О регулировании рынка электрической энергии в - e

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