Энергетика Казахстана - Эластичность цен и спроса

Эластичность спроса товара от цены показывает ypoвень саморегулированности рынка, но достичь этого очень сложная проблема. Проведение анализа состояния экономики в стране при общем росте (упадке) экономической стабилизации (дестабилизации), основных структурных изменений внутри экономики, реальных цен на энергию и изменений в энергоэффективности оказываемых на спрос энергии, является трехмерной задачей.
Чаще анализ начинается с оценки эластичности цен и доходов. Эластичность цены относится к способности количества товара, пользующегося спросом, отвечать данному изменению цены на этот товар, то есть в процессе ценообразования увеличение цены на энергоресурсы, позволяет определенному количеству товаров, произведенных с использованием подорожавших энергоресурсов, остаться покупаемым, востребованным, обладающим спросом потребителей.
В расчетах эластичности определяются два показателя:

1. Изменение количества товара до и после изменения цены на фиксированные энергоресурсы, обладающие спросом, в процентном отношении;
2. Изменение цены на фиксированный энергоресурс в процентном отношении (до и после).

Эластичность доходов, таким образом, является процентным изменением в количестве товара, пользующегося спросом, на соответствующие изменения в доходах в процентном отношении.
Оценка эластичности цен и доходов развивающихся стран определялась цифрами между -0,05 и -0,16, а также между 0,2 и 0,9 соответственно. В целом, среднесрочная и долгосрочная эластичность цен и доходов имеют более высокие величины. Диапазон для среднесрочной эластичности цен находится между -0,1 и -0,5 при соответственных значениях 0,3 и 1,5 долгосрочной эластичности дохода.
Рекомендуемая долгосрочная эластичность цен и доходов должна ограничиваться диапазоном -0,1 и -0,65 и соответственно 0,8 и 1,7.
Категории эластичности, указанные выше, рассматриваются только при общем спросе на энергию, что очень важно при стабильной и объективной экономике. Фактически при потенциальном структурном изменении в экономике Казахстана, в ее стабилизационный период, расчеты эластичности цен и доходов на дифференциальной основе (секторная структура экономики), будет особенно важными для необходимых прогнозов ценообразования.
Для обеспечения прогнозируемости, регулируемости, эффективности энергопотребления необходимо произвести ряд фундаментальных изменений в существующей практике:

1. Разделить затраты на производство электрической и тепловой энергии при их комбинированном производстве;
2. Стоимость покупной энергии отделить от средней стоимости производимой в стране электроэнергии;
3. Подчинить дифференциацию стоимости электроэнергии разным категориям потребителей объективным законам экономики.

Реализация этих требований на практике начата в конце 1995 года.
Как показано в таблице 5.2.2. в период плановой экономики за исключением сельхозпотребителей схема дифференцирования отпускных цен в основном соответствовала реальным внутренним затратам. Однако в 1992 году проведена "социальная" политика в ценообразовании в энергетике. В результате то население, для кого ввели льготы, пострадало больше. Стоимость электроэнергии, переложенная на промышленность, в конечном счете возвращалась населению, но многократно обрастая разными формами налогов. Но с 1995 года это положение было выправлено также, как и популистическое сдерживание стоимости электроэнергии, что показано в таблице 5.2.2. В этой же таблице указан необходимый темп достижения мировых показателей.
Теперь уже действительно придается научный, управляемый характер ценообразованию в электроэнергетике:

1. Правительство на год задает ожидаемый уровень инфляции;
2. Создана база оптового рынка (таблица 5.2.5);
3. Функционирует территориальный и розничный рынок (таблица 5.2.4);
4. Импортная, и энергия от электростанций общего назначения продается по отдельным ценам (таблицы 5.2.6 и 5.2.7);
5. Дифференциация отпускной цены осуществляется с учетом объема и транспорта электроэнергии (таблица 5.2.3).

Однако, действующие цены на 1996 год хотя и установлены с учетом реальных затрат, но все же еще назначенные, тому главные причины:

1. Отсутствие связи с покупательской способностью всех структур потребителей;
2. Отпуск без оплаты;
3. Отсутствие конкуренции среди производителей на региональном уровне.

Эти показатели как раз и будут определять на практике стоимость и объем потребляемой энергии, т. е. эластичность цен и спроса. Это означает:

1. Некоторое время (до середины 1997 года) будет продолжаться неоплачиваемый отпуск товара;
2. Принудительным порядком снизится энергопотребление;
3. Исказится стоимость произведенной электроэнергии в сторону занижения, а ее транспорт - в сторону завышения.

