являются:   отмена   лимита   потребления   электроэнергии   в

отопительный период в размере  1200 кВт.ч в месяц на одного  абонента,

уменьшение первого блока тарифов для населения до 150 кВт.ч в месяц  и

повышение тарифов на электро- и теплоэнергию в 1997 году.

    Расчет    среднемесячного    потребления    электроэнергии     для

среднестатистического  потребителя на бытовые  нужды  составит  131,88

кВт, с электропищеприготовлением эта сумма возрастет до 250-300 кВт.ч.

В  отопительный период у абонентов,  имеющих официально подтвержденное

электроотопление,  потребление электроэнергии возрастает более чем  на

1200   кВт   в месяц.  По республике числится 44354 абонента,  имеющих

официально  подтвержденное электроотопление.  Для  сравнения  сумм  по

оплате за отопление за месяц можно привести следующие цифры:

    Электроотопление - 1200 кВт х 0,12 сома = 144 сома

    или

    (700 х 0,12 сома) + (500 х 0,25 сома) = 209 сомов.

    Газовое отопление - 7,5 сома х 60 кв.м = 450 сомов.

    Оплату в этих случаях можно вносить и ежемесячно и после оказанных

услуг по отоплению.

    Угольное отопление - 1 тонна х 400 сомов = 400 сомов.

    В этом  случае  оплата  вносится  в момент покупки и сразу за весь

отопительный период, то есть 5 тонн х 400 сомов = 2000 сомов.

    На электропищеприготовление  у  абонента,  имеющего  4 конфорочную

электроплиту  с  духовкой,   в  месяц по  нормам  расходуется  200-250

кВт.ч.  На   оплату  электропищеприготовления  для семьи из 5  человек

необходимо  24-30  сомов  в  месяц.  Для  сравнения  -  газплита   для

аналогичной  семьи потребует 47 сомов в месяц.

    Исходя из вышеприведенных расчетов (приложение 3-4),  Госагентство

по   энергетике   при  Правительстве  Кыргызской  Республики   считает

целесообразным сохранить льготную норму не выше 150 кВт.ч  в  месяц  в

течение  года   и   для   приведения   абонентов,   использующих   для

пищеприготовления электроэнергию, природный газ или иной вид  топлива,

в равные условия не дотировать данный вид потребления.

    Анализ  данных  статистического  обследования  "Осень  1996  года"

показал,  что  бедными считаются 62,1% населения,  а  18,2%  населения

республики являются крайне бедными.

    Черта  крайней  бедности, рассчитанная по "дешевой корзине"  на  1

января  1997  года  составила 221 сом.  В  настоящее  время  в  основу

механизма  оказания   социальной  помощи  малоимущим  слоям  населения

заложена  минимальная заработная плата - 100 сомов и ею охвачено  лишь

17%  населения республики.

    Оплата   коммунальных   услуг   занимает   центральное   место   в

обязательных   расходах,   так,   например,   в  группах   с   разными

подушевыми  доходами  удельный вес коммунальных  услуг  составляет  (в

расчете на семью из 4 человек):

    - в группе с подушевым доходом в месяц 37,5 сома - 100,08%;

    - в группе с подушевым доходом в месяц 88 сомов - 56,86%;

    - в группе с подушевым доходом в месяц 163,4 сома - 30,70% и т.д.

    Назрела необходимость  реформы системы социальной защиты населения

в    части    адресности   предоставления   льгот   и     упорядочения

взаиморасчетов между органами, предоставляющими льготы.

