ФИНАНСОВАЯ МОДЕЛЬ реструктуризации АО «Кыргызэнерго» Бишкек - 1998 год (Одобрена постановлением Правительства Кыргызской Республики)

Одобрена

постановлением Правительства

Кыргызской Республики

от 22 апреля 1998 года N 212

ФИНАНСОВАЯ МОДЕЛЬ

реструктуризации АО "Кыргызэнерго"

Бишкек - 1998 год

Введение

Целью данной модели является финансовое обоснование

реструктуризации энергетической отрасли республики, проводимое в

соответствии с Программой разгосударствления и приватизации

Кыргызской государственно-акционерной холдинговой компании

Кыргызгосэнергохолдинг, одобренной Постановлением Правительства

Республики от 23 апреля 1997 года N 239.

Предлагаемая финансовая модель реструктуризации АО "Кыргызэнерго"

является базовым документом для разработки бизнес-планов по

дальнейшему функционированию объектов электроэнергетического комплекса

на период ее структурной перестройки в 1998-1999 годах.

Основное внимание при разработке настоящей модели уделялось

ожидаемым в процессе реструктуризации финансово-экономическим

показателям вновь создающихся региональных распределяющих

энергетических компаний, взаиморасчетам между ними и

государственному регулированию отпускных тарифов.

Расчеты в настоящей модели производились на основе прогнозных

показателей АО "Кыргызэнерго", обозначенных в проекте "Основ тарифной

политики на электрическую и тепловую энергию на период 1997 -

2000гг." и с соблюдением заложенных в нем принципов: установление

"справедливых цен", отражающих затраты на производство энергии,

воспроизводство и развитие энергосистемы. Конечные отпускные тарифы

сохраняются едиными на всей территории республики для однородных

групп потребителей, следовательно и условия для обеспечения социальной

защиты граждан остаются равными.

Для увязки процесса реструктуризации с государственным бюджетом

Кыргызской Республики, рекомендуется предусмотреть финансовые

средства необходимые для содержания жилищно-коммунальных, социально-

бытовых объектов, передаваемых местным органам исполнительной власти,

и для предоставления населению республики установленных льгот на

оплату электрической и тепловой энергии.

1. Финансово-экономическое состояние акционерного общества

"Кыргызэнерго" до реструктуризации и приватизации

В 1996 году энергосистемой республики выработано 13678 млн.кВтч

электроэнергии и 3194,6 тыс. Гкал тепловой энергии. Прибыль от

производства электроэнергии составила 581470,7 тыс. сом, из них 71 %

от экспорта электроэнергии, в то же время понесла убытки от

производства тепловой энергии на сумму 380961,5 тыс. сомов. В

результате перекрестного субсидирования 67 % от прибыли направлено на

покрытие убытков тепловой энергии.

За 1996 год суммарные потери электроэнергии составили 33,9% от

общей ее выработки, то есть если допустить собственное потребление и

технические потери в размере 15%, то коммерческие потери составят

18,9%. Только при устранении коммерческих потерь АО "Кыргызэнерго"

смогло бы дополнительно получить свыше 400000 тыс. сомов по

среднесложившемуся тарифу 1 кВтч равному 15,45 тыйына. Основные

технико-экономические показатели 1996 года приведены в приложении N 1.

Одной из путей улучшения финансового состояния энергосистемы

является снижение дебиторской задолженности, которая на 1 января 1997

года составила 607629,7 тыс. сомов.

За 1997 год АО "Кыргызэнерго" выработано 12584.4 млн. кВтч

электрической и отпущено с коллекторов 2782.8 тыс. Гкал тепловой

энергии, объем товарной продукции составил 2170.96 млн. сомов, а

объем реализованной продукции составил 2170,96 млн. сомов, из них

бартером и взаимозачетом - 1676,6 млн. сомов, наличными средствами -

293,3 млн. сомов, то есть всего 14,9% от всей реализованной энергии.

Сренеотпускной тариф по электроэнергии собственным потребителям

составил 16,68 тыйына за 1 кВтч, по экспорту 50,61 тыйына/кВтч и по

тепловой энергии 103 сома/Гкал. В целом АО "Кыргызэнерго" за 1997

год от реализованной энергии получило прибыль в сумме 263,8 млн.

сомов.

Выше приведенные цифры не отражают реального положения

финансово-экономического состояния АО "Кыргызэнерго", так как по

данным на 1 января 1998 года дебиторская задолженность по

внутренним потребителям энергии составляет 463.2 млн.сомов, из них:

промышленные потребители 70.9 млн. сомов; сельхозпотребители - 162.0

млн. сомов; непромышленные потребители - 128.1 млн. сомов; население -

102.2 млн. сомов.

Дополнительное ухудшение финансового и технического состояния АО

"Кыргызэнерго" вызвана также низкой оценкой стоимости его основных

фондов, которая не позволяет иметь средства (амортизация) на

восстановление выбывшего из строя оборудования. Так по оперативным

данным годовая сумма начисленного износа составит всего 230 млн.

сомов, которая едва покроет около 10% всей потребности финансовых

средств на восстановление затрат.

Для улучшения финансово-экономических показателей энергосистемы

необходимо решить проблемы с неплатежами, снизить технические и

коммерческие потери до минимума, снизить и не допускать превышения

внутренней дебиторской задолженности, определить ясную и прозрачную

тарифную политику, усовершенствовать системы начисления и взимания

платы, а также законодательно-нормативные акты взаимоотношений

между производителем электро-, теплоэнергии и потребителем.

Тарифы должны обеспечить достаточное получение доходов для того,

чтобы покрывать затраты на производство энергии и эксплуатацию

оборудования, а также обеспечивать возможность развития предприятия и

возврат кредитов.

Важными являются также проблемы платежеспособности потребителей и

вопросы выплаты дотаций и субсидий бюджетным организациям.

При установлении тарифов для населения необходимо учитывать

социальное положение людей, уровень минимальной зарплаты, средний

доход на одного человека, возможности оплаты за потребленную энергию.

Необходимо определить объемы выделяемых дотаций, субсидий,

установить адресность оплаты и источники финансирования,

С учетом реформ, уже осуществляемых в энергетической отрасли, а

также различных путей решения вышеизложенных проблем предлагается

реорганизация структуры отрасли и финансовых взаимоотношений между

производящими, передающими и распределяющими энергокомпаниями на

основе Программы разгосударствления и приватизации Кыргызской

государственно-акционерной холдинговой компании Кыргызэнергохолдинг.

