7. Таджикистан и Норвегия: опыт развития гидроэнергетики

Петров Г. Н,
Экономика
гидроэнергетики
Душанбе
2009г.
УДК 33: 620. 4С. (53)
Петров Г. Н.
Экономика гидроэнергетики.
В сложных экономических условиях, в которых сегодня находится Таджикистан,
дефиците электроэнергии и отсутствии промышленных запасов органического топлива,
гидроэнергетика приобретает огромное значение. Она становится для республики национальной идеей. Таджикистан обладает очень большим потенциалом гидроэнергоресурсов, но их освоение требует больших финансовых затрат и времени.
В книге рассматриваются вопросы экономического анализа развития энергосистемы, как непрерывного, рассчитанного на долголетний период, процесса, обоснованию наилучших технических решений и оптимизации инвестиций.
© Петров Г. Н. 2009.
2
Оглавление
Предисловие ........................................................................................................................................4
Введение ................................................................................................................................................5
1. Экономическая эффективность гидроэнергетики и ее оценки ..............................7
1.1. Методы определения экономической эффективности проектов
гидроэнергетики ......................................................................................................................7
1.2.
Развитие энергосистемы в рамках государственной собственности. ...................12
1.2.1. Экономические регуляторы деятельности энергосистемы. ..................................12
1.2.2. Математическая модель экономики гидроэнергетики...........................................14
1.2.3. Расчеты вариантов и анализ результатов ..................................................................16
1.3.
Коммерческое развитие энергосистемы. .................................................................22
1.3.1. Коммерческое развитие гидроэнергетики за счет собственных средств. .............23
1.3.2. Коммерческое развитие гидроэнергетики за счет кредита. ...................................27
1.3.3. Коммерческое развитие гидроэнергетики и акционерный капитал. ....................29
1.4. Общий экономический критерий развития гидроэнергетики...................................32
2. Энергоэффективность крупных рек Таджикистана .................................................. 37
3. Оптимизация параметров и размещения ГЭС ............................................................... 42
4. Стоимость строительства ГЭС и тарифы на электроэнергию. ............................. 57
5. Тарифная политика и социально-экономические условия .................................. 67
6. Территориальное размещение ГЭС ................................................................................... 79
7. Таджикистан и Норвегия: опыт развития гидроэнергетики ............................... 82
Заключение ....................................................................................................................................... 87
Список литературы ........................................................................................................................ 88
3
Предисловие
Вопросы экономики рассматриваются в настоящей книге на конкретном примере
гидроэнергетики Таджикистана, отличающейся рядом существенных отличий от других
стран.
Прежде всего, особенностью гидроэнергетики Таджикистана является то, что она
занимает ведущее место в общей энергетике республики – ее доля в энергобалансе
страны составляет более 95%, в отличие от большинства других стран, где доля гидроэнергетики не превышает, обычно, 10÷20%. Это связано, как с огромными запасами гидроэнергоресурсов в республике, так и с тем, что в Таджикистане отсутствуют скольконибудь значительные разведанные запасы традиционных сегодня для мировой энергетики видов топлива – нефти и газа[20, 21].
При этом гидроэнергетика может быть очень прибыльной. Отсюда, с учетом того,
что она составляет основу всей энергетики республики, второй ее особенностью является
то, что она не только представляет из себя отрасль, обслуживающую всю экономику республики, но также является (вернее может и должна являться) одним из основных бюджетоформирующих секторов, таким, например, как нефтяной сектор в Арабских странах.
Особенностью гидроэнергетики Таджикистана также является ее комплексное
назначение. Вода в Центральной Азии, регионе, целиком расположенном в аридной
зоне, используется не только для выработки электроэнергии, но и для орошаемого земледелия. Совместить эти интересы можно только за счет регулирования стока достаточно большим количеством крупных водохранилищ, работающих в компенсирующем режиме.
И, наконец, еще одной особенностью гидроэнергетики Таджикистана является
