Постановление Правительства КР «О среднесрочной тарифной политике на электрическую и тепловую энергию на 2003-2006 годы»

УТРАТИЛО СИЛУ

в соответствии с постановлением Правительства КР

от 23 апреля 2008 года № 164

г. Бишкек, Дом Правительства

от 13 мая 2003 года № 279

ПОСТАНОВЛЕНИЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

О среднесрочной тарифной политике на электрическую и тепловую

энергию на 2003 - 2006 годы

В целях устойчивого развития и обеспечения углубления структурных

преобразований в экономике, стабильного и надежного функционирования

электроэнергетической отрасли республики, а также установления и

реализации экономически обоснованного и социально приемлемого

механизма тарифообразования до 2006 года Правительство Кыргызской

Республики постановляет:

1. Одобрить прилагаемую среднесрочную тарифную политику на

электрическую и тепловую энергию на 2003-2006 годы.

2. Министерству финансов Кыргызской Республики, Министерству труда и

социальной защиты Кыргызской Республики, начиная с 2003 года,

приступить к разработке механизма адресной социальной защиты

малообеспеченных слоев населения в условиях повышения тарифов на

энергоносители.

3. Государственному комитету Кыргызской Республики по управлению

государственным имуществом и привлечению прямых инвестиций провести

комплексные мероприятия по разъяснению населению сути реформ в

электроэнергетической отрасли республики.

4. Государственному агентству по энергетике при Правительстве

Кыргызской Республики:

- установить жесткий контроль за выполнением мероприятий по

снижению технических и коммерческих потерь электрической и тепловой

энергии;

- принять необходимые нормативные акты, экономически

стимулирующие энергосбережение; - в установленном порядке внести

предложения о внесении изменений и дополнений в соответствующие

законы, ужесточающих меры наказания за хищение энергоресурсов,

особенно для работников этой отрасли.

5. Областным государственным администрациям и мэриям городов

Бишкек и Ош оказывать эффективное содействие в снижении дебиторской

задолженности и в своевременной оплате за потребленные

энергоресурсы, а также шире привлекать население для проведения

реформ в коммунальном секторе.

6. Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на

отдел топливно - энергетического комплекса и горнодобывающей отрасли

Аппарата Премьер-министра Кыргызской Республики.

Премьер-министр Н.Танаев

Одобрена

постановлением

Правительства

Кыргызской Республики

от 13 мая 2003 года № 279

Среднесрочная тарифная политика на электрическую и тепловую

энергию на 2003-2006 годы

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая среднесрочная тарифная политика на электрическую и

тепловую энергию на 2003-2006 годы разработана в соответствии с

законами Кыргызской Республики «Об энергетике» и «Об

электроэнергетике».

Главными целями настоящей тарифной политики являются введение

принципов самоокупаемости энергетического сектора, поэтапное

устранение перекрестных субсидий в области тарифообразования, а также

ежегодное снижение размера квазифискального дефицита в

электроэнергетике до уровня, рекомендуемого Международным Валютным

Фондом.

Основополагающий принцип настоящей тарифной политики лежит в

принятии мер по созданию инвестиционно-привлекательной среды в

энергетической отрасли экономики. С момента привлечения частного

инвестора в энергосектор в структуре тарифа будет участвовать элемент

прибыли -возврат на инвестиции.

Суть новых процедур тарифообразования заключается в установлении

более эффективной структуры тарифов и приведение их в соответствие с

реальными затратами.

I. Общие принципы

Настоящая тарифная политика основывается на следующих

главных принципах:

1. Тарифы должны покрывать все затраты по производству,

передаче, распределению и сбыту электрической и тепловой энергии.

2. Тарифы для каждой группы потребителей должны отражать все затраты

на электро- и теплоснабжение по данной категории потребителей.

3. Субсидии должны быть направлены непосредственно (адресно)

потребителям (населению) с низким уровнем дохода через

правительственные программы социальной защиты.

Затраты по производству, передаче и распределению электрической и

тепловой энергии должны включать в себя:

- эксплуатационные затраты;

-затраты на техническое обслуживание;

-затраты на обслуживание долга;

-капитальные затраты;

-элемент прибыли.