Эти плановые необъективные взаимоотношения между производителями и потребителями приведут к оздоровлению пропорции между производством, ценами, потреблением. Этот уровень цен и объем потребления электроэнергии необходимо брать как базовые для дальнейшего прогнозирования развития электроэнергетики, что и отражено в таблице 5.2.5.

Динамика планируемого отпускного тарифа на электроэнергию (абсолютные цены - центы)

Таблица 5.2.2.

Таблица 5.2.3
Тарифы на электрическую энергию

1996 год (тенге)

Таблица 5.2.4

Затраты на содержание энергосистем (1996 год)

Пример расчета оптового тарифа
Таблица 5.2.S

	1997	1998	1999	2000
1	2	3	4	5
Запланированная норма прибыли	20,0% от балансовой стоимости
	основного капитала после переоценки
Ежегодный процент от запланированной
нормы прибыли	100%	100%	100%	100%
Обменный курс - тенге/$	74
Затраты на покупку электроэнергии
Чистая выработка генерирующими компаниями общего назначения, млрд. кВт.ч
Экибастузская ГРЭС-1	6967	6967	6967	8000
Экибастузская ГРЭС-2	2968	3864	3414	2514
Карагандинская ГРЭС-2	3120	3120	3120	3120
Жамбылская ГРЭС	5583	5583	5583	5583
Итого	18638	19534	19084	19217
Покупной тариф на единицу продукции, тенге/кВт. ч
Экибастузская ГРЭС-1	2,63	2,574	2,519	2,377
Экибастузская ГРЭС-2	3,994	3,05	3,286	4,108
Карагандинская ГРЭС-2	1,261	1.297	1,332	1,34
Жамбылская ГРЭС	1,612	1,599	1,587	1,575
Усредненный тариф	2,313	2,186	2,19	2,202
Затраты на покупку э/энергии, млн тенге
Экибастузская ГРЭС-1	18323	17936	17550	19014
Экибастузская ГРЭС-2	11856	11785	11216	10329
Карагандинская ГРЭС-2	3934	4045	4157	4180
Жамбылская ГРЭС	8998	8930	8861	8793
Итого	43109	42696	41785	42316
Чистая выработка станциями, интегрированными с промышленностью Казахстана.
млрд. кВт. ч
Актурбо	775	775	775	775
Аксуйская ЭС	10323	10323	10323	10323
Бухтарминская ГЭС	2849	2849	2849	2849
Капчагайская ГЭС	866	866	866	866
Итого	14813	14813	14813	14813
Покутит тариф на единицу продукции, тенге/кВт. ч
Актурбо	1,626	1,626	1,626	1,626
Аксуйская ЭС	1,591	1,636	1,68	1,703
Бухтарминская ГЭС	0,65	1,300	1,300	1,300
Капчагайская ГЭС	0,65	1,300	1,300	1,300
Усредненный тариф	1,357	1,551	1,582	1,598
Затраты на покупку э/энергии, млн тенге
Актурбо	1259	1259	1259	1259
Аксуйская ЭС	16422	16884	17346	17577
Бухтарминская ГЭС	1852	3704	3704	3704
Капчагайская ГЭС	563	1126	1126	1126
Итого	20096	22973	23435	23666

