Кыргыз Республикасынын

Энергетика министрлигинин

2023-жылдын 6-октябрындагы

№01-13/199 буйругуна тиркеме

Электр энергиясына тарифтерди аныктоонун

МЕТОДИКАСЫ

1-глава. Жалпы жоболор

1-§. Жөнгө салуу предмети

1. Электр энергиясына тарифтерди аныктоонун ушул Методикасы (мындан ары – Методика) көлөмү 1 млрд. кВтсааттан ашкан  электр энергиясын иштеп чыгаруучу, берүүчү, бөлүштүрүүчү жана жеткирүүчү электр энергетикалык ишканаларга (мындан ары – ЭЭИ) жайылтылат, алардын тарифтерин жөнгө салуу Кыргыз Республикасынын Министрлер Кабинетинин чечими боюнча жүзөгө ашырылат.

2. Электр энергиясына тарифтер ЭЭИнин бардык негизделен чыгымдарын чагылдырууга, натыйжалуу иштөө үчүн түрткү берүүнү, ошондой эле калктын аялуу топтору үчүн электр энергиясынын жеткиликтүүлүгүн камсыз кылууга тийиш.

3. ЭЭИ финансылык эсепке алуу үчүн колдонулган бухгалтердик эсептин эсептер планын жана эрежелерин тарифтик жөнгө салуу үчүн колдонууга тийиш.

4. ЭЭИ тарифтерди белгилөө процессинде берилген жана жарыяланган маалыматтардын аныктыгы үчүн жоопкерчилик тартат. Тарифтерди белгилөө процессинде ушул маалыматтар анык деп эсептелет, эгерде туура эместиги ырасталбаса.

2-§. Аныктамалар жана кыскартуулар

5. Методикада төмөнкүдөй аныктамалар жана кыскартуулар колдонулат:

1) ЭКБ өндүрүүчү – «Энергиянын кайра жаралуучу булактары жөнүндө» Кыргыз Республикасынын Мыйзамына ылайык аныкталган энергиянын кайра жаралуучу булактарынан (ЭКБ) электр энергиясын өндүрүүчү;

2) ОЭКД – отун-энергетикалык комплексти жөнгө салуу боюнча ыйгарым укуктуу мамлекеттик орган;

3) ЭЭИ – бардык электр энергетикалык ишканалар, анын ичинде ЭС, ЧГЭС, КЭЭБ жана КУЭТ;

4) КУЭТ – «Кыргызстандын улуттук электр тармагы» ААК;

5) КЭЭБ – «Кыргыз энергетикалык эсеп борбору» ААК;

6) ЭКӨ – электр энергиясын көз карандысыз өндүрүүчү;

7) тариф – Кыргыз Республикасынын Министрлер Кабинети тарабынан бекитилген электр энергиясын сатып алууга же сатууга тариф;

8) ЭС – «Электр станциялары» ААК;

9) ЧГЭС – «Чакан ГЭС» ААК.

3-§. Тарифтерди белгилөө үчүн документтерди (эсептик материалдарды) берүү тартиби

6. Бааларды (тарифтерди) белгилөө (макулдашуу) үчүн маалымат (эсептик материалдар) субъект тарабынан ыйгарым укуктуу органга берилет.

7. ЭЭИнин тарифтерин белгилөө үчүн төмөнкү материалдарды берүү зарыл:

1) коштомо кат (эркин формада);

2) түшүндүрмө кат (анын ичинде товарлардын, жумуштардын, кызмат көрсөтүүлөрдүн мүнөздөмөсү);

3) тарифтердин прейскурантынын долбоору;

4) ЭЭИнин негизги техникалык-экономикалык жана финансылык көрсөткүчтөрү;

5) салык органы тарабынан тастыкталган, бардык тиркемелери менен баланстык отчет;

6) суммалык жана сандык туюнтууда колдонуудагы тарифтерди колдонууну талдоо

7) чыгымдардын калькуляциясы;

8)) калькуляциялардын көрсөткүчтөрүнүн салыштырма таблицасы (иш жүзүндөгү нарк, өткөн мезгилдеги нарк, колдонуудагы ченемдер боюнча нарк);

9) деталдаштыруу көрсөткүчтөрү - ырастоочу документтердин (эсеп-фактуралардын, келишимдердин ж. б.) көчүрмөлөрүн тиркөө менен чыгымдардын айрым статьяларын чечмелөө;

10) кошумча чыгымдарды чечмелөө (кошумча чыгымдарды негиздөө);

11) тарифтердин деңгээли өзгөргөндө анын себептерин негиздөө;

12) кабыл алынган пайданын (рентабелдүүлүктүн) көлөмүнүн негиздемеси;

13) инвестициялык долбоорлор, бизнес-пландар;

14) тендер формасында ишке ашырылуучу товарларды (жумуштарды, кызмат көрсөтүүлөрдү) сатып алуулар жөнүндө маалымат.

2-глава. Талап кылынган киреше

4-§. Талап кылынган кирешени аныктоо

8. Талап кылынган киреше ЭЭИ (RR) төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

мында:

FC – технологиялык максаттар үчүн отун;

EPC – электр энергиясын сатып алууга чыгымдар;

OMC – операциялык чыгымдар;

DEPR – амортизациялык чыгымдар;

PRF – инвестицияга жол берилген киреше;

LRC – талап кылынган кирешеге ушул Методикада белгиленген учурларда киргизилүүгө тийиш болгон кередиттерди тейлөөгө чыгымдар;

PR – мурдагы тарифтик мезгилдин чыгымдарын коррекциялоо.

9. Талап кылынган кирешени эсептөөдө эсептешүү мезгилине жакын эң акыркы 12 айлык мезгилдин (иш жүзүндөгү жыл) маалыматтарына негизделүүгө тийиш, ал үчүн чыгымдар жөнүндө анык маалыматтар бар.

10. Кирешеге болгон талап төмөнкүдөй ыкмалардын негизинде эсептелет:

1) жылдык чыгымдарды нормалдаштыруу, ал аркылуу иш жүзүндөгү жылдын ичинде чыгымдар өзгөчө кырдаалдарга жана бир жолку чыгымдарга же жыл сайын күтүлбөгөн кирешелерге байланыштуу бир жолку чыгымдарды алып салгандай коррекцияланууга тийиш;

2) ЭКБны пайдалануу менен иштелип чыккан электр энергиясын сатып алууга ЭЭИнин кошумча чыгымдарын акыркы керектөөчүлөрдүн тарифин эсептөөгө киргизүү.

11. Эгерде ушул Методикада каралбаса, ЭЭИ талап кылынган кирешенин эсебине башынан киргизилбеген чыгымдардын ордун толтурууну талап кыла албайт. Мындай чыгымдар менен байланышкан тобокелдиктерди ЭЭИ толугу менен көтөрөт.