также то, что эта отрасль в отличие от ирригации еще только начинает развиваться1. Сегодня имеющиеся ресурсы гидроэнергетики освоены в Таджикистане всего на 5%. При
этом развитие гидроэнергетики, как одного из основных возобновляемых и экологически чистых источников энергии отвечает интересам не только самого Таджикистана
и соседних стран региона [10].
Можно отметить, что отмеченные выше особенности гидроэнергетики Таджикистана, по сути дела, однозначно определяют и задачи ее дальнейшего развития. А любое
развитие – это в первую очередь вопрос экономики. Именно этому – экономическому
обоснованию и поиску наиболее эффективных путей развития гидроэнергетики и посвящена настоящая книга.
Книга будет полезна специалистам энергетикам, экономистам, работникам водного хозяйства, а также студентам и аспирантам соответствующих специальностей.
Все замечания и предложения по книге просьба направлять по адресу: Институт
водных проблем, гидроэнергетики и экологии Академии Наук Республики Таджикистан,
734002, Таджикистан, г. Душанбе, ул. Парвина, 12. Тел: (992) 918 62 05 36,
Е-mail: geomar@bk.ru
1
То, что основной целью гидроэнергетики является ее дальнейшее развитие показывают все принимаемые в республике программы и стратегии, как во времена СССР, так и современные.
4
Введение
Общие потенциальные запасы гидроэнергоресурсов Таджикистана оцениваются в
527 ТВт·ч в год [2], из них технически возможные и экономически целесообразные в современных условиях 300 ТВт·ч, освоено же на сегодняшний день только 15 ТВт·ч. Именно это определяет особую приоритетность развития гидроэнергетики для Таджикистана.
Поэтому разработка и реализация соответствующей Стратегии развития гидроэнергетики приобретает для республики первостепенное значение [23]. И такая стратегия развития не может быть просто планом, ущербность которых показала вся история
развития СССР.
Само понятие стратегии можно рассматривать в двух аспектах. В концептуальном
плане стратегия является руководящей идеей, определяющей общий замысел и общий
план достижения поставленных целей. В этом смысле стратегия определяет основные
проблемы и направления деятельности, без конкретизации методов их достижения. Это
стратегия-концепция, она имеет в основном постановочный подход. Такая стратегия
предусматривает большую свободу и большую неопределенность действий. С другой
стороны, стратегию можно рассматривать и в более конкретном смысле – как определенную последовательность шагов, обеспечивающую достижение поставленных целей.
Это стратегия-программа, она предусматривает уже программный подход со всеми его
атрибутами и, соответственно, высокую степень заданности действий.
В последнее случае наиболее простой стратегией является линейная стратегия,
представляющая собой четко определенную цепочку последовательных шагов, где каждое отдельное действие определено заранее или, в крайнем случае, зависит только от
результатов предыдущих действий, но не зависит от последующих. Возможности такой
стратегии очень ограничены. Она используется только в случаях, когда весь процесс
можно заранее определить, разделить на составляющие элементы и просчитать, например, в типовом гражданском строительстве. Более часто встречается другой тип – циклическая стратегия, когда после получения на каком-то этапе неудовлетворительных результатов делается возврат к одному из предыдущих этапов. Здесь уже обеспечивается
обратная связь стратегии с результатами и появляется возможность маневров в действиях, правда еще очень ограниченная. В результате, в такой стратегии появляется
опасность бесконечной петли или «порочного круга». Этого недостатка лишена разветвленная стратегия, в которой с самого начала предусмотрены параллельные и даже конкурирующие направления, что позволяет корректировать ее реализацию, что называется
«на ходу». Еще одним видом стратегии является адаптивная стратегия, в которой с самого начала определяется только первый шаг, первое действие. Она считается одной из
самых разумных, так как каждый ее этап выбирается на основе наиболее полной информации. К сожалению такая стратегия не позволяет контролировать и управлять всем
процессом целиком, прежде всего затратами и сроками. В результате появляется опасность просто плыть по течению. К адаптивной стратегии примыкает по своей идеологии
стратегия приращений, предусматривающая непрерывный процесс: оценка ситуации →
принятие решения → проведение небольших изменений → снова оценка ситуации и т. д.
Это очень осторожная, почти безошибочная стратегия, но, к сожалению неприменимая в
5
случаях, когда необходимо быстрое получение результатов, так как требует для своей
реализации неограниченного количества времени. И, наконец, существует стратегия случайного поиска, отличающаяся абсолютным отсутствием первоначального плана. Эта