1	2	3	4	5
Покупка электроэнергии у других стран, млрд./квт.ч Россия	4600	4600	4600	4600
Туркменистан	1405	1405	1405	1405
Узбекистан	400	400	400	400
Кыргызстан	935	935	935	935
Итого	7340	7340	7340	7340
Покупной тариф на единицу продукции, цент/кВт.ч Россия	3,300	3,300	3,300	3,300
Туркменистан	4.000	4,000	4,000	4,000
Узбекистан	4,500	4,500	4,500	4.500
Кыргызстан	3,000	3,000	3,000	3,000
Плата за транзит, цент/кВт.ч/1000 км Через Узбекистан из Туркменистана	0,500	0,500	0,500	0,500
Через Узбекистан из Кыргызстана	0,500	0,550	0,500	0.500
Усредненный покупной тариф, цент/кВт	3,556	3,556	3,556	3.556
Усредненный покупной тариф, тенге/кВт	2,311	2,311	2,311	2,311
Затраты на покупку электроэнергии, млн. тенге Россия	9867	9867	9867	9867
Туркменистан	3653	3653	3653	3653
Узбекистан	1170	1170	1170	1170
Кыргызстан	1823	1823	1823	1823
Плюс: плата за транзит ч/з Узб. из Турк.	368	368	368	368
ч/з Узб.	84	84	84	84
Итого	16966	16966	16966	16966
Минус: НДС на покупную энергию	6177	6656	6734	6772
(Независимые станции + другие страны) Общий объем покупной энергии, млрд. кВт. ч	40791	41687	41237	41370
Средняя стоимость энергии, тенге/кВт. ч	1814	1823	183	1841
Суммарные затраты на покупку электроэнергии	73994	75978	75452	76176
Основные средства после переоценки на 1 января Первоначальная стоимость активов	996 года 9504	9504	9504	9504
Аккумулированные списания	741	1483	2224	2965
Чистая балансовая стоимость	8763	8021	7280	6539
Расходы сетей НЭС Услуги производственного характера	68,9	68,9	68,9	68,9
Вспомогательные материалы	127,2	127,2	127,2	127,2
Энергия	158,5	158,5	158,5	158,5
Оплата труда	147.9	147,9	147,9	147,9
Отчисления на социальные нужды	54,4	54,4	54.4	54,4
Фонд социального развития Ремонтный фонд	1000,4	1000,4	1000,4	1000.4
Плата за выбросы	0,1	0,1	0,1	0,1
Прочие денежные расходы	71,7	71,7	71,7	71,7
Налоги на землю и на имущество	74,5	74,5	74,5	74,5
Общие затраты (исключая амортизацию)	1703,6	1703,6	1703,6	1703,6

Продолжение Таблицы 5.2.5

1	2	3	4	5
Расходы межсистемных сетей Услуги производственного характера	29	29	29	29
Вспомогательные материалы	15,6	15,6	15,6	15,6
Энергия	181,1	181,1	181,1	181,1
Оплата труда	108,1	108,1	108,1	108,1
Отчисления на социальные нужды	34,4	34,4	34,4	34,4
Фонд социального развития	16,0	16,0	16,0	16,0
Ремонтный фонд	277,0	277,0	277,0	277,0
Плата за выбросы Прочие денежные расходы	29,0	29,0	29,0	29,0
Налоги на землю и на имущество	50,2	50,2	50,2	50,2
Общие затраты (исключая амортизацию»	740,4	740,4	740,4	740,4
Суммарные расходы по сетям	2444,0	2444,0	2444,0	2444,0
Расчет тарифов При наличии постоянных цен,без начисления налогов на прибыль Запланированная норма прибыли	20,0%	20,0%	20,0%	20,0%
Балансовая стоимость основного капитала	22501	20598	18694	16791
(НЭС плюс межсистемн.) Необходимая чистая прибыль	4500	4,120	3,739	3,358
Начисления на износ после переоценки основных средств	1904	1904	1904	1904
Прогнозные расходы	2444	2444	2444	2444
Суммарные расходы на покупку энергии	73994	75978	75452	76176
Суммарный необходимый доход	82842	84446	83539	83882
Минус: доход от теплоэнергии Чистый необходимый доход от э/энергии	82842	84446	83539	83882
Чистый доход НЭС от покупки э/энергии, млрд. кВт. ч	40791	41687	41237	41370
Минус: потери при передачи, %	3,35%	3,35%	3,35%	3,35%
	1367	1397	1381	1386
Чистая сумма продаж НЭС, млрд. кВт. ч	39425	40290	39855	39984
Необходимый тариф, тенге/кВт. ч	2,101	2,096	2,096	2,098
Необходимый тариф, цент/кВт.ч	3,23	3,22	3,22	3,22