12. ЭСтин талап кылынган кирешесин аныктоо үчүн алгач ал (RR) анын курамына кирген электр станциялардын ар бири үчүн өзүнчө аныкталат, андан кийин ЭС үчүн жалпы консолидацияланат. Ушундай эле иш-аракет КУЭТтин учурунда да бөлүштүрүүчү компаниянын жана берүүчү тармактын ар бири үчүн жасалат.

13. ЭЭИ Кыргыз Республикасынын Өкмөтүнө караштуу Отун-энергетикалык комплексти жөнгө салуу боюнча мамлекеттик агенттиктин 2016-жылдын 1-ноябрындагы № 144 буйругу менен бекитилген Энергетика комплексинин лицензияланган ишканаларынын инвестициялык программаларын отун-энергетикалык комплексти жөнгө салуу боюнча ыйгарым укуктуу мамлекеттик орган менен макулдашуу тартибине ылайык кийинки тарифтик мезгилге Капиталдык салымдардын планын берет.

5-§. Технологиялык максаттар үчүн отун

14. «Технологиялык максаттар үчүн отун» (FC) беренеси ЭСтин талап кылынган кирешесин аныктоо үчүн колдонулат жана электр энергиясын өндүрүүгө түздөн-түз чыгымдалуучу технологиялык отундун наркын гана камтыйт. Буга сырттан сатып алынган отундун гана наркы кирет. Отунга кеткен чыгымдар белгиленген ченемдерге жана анын керектелишине жараша аныкталат:

1) берилген иштеп чыгууга, продукциянын бирдигине отундун салыштырма чыгымдарына жана бир тонна шарттуу отундун баасына ылайык электр энергиясын иштеп чыгуу боюнча технологиялык муктаждыктарга;

2) технологиялык максаттарга отундун сарпталышына, ошондой эле буу казандарын оңдоодон, күйгүзүүдөн жана ысык резервден кийин кургатууга сарпталган бардык отун кошулат.

15. Технологиялык максаттар үчүн отундун наркы төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

мында:

FRC – резервдер мурдагы тарифтик мезгилдин ичинде колдонулган болсо, резервдерди толуктоо үчүн отундун бардык түрүнүн наркы. Отундун түрлөрү жана жалпы резервдердин саны Кыргыз Республикасынын Министрлер Кабинети тарабынан белгиленүүгө тийиш;

WGTPP – жаратылыш газын пайдалануу менен иштеген жылуулук станцияларында электр энергиясын өндүрүүнүн болжолдонгон көлөмү;

HRGTPP – бул станциядагы жаратылыш газынын салыштырмалуу сарпталышы;

FPGTPP – тарифтерди эсептөө учурунда электр энергиясын өндүрүү үчүн берилген отунду жеткирүү үчүн белгиленген тарифтерге ылайык аныкталган тарифтик мезгил үчүн жаратылыш газынын болжолдонгон орточо наркы;

WCTPP – көмүр менен иштеген жылуулук станцияларында электр энергиясын өндүрүүнүн болжолдонгон көлөмү;

HRCTPP – бул станциядагы көмүрдүн салыштырмалуу сарпталышы;

FPCTPP – тарифтик мезгил үчүн көмүрдүн болжолдонгон орточо наркы. Көмүрдүн наркына жеткирүүчүлөрдүн келишимдик баалары боюнча отундун наркы, анын ичинде отундун төмөн (жогору) сапаты (күлдүүлүгү жана нымдуулугу боюнча эсептик ченемдерден четтегендиги үчүн), темир жол тарифи, ошондой эле жүктөө жана жеткирүү боюнча чыгымдар (эгер башка уюмдардын транспорту болсо), бажы алымдары жана ЭСтин сактоо кампасына чейинки башка чыгымдар кирет.

6-§. Сатып алынуучу электр энергиясы

16. «Сатып алынуучу электр энергиясы» (EPC) беренеси бардык ЭЭИлердин талап кылынган кирешесин аныктоо үчүн колдонулат жана төмөнкүлөрдү камтыйт:

1) бардык ЭЭИ үчүн технологиялык жоготууларга, башка технологиялык максаттарга жана чарбалык муктаждыктарга (жайларды, материалдык кампаларды ж. б. өндүрүштүк эмес имараттарды жарыктандыруу жана жылытуу) сарпталуучу сатып алынуучу электр энергиясынын наркы;

2) ЭС үчүн импорттолуучу электр энергиясынын наркы;

3) КУЭТ керектөөчүлөрүнө электр энергиясын үзгүлтүксүз жеткирүү үчүн ЭС, ЭКӨ жана ЭКБдан сатып алынуучу электр энергиясынын наркы.

17. ЭС (EPCGenCo) үчүн сатып алынуучу электр энергиясынын наркы төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

мында:

WLGenCo – ЭСтин технологиялык жоготууларына сарпталуучу электр энергиясын сатып алуунун болжолдонгон көлөмү;

WTGenCo – ЭСтин көмөкчү өндүрүштүк цехтеринин чарбалык муктаждыктарга жана башка технологиялык максаттарга жана чарбалык муктаждыктарга (жайларды, материалдык кампаларды ж. б. өндүрүштүк эмес имараттарды жарыктандыруу жана жылытуу) сарпталуучу сатып алынуучу электр энергиясынын болжолдонгон саны;

ТTLGenCo – ЭСтин көмөкчү өндүрүштүк цехтеринин чарбалык муктаждыктарына жана башка технологиялык максаттарына жана чарбалык муктаждыктарына (жайларды, материалдык кампаларды ж. б. өндүрүштүк эмес имараттарды жарыктандыруу жана жылытуу) сарпталуучу сатып алынуучу электр энергиясынын болжолдонгон тарифи;

EPCimp – ЭС тарабынан башка өлкөлөрдөн импорттолуучу электр энергиясынын болжолдонгон наркы төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

мында:

Wimp – импорттун ар бир чекитинде башка өлкөлөрдөн импорттолуучу электр энергиясынын болжолдонгон көлөмү;

Timp – импорттун ар бир чекитинде башка өлкөлөрдөн импорттолуучу электр энергиясынын бирдигинин болжолдонгон келишимдик баа;

ExRimp – эгерде импорт келишими чет өлкөлүк валютада түзүлүшү мүмкүн болсо, KGS карата валютанын болжолдуу курсу.

18. КУЭТ (EPCDisCo) үчүн электр энергиясын сатып алуунун наркы төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

мында:

WGenCo – ЭСтен сатып алынуучу электр энергиясынын көлөмү;

ТGenCo – ЭСтен электр энергиясын сатып алуу тарифи;

WIPP&RE – ЭКӨдөн жана ЭКБ өндүрүүчүлөрүнөн сатып алынуучу электр энергиясынын саны;

TEIPP&RE – ЭКӨдөн жана ЭКБ өндүрүүчүлөрүнөн электр энергиясын сатып алуу тарифи;

PIPP&RE – ЭКӨдөн жана ЭКБ өндүрүүчүлөрүнөн сатып алынуучу кубаттуулук, эгерде сатып алуу келишими боюнча мындай каралса;

TCIPP&RE – эгерде сатып алуу келишими боюнча каралса, ЭКӨдөн жана ЭКБ өндүрүүчүлөрүнөн кубаттуулукту сатып алуу тарифи;

ExRimp – эгерде ЭКӨдөн жана ЭКБ өндүрүүчүлөрүнөн электр энергиясын же кубаттуулукту сатып алуу келишими чет өлкөлүк валютада белгиленсе жана сатып алуу келишими боюнча каралса, сомго карата валютанын болжолдонгон курсу.