2. Финансово-экономическая модель

функционирования акционерного общества

"Кыргызэнерго" и вновь образованных региональных

энергокомпаний на первом этапе (1998 год)

В соответствии с постановлением Правительства Кыргызской

Республики от 23 апреля 1997 года N 239 "О Программе

разгосударствления и приватизации Кыргызской государственно-

акционерной холдинговой компании Кыргызгосэнергохолдинг"

предусматривается образование пяти акционерных распределяющих

энергокомпаний открытого типа с основными фондами на сумму

2062122,1 тыс. сомов: "Северэлектро" (объединяющего Кеминское,

Чуйское и Таласское ПЭСы), "Востокэнерго" (объединяющее Иссык-

Кульское и Нарынское ПЭСы), и "Ошэлектро" (на базе Ошского ПЭС),

"Джалал-Абадэлектро" (на базе Джалал-Абадского ПЭС) и "Бишкекэлектро"

(на базе Бишкекского ПЭС), с передачей им линий электропередачи и

подстанций 35 кВ и ниже, а также создание на базе Бишкекского

предприятия тепловых сетей АО "Бишкектеплосеть".

Электрические станции, линии электропередачи и подстанции

напряжением 110 кВ и выше с основными фондами на сумму 7806503,8 тыс.

сомов, регулирующие и управляющие функции остаются в ведении АО

"Кыргызэнерго".

Цели 1 этапа: При повышении эффективности работы энергетической

системы в результате структурных изменений и удовлетворении

следующих основных критериев:

- снижение технических потерь до 14%;

- снижение коммерческих потерь до 7%;

- достижение уровня дебиторской задолженности 60 дней;

- достижение уровня задолженности бюджетных организаций 45 дней; и

при заложенном уровне отпускных тарифов, обозначенных в Основах

тарифной политики, возможно достижение 20-процентного уровня

рентабельности.

Основные мероприятия, реализуемые на I этапе:

1. Передача котельных г. Каракол, г. Кызыл-Кия, п.г.т. Быстровка

на баланс местных властей, а также акционирование научно-

исследовательских и проектных организаций, ремонтных предприятий

"Кыргызэнергоспецремонт" и "Кыргызэнергоремонт" с общим основным

фондом 155 млн. сомов.

2. Проведение приватизации или передачи объектов социальной и

жилищной инфраструктуры и коммунального хозяйства на баланс местных

органов исполнительной власти.

3. Отделение строящихся Камбаратинских ГЭС-1 и ГЭС-2 с основными

фондами в сумме 339.2 млн. сомов, существующих малых ГЭС с общим

фондом в сумме 28,5 млн. сомов как самостоятельных производящих

компаний.

4. Повышение среднеотпускного тарифа за электрическую энергию до

24 тыйын за 1 кВтч и тепловой энергии до 234 сом за 1 Гкал.

5. Составление контрактов между АО "Кыргызэнерго" и региональными

энергокомпаниями на поставку электроэнергии по дифференцированному

тарифу - в зависимости от состояния сетей, дальности

транспортирования и структуры электропотребления и ее реализация

потребителямпо одинаковой цене по группам потребителей.

6. Снижение коммерческих потерь до 7%, дебиторской задолженности

до уровня, эквивалентного 60 дням.

7. Установление приборов учета, совершенствование системы

начисления взимаемой платы, погашение долгов бюджетных организаций в

срок не более 45 дней, введение нормативных актов, предусматривающих

поощрение и наказание потребителей и производителей энергии.

8. Предусмотреть в госбюджете Республики:

- достаточные средства оплаты бюджетными организациями

потребленной энергии в размере 517,4 млн. сомов;

- средства для покрытия убытков от передаваемых на баланс местных

администраций котельных и объектов жилищно-коммунального хозяйства

в размере 48844.0 тыс. сомов;

- средства в размере 143954,3 тыс. сомов для дотации малоимущим

слоям населения за предоставленные льготы по оплате за энергию.

9. В целях повышения платежеспособности населения предусмотреть

увеличение минимальных размеров зарплаты, пенсий, пособий.

Результаты I этапа:

1. Товарная продукция АО "Кыргызэнерго" составит 2581768,2 тыс.

сомов, региональных энергокомпаний - 2231 123,4 тыс. сомов.

2. Затраты на производство и передачу энергии по АО "Кыргызэнерго"

в 1998 году могут составить 2076395,1 тыс. сомов, в том числе по

электроэнергии - 1568393,0 и по теплоэнергии - 508002,1 тыс.сом.

3. Затраты на распределение и реализацию электроэнергии и

теплоэнергии по региональным энергокомпаниям в 1998 году могут

составить 476734,0 тыс. сомов, в том числе, электроэнергии -

357564,3 и теплоэнергии - 119187,7 тыс. сомов.

4. Прибыль распределительных энергокомпаний может составить

71509,3 тыс. сомов по электроэнергии и 23837,5 тыс. сомов по

теплоэнергии.

5. Прибыль АО "Кыргызэнерго" в 1998 году по оценке может составить

505373,2 тыс. сомов.

6. Суммарная прибыль по электроэнергетической отрасли в 1998 году

может составить 600720,0 тыс.сом.(при рентабельности - 20%).

Результаты первого этапа достигаются при повышении

среднеотпускного тарифа по республике в 1998 году в пределах 24

тыйын/кВтч, причем для "Северэлектро", "Востокэлектро", "Джалал-

Абадэлектро" - 23 тыйын/кВтч; "Ошэлектро" - 24 тыйын/кВтч и

"Бишкекэлектро" - 26 тыйын/кВтч. Покупной тариф на теплоэнергию для

АО "Бишкектеплосеть" должен быть 157,2 сома/Гкал и для тепловых

сетей ТЭЦ г.Ош - 183,3 сома/Гкал (средний покупной тариф составит

160,2 сома/Гкал). Реализация тепловой энергии должно

осуществляться по среднеотпускному тарифу 234 сома/Гкал (при

себестоимости ее на уровне тепловых распредкомпаний 225,5

сома/Гкал). Структура тарифов по потребителям: промышленные 32,12

тыйына/кВтч, население - 17,0 тыйын/кВтч, прочие - 32

тыйына/кВтч.

Основные прогнозные технико-экономические показатели региональных

энергокомпаний приведены в приложении N 2.

3. Финансово-экономическая модель

функционирования акционерного общества

"Кыргызэнерго" и вновь образованных региональных

энергокомпаний на втором этапе (1999 год)

Цели II этапа: При повышении эффективности работы энергетической

системы в результате структурных изменений и удовлетворении

следующих основных критериев:

- снижение технических потерь до 13%;

- снижение коммерческих потерь до 5%;

- достижение уровня дебиторской задолженности 60 дней;

- достижение уровня задолженности бюджетных организаций 45 дней; и

при заложенном уровне отпускных тарифов, обозначенных в Основах

тарифной политики, возможно достижение 30-процентного уровня

рентабельности.

Основные мероприятия:

1. Разделение энергетической отрасли на три сектора:

а) ГАО "Нарынский каскад", в состав которого входят Токтогульский

каскад гидроэлектростанций, Ат-Башинская гидроэлектростанция, а

также Бишкекская и Ошская ТЭЦ ( выработка электро- и теплоэнергии);

б) ГАО "Национальные электрические сети", в состав которого

входят: центральная диспетчерская служба, линии электропередачи 110

кВ и выше, а также отдельные участки линий 35 кВ республиканского

значения, со всеми подстанциями, предприятиями материально-

технического обеспечения и комплектации, учебным центром (передача

электроэнергии);

в) Региональные распределительные энергокомпании - 6 акционерных

обществ: "Северэлектро", "Востокэлектро", "Ошэлектро", "Джалал-

Абадэлектро", "Бишкекэлектро", "Бишкектеплосеть".