    Основными принципами реформы социальной защиты являются следующие:

    - компенсация  должна  выплачиваться  из  государственного бюджета

(статья   "Прочие")  и  Министерство  финансов  Кыргызской  Республики

должно ежегодно  предусматривать бюджетные средства для финансирования

целевых субсидий, предназначенных для семей с низким уровнем дохода;

    -   необходимость  выделения  компенсации  определенному  абоненту

должна  определяться  по  потреблению энергетических  услуг   согласно

установленным   счетчикам  потребления,  определенной   и   заверенной

фискальными  органами  декларации,  отражающей реальные  доходы  семьи

абонента,  с  учетом наличия в семье предметов роскоши и  направляться

семьям,  у  которых  расходы  на оплату коммунальных  услуг  превышают

фиксированный   процент   от  общего   дохода.   Удельный  вес  оплаты

коммунальных услуг в среднедушевом доходе населения показан в таблицах

(приложение 3-5);

    -  получатели   льгот  будут определяться  Министерством  труда  и

социальной  защиты Кыргызской Республики,  а компенсационные   платежи

будут осуществляться через его структурные подразделения;

    -  механизм  платежей должен распространяться только на  счета  по

оплате энергетических услуг.

    Ответственность за потребителей, которые по социальным причинам не

могут   оплатить  счета,  должно взять на себя  Министерство  труда  и

социальной   защиты   Кыргызской  Республики  и  оплата   за   энергию

(электричество,  отопление,   горячее  водоснабжение,  газ)  для  этой

группы  должна  производиться за счет средств бюджета.   Для  создания

благоприятных  условий  для  платежеспособности  необходимо,  чтобы  в

бюджете  предусматривалась  адресная  помощь,   достаточная  для  всей

категории  крайне бедного населения, а не части ее. Социальная  помощь

должна  предоставляться потребителям, чей жизненный уровень  считается

ниже черты бедности.

    Министерство  труда  и социальной защиты Кыргызской  Республики  в

течение 1997 года уточнило количество абонентов, пользующихся льготами

по  оплате  за электрическую и тепловую энергию,  и на 1  января  1998

года их численность составила 384,2 тыс.абонентов.

                             4. Заключение

    Настоящие   Основы   тарифной   политики   затрагивают    интересы

практически  каждого  жителя республики,  предпринимателя,   бюджетных

организаций, заводов, фабрик и т.д.

    Главной  целью  энергопредприятий  является  обеспечение  растущих

потребностей  в  электро-  и теплоэнергии и  повышение  надежности   и

качества  услуг, поэтому тарифная политика должна быть  направлена  на

решение этих задач.

    В целях  обеспечения  надежности  работы  энергосистемы необходимо

обеспечить решение следующих первоочередных задач:

    -  завершить  строительство  Ташкумырской  и  Шамалды-Сайской  ГЭС

стоимостью  соответственно  34,4  и  32,3   млн.долларов   США,    что

ликвидирует разрывы между установленными и располагаемыми мощностями;

    -  произвести  ремонт и модернизацию Уч-Курганской  и  других  ГЭС

стоимостью   18   млн.долларов  США,   чтобы   уменьшить   в   будущем

эксплуатационные     затраты    и    повысить    надежность     работы

электрооборудования;

    -  произвести  реконструкцию  и ремонт  существующих  системных  и

распределительных   сетей  стоимостью   483,68    млн.долларов    США,

позволяющих   увеличить  их  пропускную  способность  и  уменьшить   в

дальнейшем затраты на систему;

    - ввести  турбоагрегат N 11 мощностью 90 МВт на ТЭЦ города Бишкек,

стоимостью   28   млн.долларов  США,   который   заменит    изношенное

основное оборудование и уменьшит эксплуатационные затраты;

    - реконструировать и переоснастить котельные установки ТЭЦ  города

Бишкек   стоимостью   17,9   млн.долларов США,   чтобы  продлить  срок

службы энергооборудования.

    Для  дальнейшего   развития  энергетики  в  целях  покрытия  роста

нагрузок  в  перспективе,   решения вопросов  экспорта  электроэнергии

необходим поиск инвестиций на:

    -   строительство   Камбар-Атинской   ГЭС-1,   стоимость   которой

определена в 2 млрд.долларов США;

    - завершение строительства Камбар-Атинской ГЭС-2,  стоимостью  206

млн.долларов США.