7-§. Операциялык чыгымдар

19. «Операциялык чыгымдар» (OMC) беренеси бардык энергетикалык ишканалардын талап кылынган кирешесин аныктоо үчүн колдонулат жана төмөнкүлөрдү камтыйт:

мында:

WGS – эмгек акы боюнча чыгымдар, ошондой эле мыйзамдарда белгиленген төлөнүүчү компенсациялар, жөнгө салуучу орган менен макулдашылган өлчөмдөрдөгү дем берүүчү мүнөздөгү төлөмдөр (сый акылар, сыйлоо ж. б.) жана эмгек акы менен байланышкан ар кандай башка чыгымдар;

MRC – оңдоо иштеринин жана техникалык тейлөөнүн наркы, ал негизги каражаттардын же анын курамдык бөлүктөрүнүн ресурстарын калыбына келтирүү жана оңдолгон абалын жана иштөө жөндөмдүүлүгүн калыбына келтирүү, ошондой эле жабдууларды максатына ылайык пайдалануу, күтүү, сактоо жана ташуу учурунда оңдолгон абалын жана иштөө жөндөмдүүлүгүн колдоо боюнча операциялардын комплексине кеткен чыгымдардан турат. Оңдоо иштеринин наркы жаңы активдерди курууга, реконструкциялоого, модернизациялоого жана учурдагы активдерди алмаштырууга салуу менен байланышкан капиталдык салымдарга кеткен чыгымдарды камтыбашы керек;

MTC – негизги каражаттарды же анын курамдык бөлүктөрүн күндөлүк тейлөө үчүн материалдарды, комплектөөчү буюмдарды жана жарым фабрикаттарды, ошондой эле жабдууларды, шаймандарды, инвентарларды, приборлорду, лабораториялык жабдууларды, атайын кийимдерди жана башка материалдарды оңдоо үчүн запастык бөлүктөрдү сатып алууга чыгымдар;

TFC – транспорт чыгымдары, анын ичинде отун, башка күйүүчү-майлоочу материалдар жана транспорт каражаттарын техникалык тейлөө чыгымдары;

ADM – административдик чыгымдар, ага офистик буюмдар, техникалык башкаруу каражаттары, байланыш түйүндөрү, сигнализация каражаттары, эсептөө борборлору жана башка техникалык башкаруу каражаттары, иш сапарлары жана персоналды окутуу, отун-энергетикалык комплекс жаатында мамлекеттик саясатты иштеп чыгуу жана ишке ашыруу боюнча ыйгарым укуктуу орган аныктаган өлчөмдөгү жөнгө салынуучу субъекттерге ар жылдык төлөм жана башка тиешелүү чыгымдар кирет;

PRC – мүлктү ижарага алуу, анын ичинде өндүрүштүк жана офистик имараттар, курулуштар, транспорт каражаттары же башка жабдуулар үчүн ижара акысы;

INC – кызматкерлердин ден соолугун камсыздандыруу, транспорт каражаттарын же мүлктү камсыздандыруу менен байланышкан бардык чыгымдарды камтыган камсыздандыруу чыгымдары;

MCC – которуу үчүн комиссиялар жана банк чыгымдары сыяктуу керектөөчүлөрдөн акча каражаттарын чогултууга байланыштуу чыгымдар;

NFT – орду толтурулбаган салыктар, алымдар жана жер салыгы, мүлк салыгы, бажы алымдары сыяктуу башка милдеттүү жыйымдар, буга киреше салыгы, кошумча нарк салыгы, корпоративдик салык жана сатуу салыгы кошулбайт;

OOC – энергетика системасынын коопсуз жана ишенимдүү иштеши үчүн же жөнгө салынуучу уюмдар үчүн керектөөчүлөргө сапаттуу кызматтарды көрсөтүү жана башка негиздүү жана күтүлбөгөн чыгымдар үчүн зарыл болгон башка операциялык жана өндүрүштүк чыгымдар.

8-§. Кредиттерди тейлөө

20. «Кредиттерди тейлөө» (LRC) беренеси ЭЭИнин гана талап кылынган кирешесин аныктоо үчүн колдонулат жана Кыргыз Республикасынын Министрлер Кабинетинин кепилдигине алынган жана капиталдык салымдардын долбоорлорун ишке ашырууга багытталган узак мөөнөттүү кредиттерди тейлөөнүн наркын камтыйт. Эгерде алардын чоңугу жалпы амортизациянын (DEPR) жана пайданын (PRF) сексен беш пайызынан көп болсо, кредиттерди (LRC) тейлөөгө кеткен чыгымдар ЭЭИнин талап кылынган кирешесинин курамына кошулат. Эгерде тарифтерди белгилөө учурунда ОЭКД тарабынан карыздык милдеттенмелердин учурдагы деңгээлинин башка пайыздык катышы колдонулбаса, талап кылынган кирешеге амортизациянын жана кирешенин сексен беш пайызынан ашкан насыяларды тейлөө чыгымдары гана кирет.

21. Узак мөөнөттүү зайымдардын негизги суммасы жана пайыздары боюнча чыгымдар тарифти түзүүгө ар жылдык арызга алар кредиттөө жөнүндө макулдашуунун шарттарында жазылгандай так киргизилет жана төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

мында:

LFC – Кыргыз Республикасынын Министрлер Кабинетине кепилденген жана бериле турган кредиттөө жөнүндө жаңы келишимди бекитүү жана каржылоо менен байланышкан бардык чыгымдарды камтыган башка финансылык чыгымдар;

LB – кредиттик келишим боюнча тарифтик мезгил ичинде тиешелүү кредиттин негизги карызын төлөө суммасы. Эгерде тарифтик мезгилдин ичинде негизги карыз боюнча төлөө каралбаса, бул компонент нөлгө барабар деп эсептелет;

LI – кредиттик келишим боюнча тарифтик мезгил ичинде тиешелүү кредиттин пайыздарын төлөөнүн суммасы. Эгерде тарифтик мезгилдин ичинде пайыздар боюнча төлөө каралбаса, бул компонент нөлгө барабар деп эсептелет;

ExR – Кыргыз Республикасынын Министрлер Кабинети менен кредиттөө жөнүндө макулдашуу түзүлгөн чет өлкөлүк валютага карата сомдун болжолдуу алмашуу курсу.