2. Повышение среднеотпускного тарифа за электроэнергию до 31,21

тыйына/кВтч и тепловой энергии до - 247,19 сома/Гкал.

3. Предусмотреть в госбюджете республики:

- средства для покрытия убытков от передаваемых на баланс местных

администраций котельных и объектов жилищно-коммунального хозяйства

и размере 68589,0 тыс. сомов;

- средства для оплаты бюджетными организациями потребленной

энергии и размере 571900,0 тыс. сомов;

- средства в размере 164434,0 тыс. сомов для дотации малоимущим

слоям населения за предоставленные льготы по оплате за энергию.

4. В целях повышения платежеспособности населения предусмотреть

увеличение минимальных размеров зарплаты, пенсий, пособий.

Разделение отрасли на 3 самостоятельных сектора предопределяет и

разделение основных средств (по остаточной стоимости), в т.ч. ГАО

"Нарынский каскад" - 7778961,9 тыс. сомов, ГАО "Национальные

электрические сети" - 3150143,3 тыс. сомов и акционерные региональные

распределяющие энергокомпании - 2987071,1 тыс. сомов.

Также необходимо разделить и дебиторскую задолженность: ГАО

"Нарынский каскад" - 992240,9 тыс. сомов, ГАО "Национальные

Электрические Сети" - 548972,3 тыс. сомов, региональные распределяющие

энергокомпании - 1252788,8 тыс. сомов (все на 1.01.2000 года).

Взаимоотношения между структурными подразделениями строятся на

договорных (контрактных) началах: договора на покупку и продажу

энергии, а также на транзит ее по системообразующим линиям

электропередачи.

Регулирующим механизмом этих взаимоотношений являются тарифы.

Результаты II этапа:

1. Товарная продукция ГАО "Нарынский каскад" составит - 2346767,7

тыс. сомов, ГАО "Национальные электрические сети" - 2901839,4 и

региональных энергокомпаний -3228229,1 тыс. сомов.

2. Затраты по ГАО "Нарынский каскад" составят - 1805205,3 тыс.

сомов, в том числе электроэнергии - 1279703,6 тыс. сомов и

теплоэнергии 525501,7 тыс. сомов.

3. Прибыль ГАО "Нарынский каскад" может составить в 1999 году

541562,1 тыс. сомов, в том числе по электроэнергии 38391 1,1 тыс.

сомов, а по теплоэнергии - 157651,0 тыс. сомов.

4. Себестоимость выработки электроэнергии составляет 2,56

тыйына/кВтч (для ГЭС) и 41,55 тыйына/кВтч (для тепловых станций ).

5. Затраты по транзиту электроэнергии для ГАО "Национальные

Электрические Сети" просчитаны для двух вариантов:

- 1 вариант - затраты только по транзиту электроэнергии в сумме

202025,1 тыс.сом.

- 2 вариант - с учетом покупки электроэнергии у ГАО "Нарынский

каскад" и продажи ее распределяющим энергокомпаниям в сумме

1865639,8 тыс. сомов.

При этом учтены условия взаимозачетов по налогам и отчислениям но

передаваемой электроэнергии.

Себестоимость транзита 1 кВтч электроэнергии составит 1,76 тыйын,

а тариф на транзит составит 2,29 тыйына/кВтч.

При учете покупной электроэнергии суммарный отпускной тариф от ГАО

"Национальная Электрическая Сеть" потребителям составит 16,8

тыйын/кВтч, включая затраты производителя и затраты на транзит. Для

региональных распределительных энергокомпаний этот показатель будет

разным: "Северэлектро" - 15,85; "Ошэлектро" - 16,44 ; "Востокэлектро"

-15,31 ; "Джалал-Абадэлектро" -13,43: "Бишкекэлектро" -19,13

тыйына/кВтч.

6. Затраты региональных энергокомпаний составят 1752054,1 тыс.

сомов.

Прибыль, формирующаяся в результате, составит 128028,0 тыс. сомов.

7. Затраты предприятия тепловых сетей составят 653210,4 тыс.

сомов.

Себестоимость по РЭК Бишкектеплосеть составляет 231,7 сома/Гкал (в

том числе гор. Бишкек - 230,98 и гор. Ош - 237,4). Отпускной тариф

на тепловую энергию по РЭКам составит 247, 19 сома/Гкал.

Прибыль, формирующаяся по итогам года, может составить 43667,7

тыс. сомов.

Вышеуказанные показатели второго этапа достигаются при повышении

тарифа на электроэнергию промышленным потребителям не менее 36.43

тыйына/кВтч; сельхозпотребителям - 27,0 тыйын/кВтч; населению- 21,0

тыйын/кВтч и на тепловую энергию всем потребителям до 247,19

сома/Гкал.

Финансовые взаимоотношения второго этапа приведены в приложении 3.

Схема прохождения платежей приведена в приложении 4.

Средства, необходимые для покрытия затрат из госбюджета приведены

в приложении 5.

Динамика основных показателей энергосистемы по годам приведена в

приложении 6.

Сводные технико-экономические показатели энергокомпаний в 1998-99

годах. отражены в приложениях 7, 8.

4. Акционирование АО "Кыргызэнерго" и его влияние на

финансово-экономическое состояние

Трудовому коллективу АО "Кыргызэнерго" безвозмездно передается 1 %

простых акций. Кроме того, в случае повышения эффективности

производства АО "Кыргызэнерго" по результатам хозяйственной

деятельности в 1999 году, когда планируется окончательное разделение

национальной электроэнергетики на акционерные общества по

производству, передаче и распределению электроэнергии. трудовой

коллектив АО "Кыргызэнерго" безвозмездно получит еще 1% простых акций.

В соответствии с Указом Президента Кыргызской Республики от 8

января 1997 года "О совершенствовании системы управления

электроэнергетической отрасли" под государственным контролем

сохраняются каскад Токтогульских электростанций и высоковольтные линии

электропередач напряжением 110 кВ и выше со всеми их подстанциями,

что предусмотрено Программой разгосударствления и приватизации

Кыргызской государственно-акционерной холдинговой компании

"Кыргызгосэнергохолдинг". Это означает, что незначительные госпакеты

акций ГАО "Нарынский каскад" и ГАО "Национальные электрические сети"

будут реализованы стратегическим инвесторам на конкурсной основе, а

контрольный пакет акций, позволяющий осуществлять полный контроль за

хозяйственной деятельностью вышеуказанных компаний, будет на

неопределенный срок зарезервирован за государством до принятия по ним

отдельного решения Жогорку Кенешом Кыргызской Республики, что

предусмотрено законами Кыргызской Республики "Об энергетике" и

"Об электроэнергетике".