    Снижение   негативного  воздействия  инфляционных   процессов   на

экономику  республики в 1991-1995 годах за счет сохранения  тарифа  на

электрическую  энергию привело к исключению из ее составляющих  затрат

на    восстановление,    реконструкцию  и  развитие,   что   негативно

отразилось   на   техническом   состоянии   электрических   сетей    и

оборудования, а также на энергообеспечении потребителей.

    Проблема  повышения  тарифа  имеет  как  положительные,    так   и

отрицательные  стороны  воздействия.  Необходимо  учитывать,   что   в

ближайшее   время  нельзя  рассчитывать  на  промышленность,   которая

находится  в  упадочном состоянии, как на основной  источник  покрытия

всех затрат энергосистемы. Большая часть населения имеет низкие уровни

доходов  и платежеспособности.  Существующие тарифы не покрывают  всех

затрат   энергосистемы,    в  результате  ее   техническое   состояние

продолжает ухудшаться.

    Поэтому   настоящая   тарифная   политика  разработана  с   учетом

изменений,  происходящих в экономике республики в переходный период  и

постепенно    будет    совершенствоваться  с  соблюдением   требований

международных  финансовых институтов,  которые начали инвестировать  в

электроэнергетический сектор республики.

    В соответствии с настоящей тарифной политикой в течение  1998-2000

годов   средний   отпускной   тариф на  электрическую  энергию  должен

увеличиться  за 1 кВт.ч с 20,45 тыйына в 1997 году до  36,8  тыйына  к

2000  году, то есть рост составит 79,9 процента.

    При этом повышение тарифов на  электрическую  и  тепловую  энергию

должно произойти с учетом следующих принципов:

    а)   состояние  энергетического  оборудования,   при  существующем

тарифе,    находится   в  неудовлетворительном  состоянии,   накопился

значительный объем необходимых ремонтно-восстановительных работ,   что

в  дальнейшем приведет  к длительным аварийным отключениям и понижению

качества и количества электро- и теплоэнергии в республике;

    б)  покрытие  необходимых затрат на эксплуатацию,  производство  и

передачу  энергии и выполнение профилактических работ  по  поддержанию

оборудования  энергосистемы,  при этом среднеотпускной тариф  составит

22-23 тыйына за 1 кВт.ч;

    в)  учитывая  моральный  и  физический  износ  энергооборудования,

объемы  работ  на реконструкцию и восстановление должны отражаться   в

тарифах,   что   позволит  эксплуатировать электростанции  и  сети  на

надлежащем уровне.  При этом повышение качества услуг будет постепенно

возрастать.   Только  инвестируя  определенную  сумму  средств   можно

добиться   возобновления  надежной  работы  энергосистемы  и  снижения

количества  аварийных  отключений и потерь.  На эти  цели  потребуются

дополнительно  5-7  тыйын  на  1 кВт.ч,  тогда  среднеотпускной  тариф

составит 27-30 тыйынов за 1 кВт.ч;

    г) для  приведения оборудования в надлежащее техническое состояние

и   развития  энергосистемы  (новые  электрические  сети,  подстанции,

генерирующие   мощности   и  подключение новых  потребителей),   чтобы

обеспечить  бесперебойное  электроснабжение,  передачу  в  необходимом

количестве   электроэнергии,   значительное   уменьшение    потерь   и

исключение  нерационального ее использования,  необходимо  включить  в

тариф   затраты   порядка  5-7   тыйынов  на  1   кВт.ч,    при   этом

среднеотпускной тариф составит 32-37 тыйынов за 1 кВт.ч.

    Тарифы   должны  устанавливаться  такие,   которые  позволили   бы

энергосистеме    обеспечить    свою    финансовую    жизнеспособность,

показателем   которой  является  их  способность  финансировать   свое

расширение,  частично за счет своих собственных ресурсов и частично за

счет    кредитов,   обладая  возможностью  погашать  задолженность   в

условиях рыночной конкуренции.

    В этой связи с некоторыми допущениями были просчитаны 5  вариантов

среднеотпускных  тарифов на электроэнергию (варианты подробно  описаны

в разделе 2.1).