9-§. Жөнгө салынуучу активдердин базасы

22. Жөнгө салынуучу активдер базасы (РАБ же RAB) ЭЭИ киреше алууга уруксат берилген активдердин наркын билдирет. Ал бардык ЭЭИ үчүн аныкталат жана төмөнкүдөй үч негизги элементтен турат:

1) баштапкы РАБ (RABrbv);

2) жаңы активдердин наркы (FIA);

3) жүгүртүү капиталы (WC).

23. РАБ төмөнкүдөй факторлорду эске алуу үчүн жылына кеминде бир жолу кайра эсептелет:

1) материалдык жана материалдык эмес активдерге жаңы инвестициялар;

2) топтолгон амортизациялык чегерүүлөр;

3) жүгүртүү капиталынын чоңдугунун өзгөрүшү.

24. РАБ төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

RAB = RABrbv + FIA + WC - DEPR

мында:

RABrbv – ушул Методиканын 9.1-главасына ылайык аныкталган активдердин жөнгө салынуучу базасы;

FIA – RABrbv аныкталгандан кийин түзүлгөн жаңы киргизилген материалдык жана материалдык эмес активдердин ушул Методиканын 9.2-главасына ылайык аныкталган наркы;

WC – ушул Методиканын 9.3-главасына ылайык аныкталган жүгүртүү капиталы;

DEPR – ушул Методиканын 10-главасына ылайык аныкталган амортизациялык чыгымдар.

9.1-§. Баштапкы РАБ

25. ЭЭИ үчүн биринчи тарифтик мезгил учурунда баштапкы РАБ (RABrva) өткөн жылдагы инфляцияны колдонуу менен материалдык жана материалдык эмес активдердин баштапкы баланстык наркын жыл сайын индексациялоонун негизинде аныкталат․

26. Кийинки тарифтик мезгилдерде баштапкы РАБ (RABrva) инфляцияны эске алуу менен мурдагы тарифтик мезгилди эсептөө учурунда колдонулган деңгээлде кабыл алынат.

9.2-§. Жаңы активдердин наркы

27. RABrba аныкталгандан кийин түзүлгөн жаңы материалдык жана материалдык эмес активдердин (FIA) наркы төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

FIA = FIAibv – FIAgf – FIAsld – FIAmnt

мында:

FIAibv – RABrbv аныкталгандан кийин бухгалтердик эсептин маалыматтарына ылайык жаңы киргизилген материалдык жана материалдык эмес активдердин наркы;

FIAgf – эгерде активдерди өткөрүп берүү жөнүндө келишим боюнча башкасы каралбаса, RABrbv аныкталгандан кийин бул активдерди түзүү үчүн пайдаланылган акысыз алынган бардык каражаттарды кошо алганда, жаңы киргизилген материалдык жана материалдык эмес активдердин наркы;

FIAsld – RABrbv аныкталгандан кийин сатылган же жоюлган бардык материалдык жана материалдык эмес активдердин наркы;

FIAmnt – мониторинг жүргүзүүнүн жана текшерүүнүн жыйынтыгы боюнча ыйгарым укуктуу мамлекеттик органдар тарабынан электр энергиясын иштеп чыгуу, берүү жана бөлүштүрүү боюнча кызмат көрсөтүү үчүн толук же жарым-жартылай пайдалуу эмес же пайдаланылбаган же наркы жарым-жартылай жогорулатылган деп таанылган RABrbv курамына кирген жаңы киргизилген материалдык жана материалдык эмес активдердин наркы.

9.3-§. Жүгүртүү капиталы

28. Жүгүртүү капиталы (WC) бардык ЭЭИлердин учурдагы ишин каржылоо үчүн активдердин жөнгө салынуучу базасын эсептөөгө киргизилет жана төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

WC = OMC x DWC/365

мында:

DWC – ЭЭИ жүгүртүү каражаттарына муктаж болгон мезгил (күндөрдүн саны). DWC ар бир ЭЭИ үчүн ОЭКД тарабынан иш жүзүндөгү маалыматтарды изилдөөнүн негизинде белгиленет.

10-§. Амортизациялык чыгымдар

29. «Амортизациялык чыгымдар» (DEPR) беренеси бардык ЭЭИлердин талап кылынган кирешесин аныктоо үчүн колдонулат жана RAB курамына кирген материалдык жана материалдык эмес активдердин баштапкы баланстык наркына карата сызыктуу метод менен эсептелет. Амортизациялык чыгымдар төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

мында:

RABibv – RAB курамына кирген материалдык жана материалдык эмес активдердин баштапкы баланстык наркы;

DR – ЭЭИ материалдык жана материалдык эмес активдерге карата акыркы жарыяланган финансылык отчетто колдонгон амортизациянын орточо өлчөнгөн ченеми

11-§. Жол берилген пайда

30. «Жол берилген пайда» (PRF) беренеси бардык энергетикалык ишканалардын талап кылынган кирешесин аныктоо үчүн колдонулат жана RAB карата төмөнкүдөй формула боюнча эсептелет:

мында:

RoR – ушул Методиканын 49-пунктуна ылайык аныкталган жол берилген пайданын орточо өлчөнгөн ченеми.

31. Жол берилген пайданын орточо өлчөнгөн ченеми (RoR) ОЭКД тарабынан капиталдын орточо өлчөнгөн наркынын (WACC) негизинде белгиленет, ал эл аралык практикада колдонулуучу ыкмаларды колдонуу менен аныкталат жана орто мөөнөттүү тарифтик саясатты бекитүү убагында кайра каралат.

12-§. Мурдагы тарифтик мезгилдин чыгымдарын коррекциялоо

32. «Мурдагы тарифтик мезгилдин чыгымдарын коррекциялоо» беренеси (PR) бардык энергетикалык ишканалардын талап кылынган кирешесин аныктоо үчүн колдонулат жана төмөнкүлөрдү камтыйт:

1) отундун наркын коррекциялоо;

2) кредиттерди тейлөөгө чыгымдарды коррекциялоо;

3) электр энергиясын иштеп чыгуу, берүү жана бөлүштүрүү үчүн тартылган активдерди пайдалануудан түшкөн башка кирешелер.

33. Мурдагы тарифтик мезгилдин чыгымдарын коррекциялоо (PR) төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

PR = FCR + EPCRimp + LRCR - OFI

мында:

FCR – финансылык жоготууларды компенсациялоо же отундун наркы же алмашуу курсу өзгөргөндүктөн, эгерде отун чет өлкөлүк валютада сатып алынса, келип чыккан кошумча кирешелерди эсептөө үчүн отундун наркын технологиялык максаттарга коррекциялоо;

EPCRimp – ЭЭИ тарабынан башка өлкөлөрдөн импорттолуучу электр энергиясынын болжолдонгон наркын коррекциялоо;

LRCR – финансылык жоготууларды компенсациялоо же сомдун тиешелүү чет өлкөлүк валютага карата алмашуу курсунун өзгөрүүсүнүн натыйжасында пайда болгон кошумча кирешелерди эсептөө үчүн кредиттерди тейлөөгө кеткен чыгымдарды коррекциялоо;

OFI – электр энергиясын иштеп чыгуу, берүү жана бөлүштүрүү үчүн тартылган же ушул Методиканы сактабагандыгынын натыйжасында алынган активдерди пайдалануудан алынган башка кирешелер.