Предусматривается продажа крупных госпакетов акций (до 70 %) в 5

компаниях 110 распределению электроэнергии: АО "Бишкекэлектро", АО

"Северэлектро", АО "Востокэлектро", АО "Ошэлектро", АО "Джалал-Абад

электро", а также в "Бишкектеплосеть", АО

"Кыргызэнергоспецремонт" и АО "Кыргызэнергоремонт".

В соответствии с Законом Кыргызской Республики "О

разгосударствлении и приватизации государственной собственности" для

Программы массовой приватизации проведены купонные аукционы.

В соответствии с Программой разгосударствления и приватизации

Кыргызской государственно-акционерной холдинговой компании

"Кыргызгосэнергохолдинг", одобренной постановлением Правительства

Кыргызской Республики от 23 апреля 1997 года N 239, на купонный

аукцион было выставлено 4,5% простых акций на сумму в 336154,840 тыс.

сомов, что является наиболее крупным показателем по размерам госпакета

акций.

В соответствии с указами Президента Кыргызской Республики от 7

июня 1997 года "О дополнительных мерах по обеспечению участия

социально уязвимых слоев населения в приватизации стратегических

предприятий республики" передается на безвозмездной основе 8%

государственных пакетов акций отдельным категориями граждан

республики, от 26 февраля 1998г. "О дополнительных мерах

финансирования трудовых пенсий" и Программой разгосударствления и

приватизации Кыргызской государственно-акционерной холдинговой

компании "Кыргызгосэнергохолдинга" за государством в лице Фонда

госимущества Кыргызской Республики закрепляется 5,1 % простых акций с

последующей передачей начисляемых на акции дивидендов на специальный

счет Социального фонда Кыргызской Республики для распределения среди

социально уязвимых слоев населения республики.

По результатам хозяйственной деятельности за 1996 год балансовая

прибыль АО "Кыргызэнерго" составила 223.190,00 тыс. сомов, в том

числе чистая прибыль - 124.143,0 тыс. сомов. На выплату дивидендов в

соответствии со статьей 70 Закона Кыргызской Республики "О

хозяйственных товариществах и обществах" акционерное общество должно

направлять не менее 25% от прибыли, остающейся в распоряжении

общества. По АО "Кыргызэнерго" эта цифра составляет 31.035 тыс.

сомов. В дополнение к этому АО "Кыргызэнерго" при ставке в 10% по

привилегированным акциям должно будет выплатить мелким держателям 8%

привилегированных акций 59.760,9 тыс. сомов, по 39,8 сома каждому.

В результате годовой доход мелких держателей 8% привилегированных

акций окажется ничтожно мал, а в распоряжении АО "Кыргызэнерго" на

собственное развитие останется 33.347 тыс. сомов. Аналогичная

ситуация складывается и в других монополизированных секторах

экономики.

5. Возможности образования консорциумов для

завершения строительства Камбар-Атинских ГЭС-1 и ГЭС-2

и другого нового строительства

В настоящее время незавершенное строительство Камбаратинских ГЭС-1

и ГЭС-2 относится к долгострою. На протяжении долгих лет АО

"Кыргызэнерго" - в частности, ни республика в целом - не способны

завершить строительство вышеуказанных гидроэлектростанций.

Это объясняется тем, что на завершение едва начатого строительства

требуется 2,6 млрд. долларов США. Таких средств ни у АО

"Кыргызэнерго", ни у Правительства Кыргызской Республики, ни у

нарождающегося слоя крупных отечественных предпринимателей нет.

Следовательно, в целях завершения строительства Камбаратинских

ГЭС-1 и ГЭС-2, ввод в эксплуатацию которых позволил бы резко

повысить производство электроэнергии в Кыргызской Республике, следует

ориентироваться прежде всего на внешние источники финансирования.

К таковым относятся: долгосрочные кредиты международных

организаций-доноров и индустриально развитых стран-доноров и прямые

иностранные инвестиции.

Долгосрочные кредиты международных организаций-доноров и

индустриально развитых стран-доноров является очень маловероятным

решением данной проблемы. В самом деле, долгосрочные кредиты

предоставляются максимум на 8-10 лет, а окупаемость проекта в лучшем

случае 15-20 лет. Кроме того, получение кредита в размере 2,6 млрд.

долларов США практически близка к нулю, так как (для сравнения)

Кыргызская Республика за период с 1991 года на различные отрасли

народного хозяйства в условиях режима наибольшего благоприятствования

заполучила кредитов лишь на сумму около 1 млрд. долларов США.

Более реальным подходом в решении данной проблемы является

привлечение прямых иностранных инвестиций путем образования

консорциумов (долевое участие инвесторов), и передачи объектов

незавершенного строительства либо в концессию (долгосрочную аренду с

правом пользования земельными и водными ресурсами), либо их продажу.

Для привлечения столь крупного капитала необходим высокий уровень

мотивации потенциальных стратегических инвесторов, который может

быть достигнут высокой инвестиционной привлекательностью объектов, о

чем на текущий момент говорить не приходится. Следовательно,

государству необходимо создать необходимые условия для значительного

улучшения инвестиционного климата в отношении Камбаратинских ГЭС-1 и

ГЭС-2.

В случае передачи незавершенного строительства в концессию

первоочередными вопросами, требующими незамедлительного решения

Правительством Кыргызской Республики, являются: освобождение или

льготное налогообложение консорциумов по Камбаратинским ГЭС-1 и ГЭС-2

до момента полного восстановления вложенных ими инвестиций,

предоставление возможности экспортировать 100 % произведенной

консорциумом электроэнергии по свободным (договорным) ценам,

оказывать всемерное содействие в становлении и развитии социальной

инфраструктуры для нужд персонала Камбаратинских ГЭС-1 и ГЭС-2, и ряд

других условий, которые могут быть заявлены потенциальными

стратегическими инвесторами. При этом государство не несет каких-либо

убытков, т.к. после окончания срока концессии уже выведенные па

проектную мощность Камбаратинские ГЭС-1 и ГЭС-2 перейдут в полную

государственную собственность, которые впоследствии можно будет

преобразовать в отдельные акционерные общества.

В случае продажи объектов незавершенного строительства с правом

земле- и водопользования, уровень мотивации потенциальных

стратегических инвесторов еще более повысится, что будет прямо

пропорционально объемам предполагаемых ими инвестиций.

6. Социальная защита населения

В настоящее время, по данным Министерства труда и социальной

защиты Кыргызской Республики, численность лиц, пользующихся льготами

по оплате за электро- и теплоэнергию составляет 603,4 тыс. абонентов

или 64% всей численности абонентов республики, имеющих право

пользоваться согласно Постановлений Правительства Кыргызской

Республики льготами по оплате за электроэнергию, в том числе из

средств республиканского и местных бюджетов 81,1 тыс. абонентов, или

13% всей численности льготников, что составляет 9% всей численности

абонентов республики, а остальные 522,3 тыс. абонента, или 87%

льготников, что составляет 55% от всей численности абонентов по

республике, пользуются льготами за счет собственных средств АО

"Кыргызэнерго".