стратегия бывает полезной в условиях большой неопределенности решений. Одним из
эффективных методов стратегии случайного поиска является «мозговая атака».
Выбор каждой из этих стратегий зависит от конкретных условий задачи. При этом
на практике, при решении сложных задач часто используется комбинация нескольких
типов. С этой точки зрения стратегия развития гидроэнергетики Таджикистана, представляя собой четко определенную задачу, как будто бы, соответствует линейной стратегии,
но только с точки зрения связи начального этапа (постановки задачи) с конечным этапом
(целью). Но реализация такой стратегии будет происходить в условиях, формируемых
общей экономики страны. Это уже требует адаптивного подхода. При этом в процессе
реализации стратегии может возникнуть необходимость уточнения параметров развития, как конечных, так и промежуточных, что характерно для циклической стратегии. Что
же касается вопросов инвестиций, необходимых для реализации стратегии, то сегодня
они могут быть найдены только или объединением средств из разных источников (разветвленная стратегия) или за счет привлечения каких-то внешних, заранее не известных
инвесторов (стратегия случайного поиска). Но, конечно, весь этот комплексный подход
возможен только если будет разработана исходная, первоначальная стратегия.
Понятно, что реализация такой стратегии требует постоянной ее корректировки и
изменений уже по ходу процесса. Поэтому разработка конкретной стратегии развития
гидроэнергетики на практике не может быть отделена от ее реализации, это единый
процесс.
Конечной целью развития гидроэнергетики Таджикистана является освоение всего или значительной части гидроэнергетического потенциала страны [11, 25]. При его
огромной величине для этого потребуются десятки лет и строительство десятков, а с учетом ресурсов малых рек, сотен ГЭС. Поэтому, с учетом того, что ввод новых ГЭС производится поагрегатно, процесс реализации стратегии развития гидроэнергетики Таджикистана можно рассматривать, как непрерывный во времени, что в свою очереди позволяет его математизировать. Именно такой подход используется в предлагаемой книге.
6
1. Экономическая эффективность гидроэнергетики и ее
оценка
1.1. Методы определения экономической эффективности
проектов гидроэнергетики
Современный метод оценки экономической эффективности использует в качестве
критерия внутреннюю норму окупаемости или доходности, представляющую собой ставку дисконтирования «q», обеспечивающую к концу жизненного цикла проекта равную
нулю чистую приведенную стоимость, то есть равенство текущих притоков (прибылей) и
затрат (инвестиций) капиталов. Этим учитывается стоимость денег во времени.
Такая методика, по сути дела, учитывает экономический эффект только сравнительно короткого, начального периода функционирования проекта. Это хорошо показывает рис. 1.
Рис. 1. Динамика экономического эффекта при разных "q"
1.10
1.00
0.90
доля эффекта
0.80
0.70
0.60
0.50
0.40
0.30
0.20
0.10
0.00
5
15
25
35
45
55
65
годы
q=0
q = 0,1
q = 0,2
q = 0,3
q = 0,4
Согласно рис. 1, практически весь эффект проекта (95%) достигается при норме
дисконта - q = 0,1 уже в первые 27 лет, при q = 0,2 – за 14 лет, при q = 0,3 – за 9 и при q =
0,4 - за 7 лет эксплуатации. Таким образом, принятый сегодня критерий эффективности
учитывает только относительно небольшой начальный период жизни проекта, оставляя
без внимания основную его часть.
Согласно этому, с учетом того, что реальная норма дисконта – «q», в настоящее
время не ниже 0,1, получаем, что, например, Нурекская ГЭС сегодня, после более чем 25
7
лет ее эксплуатации уже не имеет какого-либо экономического эффекта2. С этим едва ли
согласятся сегодняшние жители Таджикистана. Трудно представить, как бы сложилась
ситуация сегодня, если бы, при отсутствии собственного углеводородного топлива, в
республике не было бы Нурекской ГЭС.
Объекты энергетики, особенно ГЭС, имеют в действительности значительно более
длительные жизненные циклы. Например, Варзобская ГЭС №1, построенная в 1936 году,
успешно эксплуатируется до настоящего времени и может при нормальных условиях
проработать ещё не один десяток лет.
Можно предположить, что критерий внутренней нормы окупаемости в какой-то
мере просто лоббирует теплоэнергетику, ориентируемую на использование нефти и газа.
Для того чтобы убедится в этом сделаем сравнительный анализ этого метода и
других методов, которые применялись совсем недавно в экономических расчетах [17]. В
качестве других методов оценки экономической эффективности рассмотрим метод приведенных затрат и метод прямых финансовых потоков [24]. Сделаем с их помощью сравнение двух альтернативных электростанций одной и той же мощности N = 500 МВт., с
параметрами:
1. ГЭС:
гэс