34. Мурдагы тарифтик мезгилдин технологиялык максаттарына отундун наркын коррекциялоо (FCR)  төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

FCR = FC - FCA

мында:

FCA – ушул Методиканын 18-пунктуна ылайык иш жүзүндөгү маалыматтарды колдонуу менен аныкталган FC иш жүзүндөгү наркы.

35. ЭСТ (EPCRimp) тарабынан башка өлкөлөрдөн импорттолуучу электр энергиясынын болжолдонгон наркын коррекциялоо төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

EPCRimp = EPCimp - EPCAimp

мында:

EPCAimp – ушул Методиканын 20-пунктуна ылайык иш жүзүндөгү маалыматтарды колдонуу менен аныкталган EPCimp иш жүзүндөгү наркы.

36. Мурдагы тарифтик мезгилдин кредиттерин тейлөөгө чыгымдарды коррекциялоо (LRCR) төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

LRCR = LRC - LRCA

мында:

LRCA – ушул Методиканын 39-пунктуна ылайык иш жүзүндөгү маалыматтарды колдонуу менен аныкталган LRC боюнча иш жүзүндөгү чыгымдар.

3-глава. Тарифтерди аныктоо

13-§. Чыгымдарды бөлүштүрүүнүн жалпы жолу

37. Талап кылынган кирешени бөлүштүрүү – бул талап кылынган кирешенин бөлүгүн керектөөчүлөрдүн ар бир тобуна бекитип берүү процесси. Топтор боюнча талап кылынган кирешенин көрсөткүчтөрү чыгымдардын келип чыгышынын негизинде аныкталат. Конкреттүү топ боюнча кирешеге талап ушул топту тейлөөнүн наркын эсептөө менен белгиленет. Керектөөчүлөрдүн ар бир тобу боюнча бөлүштүрүлгөн талап кылынган киреше бул топторду тейлөө үчүн кубаттуулук, электр энергиясы жана административдик чыгымдар түрүндө электр энергия ишканасынын кетирген чыгымдары менен чагылдырылат. Чыгымдарды бөлүштүрүү процесси төмөнкүдөй үч этаптан турат:

1) чыгымдарды функционалдаштыруу;

2) чыгымдардын классификациясы;

3) чыгымдарды бөлүштүрүү;

38. Функционалдаштыруу – бул төмөндө берилгендей, электр энергетикалык сектордо негизги функцияларга ылайык чыгымдарды бөлүштүрүү:

1) электр энергиясын өндүрүүгө чыгымдар, ал эми биргелешип өндүргөн учурда жылуулук жана электр энергиясын өндүрүүгө чыгымдар;

2) технологиялык башкарууга жана электр энергиясын берүүгө чыгымдар;

3) электр энергетикалык системаны коммерциялык башкарууга чыгымдар;

4) электр энергиясын бөлүштүрүүгө чыгымдар;

5) электр энергиясын керектөөчүлөргө жеткирүүгө чыгымдар.

39. Классификация – ушул кызматтардын мүнөздөмөсү менен байланышкан топтор боюнча чыгымдарды бөлүштүрүүнүн төмөндө берилгендей кийинки кадамдары:

1) электр энергиясынын көлөмүнө жараша өзгөрүлүп турган товарлар же энергетикалык чыгымдар. Товардык чыгымдарга отунга, сатып алынган электр энергиясына чыгымдар жана өз кабаттуулуктарын эксплуатациялоого жана техникалык жактан тейлөөгө бир катар чыгымдар кирет;

2) билдирилген эң көп жүктөмгө же болбосо керектөөчүлөр тарабынан электр энергиясына суроо-талаптын деңгээлине жараша өзгөрүлүп турган кубаттуулукка чыгымдар. Билдирилген эң көп жүктөмгө чыгымдар орточо системалуу жүктөмдөн жогорку деңгээлди канааттандырууну талап кылган ар кандай жабдууну же болбосо өндүрүштүк объекттерди камтыйт;

3) керектөөчүлөрдү тейлөөгө чыгымдар. Керектөөчүлөрдү тейлөөгө чыгымдар керектөөчүлөргө кызматтарды көрсөтүүдөн келип чыгат жана кызмат көрсөтүүлөрдүн көлөмдөрүнөн же болбосо электр энергиясын пайдалануунун ченемдеринен көз каранды эмес. Керектөөчүлөрдү тейлөөгө чыгымдар электр берүү линияларын жана ушул керектөөчүнү эсепке алуу приборлорун тейлөөгө чыгымдарды, эсептердик коюу жана төлөмдөрдү иштеп чыгуу менен көрсөткүчтөрдү алуу жана билинг системасы менен байланышкан чыгымдар, ошондой эле колл борборлордун иши менен байланышкан чыгымдар.

40. Бөлүштүрүү процесси керектөөчүлөрдүн тобу боюнча так жана пропорционалдуу тең салмактуулугу, тиешелүүлүгүнө жараша бул чыгымдар кандайча коротулгандыгы менен бекемделет. Чыгымдардын бөлүгү бардык керектөөчүлөрдү тейлөөдөн келип чыгат жана керектөөчүлөрдүн тигил же бул топтору менен ассоциацияланбайт. Керектөөчүлөрдүн ар бир тобу үчүн кызмат көртүүлөрдүн бул мүнөздөмөлөрү бөлүштүрүү факторлорун иштеп чыгуу үчүн пайдаланылат. Чыгымдарды бөлүштүрүүнүн эки негизги методу бар, алар биринчи топто жүктөм менен гана пайдаланылат, экинчи топто жүктөм жана керектөө менен байланышкан методдор.

41. Талап кылынган кирешени бөлүштүргөндөн кийин керектөөчүлөрдүн ар түрдүү топтору боюнча бардык ЭЭИ тарифтердин түзүмү иштелип чыгат, ал электр энергиясына, кубаттуулугуна тарифтерди же башка тарифтик ставкаларды пайдалануу менен керектөөчүлөрдүн топторунун ортосунда талап кылынган киреше бөлүштүрүлөт.

14-§. Чыгымдарды бөлүштүрүүнүн учурдагы жолу

42. Энергетикалык сектордо негизги функцияларга ылайык чыгымдарды функционалдаштыруу төмөнкүдөй жүргүзүлөт:

1) ЭС, ЧГЭС, ЭКӨ жана ЭКБ чыгымдары электр энергиясын өндүрүү функциясына кирет;

2) КЭЭБ чыгымдары электр энергетикалык системаны коммерциялык башкаруу функциясына кирет;

3) КУЭТ чыгымдары технологиялык жана коммерциялык башкаруу, керектөөчүлөргө электр энергиясын берүү, бөлүштүрүү жана жеткирүү функциясына кирет.