Примечание: Годовая норма амортизации принята равной 0,07

Таблица 5.2.6
Прогноз стоимости покупной энергии

Расчет тарифов на 19% г., сделанный КЭ в 1995 г.		Тарифы на 19% г. (реструк. отрасли)	Проект тарифов на 1997 г.	1998	1999	2000
Цены на э/энергию, продаваемую генерирующими станциями
в центах за кВт. ч
Экибастузская ГРЭС-1		2,80	4,11	4,11	4,11	4,11
Экибастузская ГРЭС-2		2,24	4,11	4,11	4,11	4,11
Жамбылская ГРЭС		1,89	4,11	4,11	4,11	4,11
Карагандинская ГРЭС-2		1,32	4,11	4,11	4,11	4,11
Аксуйская ЭС	1,28	0,97	4,11	4,11	4,11	4,11
Бухтарминская ГЭС	0.12	0,22	1,00	1 30	1,00	1,00
Капчагайская ГЭС	0,19	0,19	1,00	1 00	1,00	1,00
в тыинах за кВт ч
Экибастузская ГРЭС-1		184,8	271	271	271	271
Экибастузская ГРЭС-2		148	271	271	271	271
Жамбылская ГРЭС		125	271	271	271	271
Карагандинская ГРЭС-2		87	271	271	271	271
Аксуйская ЭС	83,05	63,75	271	271	271	271
Бухтарминская ГЭС	8,12	14,5	66	66	66	66
Капчагайская ГЭС	12,55	12,55	66	66	66	661
Цены на импортируемую энергию, в центах за кВт. ч
Россия	3,3	3,3	- 3,3	3,3	3,3	3,3
Туркменистан	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Узбекистан	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5
Кыргызстан	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0
Таджикистан	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0
Плата за транзит импорта
ч/з Узбек, из Туркмении	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
ч/з Узбек, из Кыргыз.	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
Обменный курс, тенге/$	65	66	66	66	66	66
НДС	20%	20%	20%	20%	20%	20%
Цены на э/энергию, продаваемую блок-станциями, в центах за кВт. ч
Актурбо	2,5	2,5	4,0	4,0	4,0	4,0
Покупка э/энергии у генерирующих станций
Покупка э/энергии, млрд. кВт. ч
Экибастузская ГРЭС-1		5521	5521	5521	5521	8000
Экибастузская ГРЭС-2		3307	3424	3832	4884	3630
Жамбылская ГРЭС		4109	3973	4331	4230	4233
Карагандинская ГРЭС-2		2472	2472	2472	2472	2472
Аксуйская ЭС	10323	10323	10323	10323	10323	10323
Бухтарминская ГЭС	2849	2849	2849	2849	2849	2849
Капчагайская ГЭС Стоимость, тыс. тенге	866	866	866	866	866	866
Экибастузская ГРЭС-1	0	10203150	14962412	14962412	14962412	21680000
Экибастузская ГРЭС-2	0	4893842	9280060	10385634	13235383	9836268
Жамбылская ГРЭС	0	5136835	10767839	11736056	11463817	11471558
Карагандинская ГРЭС-2	0	2151066	6700446	6700446	6700446	6700446
Аксуйская ЭС	8573252	6580913	27975330	27975330	27975330	27975330
Бухтарминская ГЭС	231339	413105	1880340	1880340	1880340	1880340
Капчагайская ГЭС	108683	108683	571560	571560	571560	571560
Итого	8913273	29487593	72137987	74211777	76789287	80115502

Таблица 5.2.7

Прогноз стоимости покупной энергии

5.3 Энергосбережение
Кабинет Министров Республики Казахстан принял решение в 1994 году создать Национальную программу энергосбережения. Данная программа будет являться всеобъемлющей и ее масштаб охватит каждый сектор экономики Республики Казахстан.
По Просьбе правительства Республики Казахстан, Агентство США по Международному развитию (ЮСАИД), его отдел по развитию энергетической инфраструктуры СНГ, согласилось содействовать в разработке подобной программы посредством обеспечения технической помощи в определенных областях энергосбережения.
При разработке программы основные задачи должны разделиться на две главные категории:

1. задачи, ассоциируемые с экономическими и законодательными мерами в области энергосбережения;
2. задачи по техническим мерам реализации энергосбережения.

Главными задачами экономической и законодательной категорий являются:

1. Обсуждение роли ценообразования, при которой основным определяющим фактором является рынок, как главный экономический стимул, посредством которого поощряется энергосбережение;
2. Разработка принципов для будущего ценообразования и тарифов;
3. Обзор и оценка правительственных программ и политики энергосбережения, а также организационных вопросов;
4. Обсуждение потенциальных организационных структур.

Главными задачами технической категории являются:

1. Описание основных функций по управлению и контролю за энергией в промышленном секторе и рекомендации по организационной работе в сфере энергосбережения;
2. Провести сравнительный анализ энергопотребления в промышленном секторе.
3. Определение возможностей по быстрой окупаемости, а также долгосрочных проектов энергосбережения;
4. Выяснение потенциальных источников финансирования мер и проектов энергосбережения.