Сумма компенсации льгот составит 51945 тыс. сомов, в т.ч. по

электроэнергии - 40651,2 тыс. сомов, по теплоэнергии - 1 1293,8

тыс. сомов.

Снабжение электрической энергией населения, имеющего льготы по

оплате за энергию, должно осуществляться бесперебойно и качественно.

В этой связи необходимо предусмотреть систему компенсации льгот и

определить механизм ее реализации.

Министерство труда и социальной защиты республики должно уточнить

списки льготников, их численность и сделать расчеты сумм

компенсации льгот, так как по оценке они могут составить в 1998

году - 143954,3 тыс. сом, а в 1999 году - 164434,0 тыс. сом.

Назрела необходимость реформы системы социальной защиты населения

в части адресности предоставления льгот и упорядочения

взаиморасчетов между органами, предоставляющими льготы.

Необходимость выделения компенсации определенному абоненту должна

определяться аналитически, исходя из фактического потребления

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.

Необходимо разработать проект закона о льготах, предусмотреть

адресность предоставления льгот.

I вариант. Для обеспечения финансовой жизнеспособности вновь

образованных акционерных обществ и электроэнергетики республики в

целом, необходимо в первую очередь ликвидировать систему льгот за счет

электроэнергетических предприятий.

Тарифы для населения должны быть одинаковы для всех потребителей,

независимо от принадлежности их к каким-либо льготным категориям.

Ответственность за потребителей, которые по социальным причинам не

могут оплатить счета, должно взять на себя Министерство труда и

социальной защиты КР, и оплата за энергию (электричество, отопление,

горячее водоснабжение, газ) для этой группы должна производиться за

счет средств бюджета через специально созданные для этой цели фонды и

региональные центры жилищных субсидий. Государство может принимать

в этом участие и через централизованные фонды помощи для проживания,

предусмотрев для этого статью в госбюджете.

Районные и городские акимиаты также могут и должны создавать фонды

на жилищно-коммунальные услуги.

II вариант. Для упорядочения наличных и безналичных расчетов по

оплате за использованную электро- и теплоэнергию и исключения

финансовых махинаций со стороны распределительных компаний, для

своевременного и полного расчета между акционерными обществами и

ГАО "Национальная Электрическая Сеть" благоприятно создание на базе

центрального диспетчерского управления и региональных диспетчерских

центров государственного предприятия "Энергорынок", которое будет

осуществлять оптовое снабжение электроэнергией через покупку ее у

производителей и продажу энергопоставщикам с выполнением финансово-

распорядительных функций на оптовом рынке электрической энергии и

обеспечением диспетчерского управления энергосистемой республики.

В "Энергорынок" будут поступать бюджетные средства для компенсации

льгот по оплате за использованную электро- и теплоэнергию.

Компенсацию для абонентов, имеющих 25% льготы, за счет собственных

средств АО "Кыргызэнерго" согласно постановлению Правительства КР

N150 от 8 апреля 1996 года, будет осуществлять также "Энергорынок".

Заключение

Основной целью "Программы разгосударствления и приватизации

Кыргызской государственно-акционерной холдинговой компании

Кыргызэнергохолдинг" является повышение эффективности работы

энергосистемы республики, под которой прежде всего понимается

бесперебойное и надежное обеспечение энергией потребителей,

сохранение и дальнейшее развитие энергосистемы, увеличение

доходности энергосистемы и налоговых поступлений.

На первом этапе разделения АО "Кыргызэнерго" на три компании по

производству, передаче и распределению тепло- и электроэнергии

возникнут организационно-технические трудности управления и контроля

энергосистемой. Проведенные расчеты и анализ функционирования АО

"Кыргызэнерго" и выделяющихся из его состава компаний показывают, что

разделение АО "Кыргызэнерго" на компании по производству, передаче и

распределению тепло- и электроэнергии само по себе не дает

экономического эффекта. Однако такое разделение на компании,

работающие между собой по контрактам дисциплинируют производителей и

поднимает финансовую заинтересованность распределяющих энергокомпаний

в сборе денежных средств, а также снижение технических и коммерческих

потерь на каждом этапе - производство, передача и распределение.

Раздельная деятельность по производству, передаче и распределению

электрической энергии представляет возможность функционирования

прозрачной и справедливой системы коммерческих отношений в процессе

производства и купли-продажи электрической энергии.

Энергию от гидроэлектростанций и тепловых станций покупает

расчетно-финансовый центр АО "Кыргызэнерго" на основании контрактов по

ценам, устанавливаемым Государственным агентством по энергетике при

Правительстве Кыргызской Республики. Региональные энергокомпании

или крупные промышленные потребители покупают электроэнергию от

расчетно-финансового центра Национальной энергетической сети,

которая также играет роль поставщика электрической энергии по своим

электрическим сетям. Схема прохождения платежей показана в

приложении N 4. При переходе на формирование тарифов по рыночным

правилам будет устраняться еще один изъян существующего

ценообразования в электроэнергетике - наличие значительной

диспропорции в тарифах для населения и для промышленных потребителей.

С переходом энергокомпаний на коммерческие основы хозяйственной

деятельности взаимоотношения между ними должны будут строиться на

основании контрактов, предусматривающих применение штрафных санкций

при нарушении договорных условий. Таким образом, распределительные

энергокомпании, допускающие основной объем коммерческих потерь, будут

вынуждены повысить эффективность своей работы и увеличить сбор средств

за отпущенную энергию для того, чтобы обеспечить выполнение условий

контракта. Примерные формы контракта приведены в приложении N 9 и 10.

Проблемы, возникающие при реализации "Программы реструктуризации АО

"Кыргызэнерго" согласно данной финансовой модели

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

---

---

1. Разделение АО "Кыргызэнерго" на три |а) Данные финансовые

затраты

компании: производство, передача и |неизбежны; при

осуществлении

средств

Правительством

энергопродукцию за счет тройного |КР предложения в Жогорку

Кенеш

и

энергокомпаний

центра

затратам.

|Разработка механизмов по

|реализации

|законодательно-нормативной

|базы

топливноэнергетического

|комплекса (законы КР "Об

|энергетике", "Об

|электроэнергетике", в

|перспективе законы "Об

угле",

в

---

Приложение 1

Анализ производства, потерь и потребления

электрической энергии в 1996 году

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

---

---

---

Приложение 5

Данные о средствах из государственного бюджета, необходимых

для покрытия затрат на льготников, передачу и содержание

объектов социальной и коммунальной сферы и финансирования

затрат на тепло- и электроэнергию бюджетных организаций

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

---

---

---

*в том числе за счет средств АО "Кыргызэнерго"

Приложение 9

КОНТРАКТ

О КУПЛЕ-ПРОДАЖЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

МЕЖДУ АО "НАЦИОНАЛЬНАЯ ЭНЕРГОСЕТЬ" И

АО_____________________________________________

(предприятием электрических сетей)

от_____________ _________________________

место заключения

Данный контракт составлен на поставку мощности и электроэнергии

между ______________________________________, именуемый в

дальнейшем Продавец в лице ____________________________________ с

одной стороны и ________________________________________, именуемый в

дальнейшем Потребитель в лице

______________________________________________________ с другой

стороны.