43. Кубаттуулукка жана керектөөчүлөрдү тейлөөгө чыгымдарды классификациялоо үчүн анык маалыматтардын КУЭТке жеткиликтүүлүгүнө жана тарифтердин түзүмүн жакшыртуу предметине бул чыгымдарга тиешелүү талдоо жүргүзүү мүмкүндүгүнө жеткенген чейинки бул этапта бардык чыгымдар товардык же энергетикалык катары классификацияланат.

15-§. ЭСнын чыгымдарын бөлүштүрүүнүн өзгөчөлүктөрү

44. Жылуулук жана электр энергиясын бир убакта өндүргөн ЭСтин курамына кирген жылуулук электр станцияларынын чыгымдарын бөлүштүрүү үчүн ЭСтин талап кылынган кирешесин аныктоо мезгилинде төмөнкүдөй жолдор колдонулат:

  1) ЭСтин талап кылынган кирешеси (RRGenCo) ушул пункттун 2 жана 3-пунктчаларына ылайык аныкталган эки компоненттин (RRGenCo1, RRGenCo2) суммасы катары аныкталат;

  2) технологиялык максатка отунга чыгымдар (FC), электр энергиясынын импортунун курамысыз (EPCGenCo) электр энергиясын (EPCimp) сатып алууга чыгымдар, операциялык чыгымдар (OMC) жана технологиялык максаттарга отундун наркын түзөтүү (FCR) жылуулук жана электр энергиясы төмөнкүдөй формула боюнча иштелип чыккан көлөмдөрүнө ылайык жылуулук жана электр энергиясына пропорциялуу тиешелүү:

мында:

QGenCo – 1 ГКалл = 1163 кВтс жылуулук коэффициенти боюнча аныкталган жылуулук энергиясын кВтс менен иштеп чыгуу;

3) кредиттерди тейлөөгө чыгымдар (LRC), амортизациялык чыгымдар (DEPR), жол берилген киреше (PRF), финансылык жоготууларды компенсациялоо же кошумча кирешелерди эсептөө үчүн кредиттерли тейлөөгө чыгымдарды түзөтүү (LRCR) жана электр энергиясын иштеп чыгуу, өткөрүп берүү жана бөлүштүрүү үчүн тартылган активдерди пайдалануудан баштап башка кирешелер (OFI) ар бир энергиянын түрү боюнча белгиленген кубаттуулуктун негизинде төмөнкүдөй формула боюнча бөлүштүрүлөт:

мында:

PWGenCo – электрди иштеп чыгуунун белгиленген кубаттуулугу;

PQGenCo – жылуулук энергиясын иштеп чыгуунун белгиленген кубаттуулугу.

16-§. Электр энергиясынын дүң рыногунда тарифтерди аныктоо

45. Электр энергиясынын дүң рыногунда төмөнкүдөй тарифтер белгиленет:

1) ЭС, ЧГЭС, ЭКБ жана ЭКӨ тарабынан электр энергиясын сатууга дүң тариф;

2) электр энергетикалык системаны технологиялык башкарууга жана КУЭТ тарабынан электр энергиясын берүүгө тариф.

46. Электр энергиясын сатууга дүң тариф төмөнкүдөй аныкталат:

1) ЭС жана ЧГЭС (TGenCo) тарабынан электр энергиясын сатууга дүң эсептөө тарифи төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

мында:

RRGenCo – ушул Методиканын 15-бөлүмүнө ылайык аныкталган ЭСтин же ЧГЭСтин талап кылынган кирешеси;

2) ЭКБ (TRE) тарабынан электр энергиясын сатууга дүң тариф, ал «Энергиянын кайра жаралуучу булактары жөнүндө» Кыргыз Республикасынын Мыйзамынын талаптарына ылайык белгиленет;

3) ЭКӨ (TIPP) тарабынан электр энергиясын сатууга дүң тариф, ал мамлекеттик-жеке өнөктөштүк жөнүндө келишимге, же болбосо ушул ЭКӨ менен Кыргыз Республикасынын Министрлер Кабинетинин ортосунда түзүлгөн өкмөттөр аралык келишимдерге ылайык белгиленет.

47. Электр энергетикалык системаны технологиялык башкарууга жана КУЭТ (TNESK)  тарабынан электр энергиясын берүүгө тариф төмөнкүдөй формула боюнча аныкталат:

мында:

RRNESK – ушул Методиканын 4-бөлүмүнө ылайык аныкталган КУЭТтин талап кылынган кирешеси;

WGenCo – КУЭТ тармагына келип түшкөн ЭСтин жана ЧГЭСтин электр энергиясы;

WIPP – КУЭТ тармагына келип түшкөн ЭКӨнүн электр энергиясы;

WRE – КУЭТ тармагына келип түшкөн ЭКӨнүн электр энергиясы;

Wimp – КУЭТ тармагы аркылуу электр энергиясын импорттоо.

17-§. Электр энергиясынын чекене рыногундагы тарифтерди аныктоо

48. Чекене рынокто КУЭТтин электр энергиясын керектөөчүлөрүнө жеткирүүгө тарифтер белгиленет. Калган бардык учурларда электр энергиясы жөнгө салынбайт. КУЭТтин керектөөчүлөрү үчүн чекене тарифтер төмөнкүлөрдү эске алуу менен белгиленет:

1) өзүнчө тарифтер белгиленген керектөөчүлөрдүн топтору ушул мезгили үчүн колдонулган электр энергиясынын тарифтик саясатын ылайык аныкталат;

2) бир топтогу электр энергиясынын бардык керектөөчүлөрү үчүн электр энергиясын сатып алууга тарифтер Кыргыз Республикасынын аймагында керектөөчүгө электр энергиясын жеткирүүчү кайсы БЭК же Берүүчү экендигине карабастан, бирдей деңгээлде белгиленет.

49. КУЭТ үчүн электр энергиясынын чекене рыногунда тарифтерди аныктоо үчүн электр энергиясын сатуунун орточо өлчөнгөн тарифи (TRENESK) төмөнкүдөй формула боюнча эсептелет:

мында:

RRNESK – ушул Методиканын 4-бөлүмүнө ылайык аныкталган КУЭТтин талап кылынган кирешеси;

WNESK – КУЭТтин электр энергиясын керектөөчүлөрдүн болжолдуу керектөөсү;

BDNESK – КУЭТтин тарифинде ишенимсиз карыздардын жол берилген деңгээли.

50. Эгерде электр энергиясын сатуунун орточо өлчөнгөн тарифи (TRENESK) бардык ЭЭИнин талап кылынган кирешесин камсыз кылбаса, энергетика чөйрөсүндөгү саясатты иштеп чыгуу боюнча ыйгарым укуктуу мамлекеттик органга жана Кыргыз Республикасынын Министрлер Кабинетине төмөнкүдөй сунуштарды киргизилет:

1) керектөөчүлөрдүн бардык же айрым топтору үчүн электр энергиясына колдонуудагы чекене тарифтерди керектөөчүлөр үчүн тарифтик планды аныктоонун жалпы ыкмаларына негизденүү менен ЭЭИнин талап кылынган кирешеси камсыз кылынган деңгээлге чейин жогорулатуу;;

2) ЭЭИнин бардык талап кылынган кирешеси камсыз болмоюнча ушул Методиканын 44-пунктуна ылайык аныкталган ЭЭИнин пайдаларынын (RoR) ченемин төмөндөтүү.