В настоящее время назрела острая необходимость срочного вложения

средств для замены и реконструкции значительной части

энергооборудования в энергетическом 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. Государственное

агентство по энергетике при Правительстве Кыргызской Республики (ГАЭ)

будет включать данный элемент в тариф при появлении реальных

предложений от инвесторов. При этом, ставка данного показателя в

тарифе будет определена на стадии переговоров с потенциальными

инвесторами и соответствовать условиям подписанного с ними соглашения.

При единой энергосистеме в основном все инвестиции направлялись в

сектор производства и передачи, тогда как критическая ситуация с

уровнем изношенности оборудования сложилась именно в распределительном

секторе. На сегодняшний день, действующий тариф позволяет обеспечить

источник для ежегодного финансирования из собственных источников

энергокомпаний (включая амортизационные отчисления) в сумме 1,3

млрд.сомов, в том числе для сектора производства 0,4 млрд.сомов,

передачи - 0,3 млрд.сомов и сектора распределения - 0,6 млрд.сомов,

тогда как по оценкам международных консультантов только на

реконструкцию энергооборудования в распределительном секторе

потребуется более 2,06 млрд.сомов в год. Исследования реальных

потребностей вырабатывающей и передающей компаний в инвестициях для

осуществления реконструкции пока не проводились.

Перекрестное субсидирование между различными группами потребителей и

между потребителями электро- и теплоэнергии должно постепенно

устраняться. Такая ценовая стратегия будет способствовать эффективному

использованию ресурсов путем предотвращения расточительного

использования и неправильного распределения ресурсов; поощрять

экономически оптимальный уровень энергосбережения и

потребления/нагрузок; направлять использование электро- 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.

II. Будущие тарифы на электроэнергию

Тарифы на электрическую и тепловую энергию будут

дифференцироваться по категориям потребителей, исходя из:

а) соответствия тарифов, устанавливаемых для различных категорий

потребителей, реальным затратам регулируемых компаний по

производству, передаче и распределению электрической энергии для

конкретной категории потребителей;

б) уровня напряжения в точке подключения потребителя к

электрической сети энергоснабжающей компании, а также режима

использования потребителем заявленной максимальной электрической

мощности.

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) - переменные затраты.

Тариф на передачу

Тариф на передачу будет состоять из:

• платы за подключение к высоковольтной системе передачи (затраты

на МВт);

• платы за использование системы (затраты на МВт).

Тариф для конечного потребителя

В целях покрытия реальных экономических затрат тариф для

конечного потребителя будет основываться на затратах по

электроснабжению конечных потребителей, меняющихся в зависимости от

уровня напряжения. Этот тариф будет покрывать затраты на выработку,

передачу и распределение.

III. Обязательства по дальнейшей работе

3.1. Ежегодно при расчете необходимого тарифа ГАЭ будет

согласовывать реалистичную программу капитальных инвестиций с каждой

компанией и включать затраты по этой программе в общие затраты,

которые будут покрываться через тарифы. ГАЭ будет осуществлять

контроль за выполнением программ капитальных затрат. При этом ГАЭ

оставляет за собой право регулировать тарифы в сторону повышения или

понижения, если фактические капитальные вложения, осуществленные

компаниями, будут выше или ниже объемов, предусмотренных в программе

для определения тарифов. Кроме того, ГАЭ будет включать в затраты,

подлежащие возмещению через тарифы, выплату процентов и основной

части по любым займам, перешедшим к энергокомпаниям, а также элемент

прибыли при появлении реальных инвесторов. При этом, как отмечено

выше, уровень элемента прибыли будет установлен на основе

достигнутых соглашений с инвестором.

3.2. В настоящее время фактические затраты энергокомпаний

значительно занижены от реально необходимых затрат на обслуживание и

эксплуатацию оборудования. ГАЭ начнет работу над разработкой

методологии по определению уровня долгосрочных средних затрат и в

последующем будет включать их в тариф. По международным оценкам

такой уровень составляет - 2,3 цент/кВтч.