I. Общие вопросы

1.1 Настоящий контракт вступает в силу с __ ___________199__ г. и

действует до __ ____________199__ г. если договаривающимися

сторонами не будут внесены изменения.

1.2 По всем вопросам не вошедшим в условия контракта стороны

должны руководствоваться соответствующими законодательными актами

Кыргызской Республики.

II. Предмет контракта

На период договорного срока Продавец и Потребитель договорились о

нижеследующем:

2.1 В отношении объемов мощности и энергии.

2.1.1 Продавец обязуется поставлять Потребителю плановую

электроэнергию согласно следующему графику:

I квартал 199 г. январь ______________________________________ млн.

квт.ч февраль _____________________________________ млн. квт.ч март

______________________________________ млн. квт.ч

II квартал апрель ______________________________________ млн. квт.ч

май _________________________________________ млн. квт.ч июнь

_______________________________________ млн. квт.ч

III квартал июль ________________________________________ млн. квт.ч

август ______________________________________ млн. квт.ч сентябрь

____________________________________ млн. квт.ч

IV квартал октябрь _____________________________________ млн. квт.ч

ноябрь ______________________________________ млн. квт.ч декабрь

_____________________________________ млн. квт.ч

2.1.2 Продавец обязуется производить поставку намеченных плановых

и внеплановых объемов электроэнергии только по указаниям

Центральной диспетчерской службы (ЦДС).

2.1.3 Потребитель обязуется информировать ЦДС об объемах мощности

и электроэнергии которая должна поставляться согласно данному

контракту.

2.1.4 Продавец гарантирует Потребителю право на получение

максимального объема мощности согласно следующему графику:

I квартал 199__г.

январь _______________________________________ млн. квт.ч

февраль ______________________________________ млн. квт.ч

март _________________________________________ млн. квт.ч

II квартал

апрель _______________________________________ млн. квт.ч

май __________________________________________ млн. квт.ч

июнь _________________________________________ млн. квт.ч

III квартал

июль _________________________________________ млн. квт.ч

август _______________________________________ млн. квт.ч

сентябрь______________________________________ млн. квт.ч

IV квартал

октябрь_______________________________________ млн. квт.ч

ноябрь _______________________________________ млн. квт.ч

декабрь_______________________________________ млн. квт.ч

2.1.5 Потребитель, согласовав с ЦДС, может требовать любой объем

гарантированной мощности до максимального объема, указанного выше

(согласование производится за 8 часов до часа, когда необходима

гарантированная мощность).

2.2 В отношении характеристик мощности и электроэнергии.

2.2.1 Все поставки мощности и электроэнергии осуществляемые

согласно данному контракту будут проводиться с обеспечением

номинального напряжения и частоты установленными ЦДС или вытекающими

из ЦДС.

2.3 В отношении пунктов поставок.

2.3.1 Договаривающиеся стороны составляют акт разграничения зон

обслуживания электросетей и установок, который является

неотъемлемой частью настоящего контракта.

2.3.2. Мощность и электроэнергия, поставляемая Продавцом будет

предоставлен на границы раздела в следующие пункты:

1.______________________________________________________________

2.______________________________________________________________

2.3.3 Потребитель отвечает за заключение транзитного договора и

несет все расходы связанные с транзитом электроэнергии, включая

электроэнергию, которая необходима для покрытия потерь, возникающих в

транзитных Линиях Электропередач (ЛЭП ) третьей стороны.

2.4 В отношении составления графика поставок.

2.4.1 Потребитель постоянно информирует ЦДС о необходимой

Потребителю мощности и электроэнергии. Оперативный график поставок

мощности и электроэнергии планирует ЦДС. Продавец поставляет

электроэнергию Потребителю согласно диспетчерским указаниям и суточным

режимам, полученным от ЦДС.

2.4.2 Если ЦДС определяет, что общий объем заявленной

электроэнергии в данном календарном месяце будет вызывать слив воды

на электростанциях Продавца, то ЦДС вправе пересмотреть месячный

график таким образом, чтобы это не повлияло на годовой объем

заявленной электроэнергии.

2.5 В отношении учета электроэнергии.

2.5.1 Учет поставляемой электроэнергии осуществляется приборами

учета установленными в местах, указанных в п.2.5.2, проверенными и

опломбированными представителями Продавца.

2.5.2 Список точек учета электроэнергии:

1.______________________________________________________________

2.______________________________________________________________

3.______________________________________________________________

2.5.3 Снятие показаний приборов учета производится ежемесячно с 20

по 25 число и актируется представителями сторон.

2.5.4 Если по мнению Продавца или Потребителя существующие места

учета не могут обеспечить точность измерения поставляемой энергии,

то обе стороны делят поровну затраты на установку новых измерительных

приборов.

Примечание: Если пункт измерения отличается от пункта поставки ,

то в контракте должна быть определена соответствующая коррекция на

потери между пунктами измерения и поставки.

2.6 В отношении дефицита мощности и перерыва в поставках.

2.6.1 Если Продавец недопоставил полный объем электроэнергии

заявленной в контракте в определенный месяц ввиду условий в системе

Потребителя, то Продавец не обязан покрывать сложившийся недоотпуск в

следующем месяце. Потребитель оплачивает фактически полученные квт.ч.

2.6.2 Если недопоставка заявленного в контракте объема

электроэнергии в определенный месяц произошла ввиду условий в системе

Продавца, то Продавец должен покрыть сложившийся дефицит в следующем

месяце. Потребитель оплачивает фактически полученные квт.ч за каждый

месяц.

2.6.3 Потребитель обязан оплатить незапрошенный им максимальный

объем мощности, который был зарезервирован для него Продавцом

согласно данного контракта.

2.6.4 Потребитель платит только за средний фактически полученный

объем мощности в часы, когда Потребитель затребовал но не получил

гарантированную Продавцом мощность.

2.7 В отношении тарифов.

2.7.1 Тариф на плановую электроэнергию поставляемую согласно

данному контракту ___________ сом за 1 квт.ч (без платы за мощность).

2.7.2 Тариф на сверхплановую электроэнергию поставляемую согласно

данному контракту ___________ сом за 1 квт.ч.

2.7.3 Тариф на гарантированную мощность, которая резервируется

согласно данному контракту ______________ сом за 1 квт.ч.

2.7.4 Выше указанные тарифы установлены без учета НДС.

2.8 В отношении пересмотра тарифов.

2.8.1 Ни Продавец, ни Потребитель не имеют права в одностороннем

порядке изменить тарифы на мощность и электроэнергию согласно

данному контракту.

2.8.2 Любое изменение тарифов утверждается ГАЭ по обоснованному

предложению сторон и отражаются в контракте.

2.9 В отношении расчетов и оплаты.

2.9.1 Не позднее 5-го числа каждого месяца, следующего за

расчетным. Продавец обязан представить Потребителю:

1) счет за потребленную электроэнергию и гарантированную мощность

с приложением, подробных расчетов по объемам;

2) перечень товаров, которые могут быть использованы для оплаты по

бартеру;

3) список кредиторов с указанием суммы задолженности для

возможного взаимозачета.