4-глава. Тарифтерди белгилөө

18-§. Отчеттуулук жол-жобосу

51. ЭЭИ ушул методика менен белгиленген мөөнөттөрдө тарифтерди белгилөө процессинин алкагында жылдын жыйынтыгы боюнча отчеттордун төмөнкүдөй түрлөрүн берет:

1) Техникалык-экономикалык көрсөткүчтөр 1-тиркемесине ылайык;

2) Электр энергиясынын иш жүзүндөгү балансы ЭС үчүн № 2а жана КУЭТ үчүн № 2в тиркемесине ылайык;

3) Электр энергиясын сатуудан кирешелер жана чыгымдар жөнүндө маалыматтар ЭС үчүн № 2б жана КУЭТ үчүн № 2г тиркемесине ылайык;

4) Эмгек акы төлөө фонду боюнча отчет 3-тиркемесине ылайык;

5) Негизги каражаттарды оңдоо иштери жана техникалык тейлөө жөнүндө маалымат 4-тиркемеге ылайык;

6) Материалдык чыгымдар жөнүндө маалыматтар 5-тиркемеге ылайык;

7) Транспорттук чыгымдар жөнүндө отчет 6-тиркемеге ылайык;

8) Административдик чыгымдар жөнүндө отчет 7-тиркемеге ылайык;

9) Башка операциялык жана өндүрүштүк чыгымдар жөнүндө отчет 8-тиркемеге ылайык;

10) Кредиттер жана зайымдар жөнүндө отчет 9-тиркемеге ылайык;

11) Негизги каражаттарды сатып алуу, куруу, ээликтен ажыратуу жана жоюу жөнүндө отчет 10а, 10б, 10 В жана 10г тиркемелерине ылайык;

12) Амортизациялык чегерүүлөрдү эсептөө 11-тиркемеге ылайык.

52. Ушул Методиканын 51-пунктунда көрсөтүлгөн отчеттор ОЭКДга ЭЭИ тарабынан төмөнкүдөй мөөнөттөрдө берилет:

1) биринчи квартал ар бир жылдын 30-апрелине чейин 1), 2), 3), 4), 5), 6), 8) жана 9) пунктчаларда көрсөтүлгөн отчеттор гана;

2) биринчи жарым жылдык ар бир жылдын 31-июлуна чейин 1), 2), 3), 4), 5), 6), 8) жана 9) пунктчаларда көрсөтүлгөн отчеттор гана;

3) тогуз ай ар бир  жылдын 31-октябрына чейин 1), 2), 3), 4), 5), 6), 8) жана 9) пунктчаларда көрсөтүлгөн отчеттор гана;

4) жылдык ар бир жылдын 31-мартына чейин 1), 2), 3), 4), 5), 6), 8), 9), 10), 11), жана 12) пунктчаларда көрсөтүлгөн отчеттор гана.

53. Эгерде отчетторду берүүнүн акыркы датасы жумуш эмес эс алуу же майрам күндөрүнө туш келсе, анда биринчи жумуш күнгө жылдырылат.

54. Отчеттордун бир басма көчүрмөсү ишкананын жетекчисинин жана башкы бухгалтеринин колу коюлган жана ушул юридикалык жактын мөөрү менен күбөлөндүрүлгөн коштомо кат менен ОЭКДга берилет. Берилген маалыматтарга тейлеген жетекчилердин жана жооптуу аткаруучулардын да колу коюлууга тийиш. Бардык документтер электрондук түрдө да берилет.

55. 51-пункттун 1), 2), 3) жана 6)-пунктчаларында көрсөтүлгөн отчеттор тарифтик мезгилге карата болжолдорду чагылдыруу менен берилет. ОЭКД тарифтерди белгилөө процессинде ЭЭИден кошумча маалыматты жана негиздемелерди талап кылышы мүмкүн.

56. Ушул Методиканын 51-пунктунда көрсөтүлгөн отчеттор ЭЭИ тарабынан алынгандан кийин үч айдын ичинде ОЭКДнын интернет-сайтына электрондук түрдө жарыяланат.

19-§. Тарифтерди кароо жана белгилөө

57. ЭЭИ тарифтик өтүнмөнү ар жылдын 1-октябрына чейин  кийинки тарифтик мезгилге карата тарифтерди белгилөө үчүн ОЭКДга берүүгө милдеттүү.

58. ОЭКД тарифтик өтүнмөнүн толуктугун текшерет, тарифтик өтүнмөнү алган күндөн тартып 10 жумуш күндүн ичинде текшерүү процессинин натыйжалары жөнүндө ЭЭИни маалымдайт.

59. Зарыл документтер жок болгондо ЭЭИнин тарифтик өтүнмөсү кабыл алынбайт. Документтерди кароодон баш тартуу ЭЭП тарабынан алар ыйгарым укуктуу органга келип түшкөн учурдан тартып 10 жумушчу күндөн кечиктирилбестен жөнөтүлөт жана ушул Методиканын 7-пунктуна ылайык жетишпеген маалыматтардын тизмесин камтууга тийиш. Мында документтер (эсептик материалдар) субъектке кайтарылып берилбейт. Мындай учурларда ЭЭИ кемчиликтерди жоет жана ОЭКДга жаңыланган тарифтик өтүнмө берет. Эгерде жаңы тарифтик өтүнмөнү берүү учурунда берилген маалыматтар өзгөрүлбөсө, ЭЭИ мурунку тарифтик өтүнмөгө тиркелген документтерге шилтеме жасайт. ЭЭИ жаңыланган тарифтик өтүнмөлөрдү 1-ноябрга чейин кечиктирбестен ОЭКДга берет.

60. Кабыл алынган тарифтик өтүнмө бир айдын ичинде каралат.

61. Тарифтик өтүнмөнү кароодо ЭЭИ тарабынан тарифтерди эсептөөдө жана керектөөчүлөр тарабынан алардын ордун толтуруу чыгымдарын кошуунун максатка ылайыктуулугу эске алынат. Максатка ылайыктуу деп негиздүү, кызмат көрсөтүүлөр жана керектөөчүлөрдү тейлөө үчүн сарамжалдуу жана зарыл болуп саналган чыгымдар эсептелет.