3.3. К 2004 году ГАЭ разработает механизм управления пере-

крестными субсидиями между различными категориями потребителей,

их постепенным устранением и приведением уровня тарифов для каждой

группы потребителей в соответствии с уровнем реальных затрат

на их обслуживание. В этой связи ГАЭ при установлении тарифов

на электрическую энергию для конкретных групп потребителей в

среднесрочный период будет применять принцип большего роста

тарифов для групп потребителей, подключенных к уровню низкого на-

пряжения (бюджетные потребители, сельхозпотребители и население), тогда

как для промышленных и прочих групп потребителей, подключенных к

уровню высокого напряжения, будет применен бодее низкий рост

тарифов. В течение среднесрочного периода не удастся полно-

стью устранить перекрестное субсидирование между различными

группами потребителей, но именно это будет являться конечной целью

создания механизма управления перекрестными субсидиями.

3.4. В виде исключения, ГАЭ сохранит социально защищенный уровень

тарифов для населения, по крайней мере, в среднесрочный период, так

как это является основным элементом социальной политики

Правительства. Уход от установления социально защищенного тарифа будет

осуществляться по мере изыскания Правительством республики

источников для финансирования малоимущих слоев населения при повышении

тарифов, включая грантовую поддержку от иностранных доноров.

3.5. К концу 2005 года ГАЭ разработает методологию по

установлению тарифов на электрическую энергию, дифференцированных

по уровням питающего напряжения, который должен быть основан на распре-

делении затрат электроснабжающей компании между принадлежащими ей сетями

различного напряжения. Это означает, что уровень тарифа изменяется

в зависимости от уровня напряжения в точке присоединения и не

зависит от типа потребителя - бытового, промышленного или сферы

услуг.

3.6. В реальности в среднесрочный период не удастся полностью

исключить субсидии в теплоэнергетике, так как это вызовет чрезмерный рост

тарифа на теплоэнергию. Учитывая данный фактор, предполагается оставить

субсидии от экспорта электроэнергии в теплоэнергетику в эквиваленте

1000 млн. кВтч, как минимально надежный объем экспорта.

3.7. Значительное отставание энергокомпаний в проведении

ремонтных работ и реконструкции энергооборудования, накопившееся за

последние годы из-за отсутствия необходимых средств,

свидетельствует о том, что существующие объемы инвестиций в

энергосектор недостаточны. То есть необходимо привлечение

дополнительных инвестиций. На данный момент единственно возможным

источником подобных затрат являются тарифы на электрическую

энергию. В этой связи ГАЭ был рассчитан вариант ежегодного повышения

тарифов на электрическую энергию на 10,9% в 2004 году, на 11,1 %

в 2005 году и на 10,6 % в 2006 году, что позволит увеличить

ежегодные валовые инвестиции в энергетический сектор до 2,7

млрд.сомов в год к 2006 году, из них в сектор распределения

1,8 млрд.сомов, что продолжает оставаться ниже уровня средств, необхо-

димых, по оценке международных консультантов, в распределительный сектор

(2,06 млрд.сомов в год). При таком темпе ежегодного повышения средний

тариф на внутреннем рынке достигнет к 2006 году 1,84 цент/кВтч. Однако,

данный уровень может быть пересмотрен в результате рассмотрения

инвестиционных обязательств возможных концессионеров распределительных

энергокомпаний.

Таблица 1. Динамика повышения среднего тарифа на электрическую

энергию.

(без НДС)

IV. Процедуры установления тарифов

В конце каждого календарного года ГАЭ будет рассматривать и

корректировать переменные допущения, зависящие от

макроэкономических показателей и уровня потребления, и вводить

эти допущения в компьютерную модель для расчета тарифов. При этом

в расчетах будут использоваться следующие макроэкономические

показатели:

- прогнозный обменный курс доллара США;

- прогнозный темп инфляции.