2.9.2 Не позднее 15-го числа каждого месяца, следующего за

расчетным , Потребитель обязан информировать Продавца о способах

оплаты счетов:

_____________________________________________________________

(банковский период, бартер, взаимозачет).

2.9.3 Не позднее последнего дня каждого месяца следующего за

расчетным Потребитель обязан рассчитаться за потребленную в прошлом

месяце электроэнергию и мощность.

2.9.4 При невыполнении Потребителем платежных обязательств

Продавец имеет право на безакцептное снятие со счета Потребителя или

снижение объема поставляемой электроэнергии и мощности после

предварительного предупреждения.

III. Разрешение споров

Каждая сторона данного контракта имеет право вынести спорные

вопросы на рассмотрение ГАЭ . Если обе стороны согласны с решением

ГАЭ по данному вопросу, то стороны не передают рассмотрение этого

вопроса далее в арбитражные или судебные органы.

IV. Форс-мажорные обстоятельства

4.1 Обстоятельства неподлежащие контролю сторон включая:

наводнения, засуху, землетрясения, бурю, молнию, эпидемию, войну,

гражданские беспорядки, являются форс - мажорными.

4.2 Если любая из сторон не в силах выполнить свои обязательства

по контракту ввиду форс - мажорных обстоятельств, то такая сторона

освобождается от ответственности за невыполнение или задержку

выполнения в той мере, насколько это возможно, но при этом сторона

прилагает все усилия, чтобы устранить такое невыполнение.

4.3 Если любая из сторон прогнозирует форс - мажорные

обстоятельства, то эта сторона прилагает все усилия, чтобы

проинформировать об этом другую сторону с тем чтобы другая сторона

могла смягчить отрицательное воздействие этих обстоятельств.

V. Процедура внесения изменений

5.1 Если любая сторона контракта желает внести поправку к

контракту, то эта сторона должна представить предложение о проекте

поправки на рассмотрение ГАЭ. Стороны обсуждают предложенные изменения

по получении отзыва от ГАЭ.

5.2 Поправкой является документ который присоединяется к контракту

и подписывается представителями обеих сторон. В поправках четко

указываются те параграфы контракта, которые были изменены или

дополнены поправкой.

VI. Прекращение контракта

6.1 Действие данного контракта может быть прекращено на основе

обоюдного согласия Потребителя и Продавца, с письменного

подтверждения ГАЭ.

6.2 Подтверждение ГАЭ должно быть получено до окончания

трехмесячного срока с момента уведомления о желании прекратить

действие данного контракта.

VII. Юридические адреса сторон и банковские реквизиты

7.1 Продавец ___________________________________________________

_____________________________________________________________________

_____________________________________________________________________

7.2 Потребитель ________________________________________________

_____________________________________________________________________

_____________________________________________________________________

7.3 Стороны обязуются своевременно письменно извещать обо всех

изменениях указанных выше реквизитов.

Настоящий контракт составляется в трех экземплярах, один из

которых находится в Госагентстве по энергетике.

Продавец Потребитель

______________________ ________________________

______________________ ________________________

______________________ ________________________

______________199___г. _______________199___ г.

Приложение 10

КОНТРАКТ

О КУПЛЕ - ПРОДАЖЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

МЕЖДУ АО "НАРЫНСКИЙ КАСКАД" И

АО "НАЦИОНАЛЬНАЯ ЭНЕРГОСЕТЬ"

от _____________ _________________________

место заключения

Данный контракт составлен на поставку мощности и электроэнергии

между ________________________, именуемый в дальнейшем Производитель

в лице ____________________________________ с одной стороны

и ___________________, именуемый в дальнейшем Покупатель в

лице ___________________________________________________ с другой

стороны.

I. Общие вопросы

1.1 Настоящий контракт вступает в силу с __ _____________199__ г.

и действует до __ ___________ 199__ г. если договаривающимися

сторонами не будут внесены изменения.

1.2 По всем вопросам не вошедшим в условия контракта стороны

должны руководствоваться соответствующими законодательными актами

Кыргызской Республики.

II. Предмет контракта

На период договорного срока Производитель и Потребитель

договорились о нижеследующем:

2.1 В отношении объемов мощности и энергии.

2.1.1 Производитель обязуется поставлять Потребителю плановую

электроэнергию согласно следующему графику:

I квартал 199__г.

январь _______________________________________ млн. квт.ч

февраль ______________________________________ млн. квт.ч

март _________________________________________ млн. квт.ч

II квартал

апрель _______________________________________ млн. квт.ч

май __________________________________________ млн. квт.ч

июнь _________________________________________ млн. квт.ч

III квартал

июль _________________________________________ млн. квт.ч

август _______________________________________ млн. квт.ч

сентябрь______________________________________ млн. квт.ч

IV квартал

октябрь_______________________________________ млн. квт.ч

ноябрь _______________________________________ млн. квт.ч

декабрь_______________________________________ млн. квт.ч

2.1.2 Производитель обязуется производить поставку намеченных

плановых и внеплановых объемов электроэнергии только по указаниям

Центральной диспетчерской службы (ЦДС).

2.1.3 Потребитель обязуется информировать ЦДС об объемах мощности

и электроэнергии которая должна поставляться согласно данному

контракту.

2.1.4 Производитель гарантирует Потребителю право на получение

максимального объема мощности согласно следующему графику:

I квартал 199__г.

январь _______________________________________ млн. квт.ч

февраль ______________________________________ млн. квт.ч

март _________________________________________ млн. квт.ч

II квартал

апрель _______________________________________ млн. квт.ч

май __________________________________________ млн. квт.ч

июнь _________________________________________ млн. квт.ч

III квартал

июль _________________________________________ млн. квт.ч

август _______________________________________ млн. квт.ч

сентябрь______________________________________ млн. квт.ч

IV квартал

октябрь_______________________________________ млн. квт.ч

ноябрь _______________________________________ млн. квт.ч

декабрь_______________________________________ млн. квт.ч

2.1.5 Потребитель, согласовав с ЦДС, может требовать любой объем

гарантированной мощности до максимального объема, указанного выше

(согласование производится за 8 часов до часа, когда необходима

гарантированная мощность).

2.2 В отношении характеристик мощности и электроэнергии.

2.2.1 Все поставки мощности и электроэнергии осуществляемые

согласно данному контракту будут проводиться с обеспечением

номинального напряжения и частоты установленными ЦДС или вытекающими

из ЦДС.

2.3 В отношении пунктов поставок.

2.3.1 Договаривающиеся стороны составляют акт разграничения зон

обслуживания электросетей и установок, который является

неотъемлемой частью настоящего контракта.

2.3.2 Мощность и электроэнергия, поставляемая Производителем будет

предоставлена на границы раздела в следующие пункты:

1._____________________________________________________________

2._____________________________________________________________

2.3.3 Потребитель отвечает за заключение транзитного договора и

несет все расходы связанные с транзитом электроэнергии, включая

электроэнергию, которая необходима для покрытия потерь, возникающих в

транзитных Линиях Электропередач (ЛЭП ) третьей стороны.