62. Ушул Методиканын 64-пунктуна ылайык акыркы керектөөчүлөр үчүн электр энергиясына тарифтерди кайра кароо жөнүндө чечим кабыл алынган учурда төмөнкүдөй иш-чаралар аткарылат:

1) кызыкдар тараптарды, анын ичинде керектөөчүлөрдүн укуктарын коргоо боюнча уюмдарды тааныштыруу жана сунуштарды берүү максатында тарифтик өтүнмө ОЭКДнын расмий интернет сайтында жарыяланат;

2) тарифтик өтүнмөдө берилген негиздемелерди жана түшүндүрмөлөрдү кызыкдар тараптарга берүү үчүн КУЭТ ачык коомдук угуу уюштурат. Коомдук угуулардын өтүү убактысы жана орду өткөрүү датасына чейин эң аз дегенде 3 жумуш күндө жарыяланат;

3) жаңы тарифтерди бекитүү жөнүндө чечимдин долбоору берилген күнгө чейин 15 күндө ОЭКД тарабынан даярдалган тарифтердин сунушталган эсептери анын интернет-сайтында жайгаштырылат;

4) сунушталган тарифтердин эсептерин интернет-сайтка жайгаштыргандан кийин ОЭКД кызыкдар тараптарга, анын ичинде керектөөчүлөрдүн укуктарын коргоо боюнча уюмдарга өз сунуштарын киргизүү жана түшүндүрмөлөрдү алуу мүмкүнчүлүгүн берүү үчүн чечимдин долбоорунун ачык коомдук угуусун уюштурат.

63. ОЭКД экономикалык ишинин натыйжаларынын, инвестициялык программалардын (капиталдык салымдардын) жана керектөөчүлөрдү тейлөөнүн сапатына коюлган талаптардын негизинде ЭЭИ үчүн электр энергиясына тарифтерди кайра карап чыгат.

64. Керектөөчүлөргө экономикалык жактан негизделген баалар боюнча сапаттуу кызмат көрсөтүүгө таасир этиши мүмкүн болгон жагдайлар пайда болгон учурда, ЭЭИ электр энергиясына мурда белгиленген тарифтерди алты айдан эрте эмес мөөнөтүнө кайра кароого тарифтик өтүнмө бере алат.

5-глава. Жоопкерчилик

20-§. Ушул Методиканы бузгандыгы үчүн жоопкерчилик

65. ЭЭИ ушул Методикада белгиленген талаптарды сактабагандыгы үчүн Кыргыз Республикасынын Кодексине ылайык укук бузуулар жөнүндө жана «Кыргыз Республикасынын табигый монополиялар жөнүндө» Мыйзамына ылайык жоопкерчилик тартат. Методиканы бузууга төмөнкүлөр кирет:

1) ОЭКД тарабынан чыгымдарга мониторинг жүргүзүүнүн (текшерүүнүн) жүрүшүндө белгиленген продукцияга (жумуштар, кызмат көрсөтүүлөр) жөнгө салуучу тарифтерди (бааларды) жогорулатуу (төмөндөтүү);

2) белгиленгендер бар болгондо тарифтерге (бааларга) каралбаган үстөктөрдү, кошумча бааларды колдонуу;

3) продукциянын (жумуштардын, кызмат көрсөтүүлөрдүн) наркына иш жүзүндө аткарылбаган же толук көлөмдө аткарылбаган жумуштарды киргизүү;

4) продукциянын (жумуштардын, кызмат көрсөтүүлөрдүн) өздүк наркынын эсебинен кошуп эсептелген каражаттарды багыты боюнча пайдаланбоо;

5) продукциянын (жумуштардын, кызмат көрсөтүүлөрдүн) наркына жогоруда бекитилген (отун, күйүүчү-майлоочу май, жоготуулар) жана/же бир нече жылдарда иш жүзүндө түзүлгөн чыгымдарды киргизүү;

6) ОЭКД тарабынан чыгымдарга мониторинг жүргүзүүнүн (текшерүүнүн) жүрүшүндө белгиленген продукциянын (жумуштардын, кызмат көрсөтүүлөрдүн) наркын түзүүдө чыгымдардын беренелеринин жогорулашы;

7) ОЭКД тарабынан чыгымдарга мониторинг жүргүзүүнүн (текшерүүнүн) жүрүшүндө белгиленген макулдашууда сүйлөшүлгөн көлөмдөргө салыштырмалуу продукциянын (жумуштардын, кызмат көрсөтүүлөрдүн) бирдигине иш жүзүндөгү эмгек акынын салыштырма салмагынын жогорулашы (төмөндөшү);

8) ОЭКДга тарифтерди (бааларды) белгилөөгө карата материалдарды бербөө же ушул Методикада белгиленген талаптарды бузуу менен берүү;

9) ОЭКД белгилебеген тарифтер (баалар) боюнча продукцияны (жумуштарды, кызмат көрсөтүүлөрдү) сатуу;

10) продукциянын (жумуштардын, кызмат көрсөтүүлөрдүн) жөнгө салынуучу ар бир түрү, ошондой эле ушул Методикада белгиленген эсепке алуунун жаңы беренеси боюнча тартылган чыгымдарды, кирешелерди жана активдерди өзүнчө эсепке алуунун жоктугу.

66. Ушул Методика бузулган учурда мыйзамсыз алынган кирешенин суммасы чечим тапшырылган күндөн тартып 30 күндүк мөөнөттө же ОЭКти жөнгө салуу боюнча ыйгарым укуктуу органдын чечиминде белгиленген мөөнөттө республикалык бюджетке которулууга тийиш.

67. Мыйзамсыз алынган кирешени которуу жөнүндө чечим мамлекеттик органдын жетекчиси тарабынан кабыл алынат. Көрсөтүлгөн суммалар өз убагында которулбаган учурда, мөөнөтү өткөн ар бир күн үчүн карыздын өлчөмүнүн 0,09 пайызына барабар өлчөмдө туум кошуп эсептелет. Кошуп эсептелген туумдардын жалпы суммасы кошуп эсептелген жаза чарасынын суммасынын 100 пайыз өлчөмүнөн ашпоого тийиш. Туумдар Салыктык эмес кирешелер жөнүндө Кыргыз Республикасынын кодексинин 37-беренесинде каралган учурларда кошуп эсептелбейт.

68. Башка контролдоочу органдар тарабынан аныкталган ушул Методиканы бузуу факттары жана алардын материалдары чечим кабыл алуу үчүн ОЭКДга жөнөтүлөт.

69. Ушул Методиканы бузуунун натыйжасында мыйзамсыз алынган кирешенин суммасын аныктоо мүмкүн болбогон учурда, ОЭКДнын чечими боюнча орточо бир айлык кирешенин суммасынан 25 пайыз өндүрүп алынууга тийиш.

70. Тарифтерди (бааларды) белгилөө үчүн материалдарды бербегендиги үчүн ОЭКД тиешелүү жазма буйрук чыгарат. Жазма буйруктун талаптары аткарылбаган учурда Кыргыз Республикасынын Укук бузуулар жөнүндө кодексине ылайык чаралар колдонулат.

71. Алынган кошумча кирешени которуу жөнүндө ОЭКДнын чечими «Административдик иштин негиздери жана административдик жол-жоболор жөнүндө» Кыргыз Республикасынын Мыйзамына ылайык даттанылышы мүмкүн.