    Учитывая   существующую   законодательную   и   нормативную   базу

республики  с  учетом интересов как предприятий,  так и  потребителей,

просчитан приемлемый пятый вариант среднеотпускных тарифов.  В  основу

данного  варианта  тарифной политики заложены среднеотпускные  тарифы,

обеспечивающие   капитальные вложения на удовлетворение первоочередных

потребностей  энергосистемы  по восстановлению  и  развитию  объектов,

которые    будут   являться   базой   для   дальнейшей   корректировки

среднеотпускных   тарифов  в  условиях  изменения   макроэкономической

ситуации  в  экономике  республики. Дальнейшие расчеты произведены  на

базе  предлагаемого пятого варианта, в том числе раздел по  социальной

защите потребителей.

    По данному  варианту  в течение 1998-2000 годов тарифы должны быть

увеличены,  чтобы  сократить отставание от  уровня  инфляции  и  иметь

средства для текущего и капитального ремонта основных фондов,   на  их

восстановление и строительство.

    В соответствии с договорами с Мировым банком,  Европейским банком,

Азиатским   банком   в   целях   обеспечения   устойчивого    развития

электроэнергетики Кыргызстаном приняты обязательства по созданию фонда

из   внутренних   источников,   который  позволит  АО   "Кыргызэнерго"

обеспечить  самофинансирование развития на 30%.

    Для этих целей в тарифах должны быть предусмотрены:

    - в 1998 году - 3,12 тыйына на 1 кВт.ч;

    - в 1999 году - 4,88 тыйына на 1 кВт.ч;

    - в 2000 году - 5,93 тыйына на 1 кВт.ч.

    На период 1998-2000 годы тарифы будут выглядеть следующим образом:

             Структура тарифов на электро- и теплоэнергию

                       на период 1998-2000 годы

-----------------------------------------------------------------------

           | 1996 |В   | 1997 |В   | 1998 |В   | 1999 |В   | 2000 |В

           |      |ра- |      |ра- |      |ра- |      |ра- |      |ра-

           |      |зах |      |зах |      |зах |      |зах |      |зах

           |      |к   |      |к   |      |к   |      |к   |      |к

           |      |пре-|      |пре-|      |пре-|      |пре-|      |пре-

           |      |дыд.|      |дыд.|      |дыд.|      |дыд.|      |дыд.

           |      |году|      |году|      |году|      |году|      |году

-----------|------|----|------|----|------|----|------|----|------|----

Уровень    |      | 1,3|      | 1,3|      |1,2 |      | 1,1|      | 1,1

инфляции (в|      |    |      |    |      |    |      |    |      |

разах к    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

предыдущему|      |    |      |    |      |    |      |    |      |

году)      |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

  Электро- |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

  энергия  |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

Средний    | 15,45|    | 25,00| 1,6| 27,31|1,1 | 31,21| 1,2| 36,80| 1,2

отпускной  |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

тариф общий|      |    |      |    |      |    |      |    |      |

(тыйын/    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

кВт.ч)     |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

(цент США, |  0,9 |    |  1,4 |    |  1,6 |    |  1,84|    |  2,16|

1 $ = 17   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

сомов),    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 в том     |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 числе:    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 экспорт   | 28,74|    | 50,61| 1,8| 44,80|0,9 | 48,83| 1,1| 52,74| 1,1

 (тыйын)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 внутренний| 11,39|    | 16,68| 1,5| 25,12|1,5 | 29,06| 1,2| 34,87| 1,2

 рынок     |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 (тыйын)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 из них:   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 население |  6,88|    |  9,53| 1,4| 17,00|1,8 | 21   | 1,2| 27   | 1,3

 (тыйын)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 промышлен-| 17,16|    | 25,14| 1,5| 32,12|1,3 | 36,43| 1,2| 42,48| 1,2

 ность     |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 (тыйын)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 сельское  |  7,76|    |  9,45| 1,2| 23,00|2,4 | 27,00| 1,2| 32,00| 1,2