Другая группа допущений—постоянные допущения, относящиеся к

эффективности работы компаний, будут установлены ГАЭ на весь срок

действия данной политики. Затем ГАЭ будет использовать эту

компьютерную модель для расчета затрат по электро- и теплоснабжению

различных категорий потребителей на следующий год, с последующим

установлением тарифов для покрытия этих затрат.

V. Квазифискальный дефицит (КФД) в электроэнергетике

В соответствии с Меморандумом между Правительством Кыргызской

Республики и Международным Валютным Фондом для улучшения ситуации в

электроэнергетическом секторе Кыргызской Республике устанавливается

новый экономический показатель - квазифискальный дефицит (КФД),

уровень которого будет отслеживаться МВФ и Всемирным Банком.

По методике МВФ уровень КФД определяется дефицитом средств, который

приносит государству сектор электроэнергетики вследствие высокого

уровня как технических, так и коммерческих потерь, низкого уровня

собираемости платежей в денежной форме, а также низкого тарифа по

сравнению с необходимым уровнем долгосрочных средних издержек на

производство, передачу, распределение и сбыт электрической энергии.

Таким образом, абсолютный размер квазифискального

дефицита определяется по формуле: КФД = Д-3,

где Д - сбор платежей за потребленную электрическую энергию

на внутреннем рынке в денежной форме, выражающийся как:

Д = П*Т* (Сд/100%),

где П - суммарный полезный отпуск электроэнергии на внутреннем

рынке для конечных потребителей (кВтч),

Т - средневыставленный тариф для конечных

потребителей (сом/кВтч),

Сд - процентное соотношение уровня сбора платежей в денежной

форме к объему выставленных счетов (в %);

3 - необходимая полная стоимость производства, передачи,

распределения и сбыта электроэнергии для конечных потребитеяей,

объем которой рассчитывается по следующей формуле:

3 = l/(l-((t-10 %)/100%))* П * И,

где С - фактический уровень потерь электроэнергии,

10 % - норматив неизбежных технических потерь электроэнергии

при ее транспортировке до конечного потребителя (данный уровень

подлежит дополнительному обсуждению, который может быть

пересмотрен по согласованию сторон),

И - долгосрочные средние издержки производства, передачи и

распределения электроэнергии на 1 кВтч, уровень которого

определен МВФ как постоянная величина в размере 2,3 цента/кВтч.

Далее, рассчитанный вышеуказанным методом абсолютный размер КФД

соотносится с объемом ВВП республики. По расчетам МВФ, в 2002 году

КФД в электроэнергетике составил 9,7 млрд.сомов, или 12,9 % ВВП.

Обязательством Кыргызстана является его поэтапное снижение до 9,6

млрд.сомов, или 11,7 % ВВП, в 2003 году, до 9,0 млрд.сомов, или 10,1

% ВВП, в 2004 году, до 8,2 млрд.сомов, или 8,4 % ВВП, в 2005 году и

до 7,2 млрд.сомов, или 6,8 % ВВП, в 2006 году. Для этого были

рассчитаны при заданном уровне потерь и сбора деньгами темпы

повышения тарифов на электроэнергию на внутреннем рынке, которые

приведены в разделе 3.7 настоящей тарифной политики. Однако,

указанные темпы снижения и сама методика определения КФД являются

ориентировочными согласно предложениям МВФ и при необходимости они

будут уточнены к концу сентября 2003 года в соответствии с

рекомендациями создаваемой рабочей группы. Кроме того, указанные

прогнозы будут уточняться на ежегодной основе и при необходимости

будут корректироваться. Поскольку КФД является результатом

взаимодействия трех составляющих -уровня потерь электроэнергии, сбора

платежей в денежной форме и уровня тарифов на внутреннем рынке, то

вышеуказанные темпы повышения тарифов на электрическую энергию

являются только одной из переменных для снижения КФД. В случае

отклонения фактического уровня КФД от ориентировочных показателей

(причем, как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения)

вследствие отклонения фактического уровня двух остальных показателей

(потери электроэнергии и сбор платежей в денежной форме) от тех

допущений, которые приняты в расчетах для снижения КФД, тарифы должны

выполнять регулирующую функцию в том же направлении.