2.4 В отношении составления графика поставок.

2.4.1 Потребитель постоянно информирует ЦДС о необходимой

Потребителю мощности и электроэнергии. Оперативный график поставок

мощности и электроэнергии планирует ЦДС. Производитель поставляет

электроэнергию Потребителю согласно диспетчерским указаниям и суточным

режимам, полученным от ЦДС.

2.4.2 Если ЦДС определяет, что общий объем заявленной

электроэнергии в данном календарном месяце будет вызывать слив воды

на электростанциях Производителя, то ЦДС вправе пересмотреть месячный

график таким образом, чтобы это не повлияло на годовой объем

заявленной электроэнергии.

2.5 В отношении учета электроэнергии.

2.5.1 Учет поставляемой электроэнергии осуществляется приборами

учета установленными в местах, указанных в п.2.5.2, проверенными и

опломбированными представителями Производителя.

2.5.2 Список точек учета электроэнергии:

1._______________________________________________________________

2._______________________________________________________________

3._______________________________________________________________

2.5.3 Снятие показаний приборов учета производится ежемесячно с 20

по 25 число и актируется представителями сторон.

2.5.4 Если по мнению Производителя или Потребителя существующие

места учета не могут обеспечить точность измерения поставляемой

энергии, то обе стороны делят поровну затраты на установку новых

измерительных приборов.

Примечание: Если пункт измерения отличается от пункта поставки, то

в контракте должна быть определена соответствующая коррекция на

потери между пунктами измерения и поставки.

2.6 В отношении дефицита мощности и перерыва в поставках.

2.6.1 Если Производитель недопоставил полный объем электроэнергии

заявленной в контракте в определенный месяц ввиду условий в

системе Потребителя, то Производитель не обязан покрывать сложившийся

недоотпуск в следующем месяце. Потребитель оплачивает фактически

полученные квт.ч.

2.6.2 Если недопоставка заявленного в контракте объема

электроэнергии в определенный месяц произошла ввиду условий в системе

Производителя, то Производитель должен покрыть сложившийся дефицит в

следующем месяце. Потребитель оплачивает фактически полученные квт.ч

за каждый месяц.

2.6.3 Потребитель обязан оплатить незапрошенный им максимальный

объем мощности, который был зарезервирован для него Производителем

согласно данного контракта.

2.6.4 Потребитель платит только за средний фактически полученный

объем мощности в часы, когда Потребитель затребовал но не получил

гарантированную Производителем мощность.

2.7 В отношении тарифов.

2.7.1 Тариф на плановую электроэнергию поставляемую согласно

данному контракту _______________ сом за 1 квт.ч (без платы за

мощность).

2.7.2 Тариф на сверхплановую электроэнергию поставляемую согласно

данному контракту ______________ сом за 1 квт.ч.

2.7.3 Тариф на гарантированную мощность, которая резервируется

согласно данному контракту ________________ сом за 1 квт.ч.

2.7.4 Выше указанные тарифы установлены без учета НДС.

2.8 В отношении пересмотра тарифов .

2.8.1 Ни Производитель, ни Потребитель не имеют права в

одностороннем порядке изменить тарифы на мощность и электроэнергию

согласно данному контракту.

2.8.2 Любое изменение тарифов утверждается ГАЭ по обоснованному

предложению сторон и отражаются в контракте.

2.9 В отношении расчетов и оплаты.

2.9.1 Не позднее 5-го числа каждого месяца, следующего за

расчетным, Производитель обязан представить Потребителю:

1) счет за потребленную электроэнергию и гарантированную мощность

с приложением подробных расчетов по объемам;

2) перечень товаров, которые могут быть использованы для оплаты по

бартеру;

3) список кредиторов с указанием суммы задолженности для

возможного взаимозачета.

2.9.2 Не позднее 15-го числа каждого месяца, следующего за

расчетным, Потребитель обязан информировать Производителя о способах

оплаты счетов:

_________________________________________________________

(банковский период, бартер, взаимозачет).

2.9.3 Не позднее последнего дня каждого месяца следующего за

расчетным Потребитель обязан рассчитаться за потребленную в прошлом

месяце электроэнергию и мощность.

2.9.4 При невыполнении Потребителем платежных обязательств

Производитель имеет право на безакцептное снятие со счета

Потребителя или снижение объема поставляемой, электроэнергии и

мощности после предварительного предупреждения.

III. Разрешение споров

Каждая сторона данного контракта имеет право вынести спорные

вопросы на рассмотрение ГАЭ . Если обе стороны согласны с решением

ГАЭ по данному вопросу, то стороны не передают рассмотрение этого

вопроса далее в арбитражные или судебные органы.

IV. Форс-мажорные обстоятельства

4.1 Обстоятельства неподлежащие контролю сторон включая:

наводнения, засуху, землетрясения, бурю, молнию, эпидемию, войну,

гражданские беспорядки, являются форс - мажорными.

4.2 Если любая из сторон не в силах выполнить свои обязательства

по контракту ввиду форс - мажорных обстоятельств, то такая сторона

освобождается от ответственности за невыполнение или задержку

выполнения в той мере, насколько это возможно, но при этом сторона

прилагает все усилия, чтобы устранить такое невыполнение.

4.3 Если любая из сторон прогнозирует форс - мажорные

обстоятельства, то эта сторона прилагает все усилия, чтобы

проинформировать об этом другую сторону с тем чтобы другая сторона

могла смягчить отрицательное воздействие этих обстоятельств.

V. Процедура внесения изменений

5.1 Если любая сторона контракта желает внести поправку к

контракту, то эта сторона должна представить предложение о проекте

поправки на рассмотрение ГАЭ. Стороны обсуждают предложенные изменения

по получении отзыва от ГАЭ.

5.2 Поправкой является документ который присоединяется к контракту

и подписывается представителями обеих сторон. В поправках четко

указывается те параграфы контракта .которые были изменены или

дополнены поправкой.

VI. Прекращение контракта

6.1 Действие данного контракта может быть прекращено на основе

обоюдного согласия Потребителя и Производителя, с письменного

подтверждения ГАЭ.

6.2 Подтверждение ГАЭ должно быть получено до окончания

трехмесячного срока с момента уведомления о желании прекратить

действие данного контракта.

VII. Юридические адреса сторон и банковские реквизиты

7.1 Производитель ______________________________________________

_____________________________________________________________________

_____________________________________________________________________

7.2 Потребитель ________________________________________________

_____________________________________________________________________

_____________________________________________________________________

7.3 Стороны обязуются своевременно письменно извещать обо всех

изменениях указанных выше реквизитов.

Настоящий контракт составляется в трех экземплярах, один из

которых находится в Госагентстве по энергетике.

Производитель Потребитель

_______________________ ________________________

_______________________ ________________________

_______________________ ________________________

______________199___г. ______________199___ г.