 хозяйство |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 (тыйын)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 другие    | 15,48|    | 20,62| 1,3| 32,00|1,6 | 36,00| 1,1| 42,00| 1,2

 (тыйын)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

  Тепло-   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

  энергия  |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

Средний    | 71,14|    |103,0 | 1,4|234,00|2,3 |247,19| 1,1|267,35| 1,1

отпускной  |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

тариф на   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

тепло-     |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

энергию    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

(сомов)    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

(дол.США,  |  4,18|    |  6,05|    | 13,76|    | 14,54|    | 15,73|

1 $ = 17   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

сомов),    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 в том     |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 числе:    |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 население | 37,21|    | 67,11| 1,8|234,00|3,5 |247,19| 1,1|267,35| 1,1

 (сомов)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

 другие    |111,87|    |151,9 | 1,4|234,00|1,54|247,19| 1,1|267,35| 1,1

 (сомов)   |      |    |      |    |      |    |      |    |      |

-----------------------------------------------------------------------

    При определении  уровня  тарифов  с учетом фактически сложившегося

обменного  курса  национальной  валюты  корректировка  тарифов   будет

производиться на индекс изменения курса национальной валюты.

    Снижение коммерческих потерь до 5 процентов позволит  предприятиям

АО    "Кыргызэнерго"   увеличить   свои   ежегодные   поступления   от

поставок  электроэнергии от 400,0 до 850,0 млн.сомов. Безусловно,  это

при том условии,  что будут собраны все деньги по выставленным счетам.

Вопрос    эффективного    использования    собственных    и    заемных

капиталовложений   является  одним  из  важных   в   краткосрочной   и

среднесрочной  перспективе. Необходимо направить капитальные  вложения

на  приоритетные  направления  развития, такие  как  восстановление  и

модернизация   системы   передачи   и  распределения   электроэнергии,

восстановление и модернизация систем центрального отопления в  городах

Бишкек  и  Ош,  переоснащение теплоэлектроцентрали  в  городе  Бишкек,

капитальный   ремонт   и   переоснащение   всех   гидроэлектростанций,

модернизация систем связи и управления диспетчерского центра.

    Строительство   новых   ГЭС  (энергоисточников)  и   магистральных

электрических  сетей должно вестись за счет  различных  инвестиционных

программ,  в  тариф необходимо включить только средства на  возврат  и

обслуживание кредитов.

    Кроме того,  в дальнейшем следует улучшить сбор оплаты за энергию.

Также необходимо не допускать дебиторской задолженности более 60  дней

и  коренным   образом изменить техническую политику в части уменьшения

технических   (до  12%)  и  коммерческих  потерь  (до  2%),   введения

дифференцированных  тарифов для того,  чтобы потребители могли снизить

свои расходы на электроэнергию путем изменения схемы потребления.

    В   тарифную   политику   не   должны  включаться   элементы   для

перекрестного  субсидирования между различными группами  потребителей.

Однако,  настоящие   Основы  тарифной  политики  не  исключают  прямое

субсидирование   малоимущих  слоев  населения  по  государственным   и

региональным   программам.  Тарифы   также   возможно   и   необходимо

корректировать  с  учетом изменения рыночных цен на энергоносители,  в

том числе включая наличие гидроресурсов по данному году.

    Настоящая   тарифная   политика  может  и  должна   работать   при

безусловном   выполнении  сбора  оплаты за потребление электроэнергии,

исключая  покрытие  затрат за счет потребителя, оплачивающего  вовремя

свои счета.

    Изменение тарифов должно происходить последовательно и поэтапно. К

увеличению  тарифа  необходимо  приступить  в  1998  году,   так   как

отставание  одного из этапов может вызвать в последующем необходимость

более значительного повышения тарифов с негативными последствиями.

    Претворение   данной    тарифной  политики  должно   стимулировать

привлечение различных инвестиций и служить  четким  инструментом   для

технико-экономического   обоснования  в  части   строительства   новых

предпритий,  функционирования  и  составления  прогнозных  показателей

каждого  потребителя.