Капиталовложения в строительство, удельные - 𝑆уд
=1350
гэс
долл./кВт., общие 𝑃общ
- 675 млн. долл.,




2.

гэс
Срок строительства - 𝑡стр
= 6 лет.,
Число часов использования установленной мощности Чгэс = 5000 час/год,
Выработка электроэнергии - Эгэс = 2,5 млрд. кВт· ч. в год,
Эксплуатационные издержки, удельные - сгэс =0,004 долл./кВт.,
общие - Игэс = 10 млн. долл.
ТЭС:
тэс
тэс
𝑆уд
= 600 долл./кВт. 𝑃общ
= 300 млн. долл.

тэс
𝑡стр
= 6 лет,



Чтэс =5000 час.
Этэс =2,5 млрд. кВт·ч.
стэс = 0,022 долл./кВт.ч. Итэс = 55 млн. долл.
Все расчеты выполним для тарифа, т = 0,05 долл./кВт·ч.
Вначале проведем сравнительный анализ ГЭС и ТЭС с помощью основного принятого сегодня критерия - внутренней нормы окупаемости. Такие расчеты приведены в
таблице 1. Видно, что в этом варианте более эффективной является ТЭС.
Кроме того, эти расчеты показывают, что при значении внутренней нормы окупаемости q ≥ 0,15, вполне реальном при сегодняшнем рейтинге Таджикистана, и ГЭС и ТЭС
становятся абсолютно убыточными даже при тарифе 5 центов за киловатт·час. В тоже
2
Точнее сказать, этот сегодняшний эффект не был бы учтен в проекте Нурекской ГЭС при использовании
критерия внутренней нормы доходности.
8
время реальный опыт показывает, что энергосистема Таджикистана рентабельна уже
при тарифе 1цент/кВт·ч.
Сравнительная эффективность ГЭС и ТЭС методом ВНД, млн. долл.
Таблица 1.
Годы с начала проекта
5
6
7
8
ГЭС
1.Капиталовложения 112.5 112.5 112.5 112.5 112.5 112.5
-
Денежные потоки
1
2
3
4
…
56
…
-
…
115
Дисконтированные капиталовложения с нарастающим итогом, при:
q=0.1
q=0.15
2. Прибыль
-
-
-
-
-
539
489.6
-
115
Дисконтированная прибыль с нарастающим итогом, при:
q=0.1
q=0.15
708
380.9
3. Дисконтированный поток капиталов, при:
q=0.1
q=0.15
1.Капиталовложения
169
-109
50
50
50
50
50
ТЭС
50
-
-
…
-
…
70
Дисконтированные капиталовложения с нарастающим итогом, при:
q= 0.1
q=0.15
2. Прибыль
-
-
-
-
-
239.6
217.6
-
70
70
Дисконтированная прибыль с нарастающим итогом, при:
q=0.1
q=0.15
430.9
165.6
3. Дисконтированный поток капиталов, при:
q=0.1
q=0.15
Отношение:
ГЭС/ТЭС
191.3
-52
при q=0.1: 0.88
при q=0.15: -2.09
Сделаем теперь расчеты по методу приведенных затрат. Будем иметь:
ГЭС:
гэс
гэс
Згэс
= 675 × 0.12 + 10 = 91 млн. долл.
пр = Робщ × Ен + И
ТЭС:
тэс
тэс
Зтэс
= 300 × 0.12 + 55 = 91 млн. долл.
пр = Робщ × Ен + И
где Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.
В этом варианте получаем равную эффективность ГЭС и ТЭС.
И, наконец, рассмотрим метод прямых финансовых потоков. Будем иметь для t
лет после ввода в эксплуатацию общую прибыль (для государства, без уплаты налогов):
9
ГЭС:
гэс
Пгэс = (Эгэс × т − Игэс )𝑡 − 𝑃общ
ТЭС:
тэс
Пгэс = (Этэс × т − Итэс )𝑡 − 𝑃общ
Рассчитанные по этим формулам значения прибыли и их отношения для ГЭС и ТЭС
приведены в таблице 2. Видно, что при использовании этого последнего метода, на всех
этапах ГЭС эффективней ТЭС.
Сравнительная эффективность ГЭС и ТЭС прямым счетом прибыли, млн. долл.
Таблица.2.
t, лет
Прибыль ГЭС
Прибыль ТЭС
ГЭС/ТЭС
10
475
400
1,19
20
1625
1100
1,48
50
5075
3200
1,59
100
10825
6700
1,62
Таким образом, используя три различные методики оценки экономической эффективности проектов, мы получили совершенно различные, несовместимые друг с другом результаты. При расчетах с использованием критерия внутренней нормы окупаемости ТЭС является более эффективной чем ГЭС. И, кроме того, при некоторых, вполне реальных значениях тарифов на электроэнергию, и ГЭС и ТЭС в этом первом варианте становятся убыточными. То есть никакие прибыли будущих периодов не могут компенсировать первоначальные затраты даже для ГЭС, использующих для выработки электроэнергии бесплатный энергоноситель - воду. При использовании критерия приведенной стоимости эффективность ГЭС и ТЭС уже одна и та же. И, наконец, при сравнительной оценке
по прямому расчету прибыли вариант ГЭС показал значительно более высокую эффективность по сравнению с ТЭС.
Необходимо сделать еще несколько замечаний по поводу существующей методики оценки экономической эффективности проектов.
В используемых у нас вариантах методики, как правило, не учитывается инфляция. Предполагается, что в этом нет необходимости, так как расчеты выполняются в долларах, а инфляция доллара пренебрежимо мала по сравнению с применяемой ставкой
дисконта q ≥ 10%.
На самом деле положение несколько другое. Доллар, как и любая другая валюта,
также подвержен инфляции. Например, за период с 1926 по 1993 годы средняя инфляция его составляла 3,1% в год [40]. При этом она неуклонно возрастала со временем:

В период 1950÷1993г.г. была равна 4,1%,

В период 1960÷1993г.г. была равна 4,8%,

В период 1970÷1993г.г. была равна 5,6%.
В дальнейшем, в середине 90-х годов прошлого века, она несколько снизилась, но
сейчас снова значительно возросла.
10
Что же касается ставки дисконта, определяемой реальным ростом экономики, то
ее значение, применяемое в существующей методике, q ≥ 10%, наоборот, завышено3.
Даже для наиболее устойчиво развивающейся экономики США, реальная процентная
ставка на капитал, как показывает тот же источник, не превышала за тот же рассматриваемый период - 1926÷1993г.г. для государственных бумаг значения 5,5% (табл. 3). Более
высокие процентные ставки на ценные бумаги корпораций, приведенные в табл. 3, не
имеют значения для ставки дисконта, так как определяются прибылью предприятий. Отсюда следует, что в пределах точности расчетов4 банковский процент на капитал, практически полностью «съедается» инфляцией.
Не учитывается в существующей методике и такой важный момент, как имеющий
место во всем современном мире рост тарифов на электроэнергию. Например, в тех же
США этот тариф в 1960 г. был равен 1,6 ц/кВт.ч., в 1980 г. он вырос до 3÷4 ц/кВ.ч., а к 2000
г. – до 8÷10 ц/кВт.ч. То есть в среднем в последние почти пол века рост тарифов на электроэнергию составлял 4÷4,5% в год.
Только с учетом одних этих факторов можно видеть, что для гидроэнергетики
применение существующей методики расчета экономической эффективности, предусматривающей дисконтирование денежных средств, может существенно искажать реальную картину.
Доходность ценных бумаг США
Таблица 3.
Вид ценных
бумаг
Казначейские
векселя
Долгосрочные
государственные облигации
Долгосрочные
облигации корпораций
Обыкновенные
акции
Средняя доходность за
период
3,74%
5,36%
5,90%
12,34%
Стандартное
отклонение
3,32%
6,67%
8,46%
20,44%
Кроме того, нельзя не учитывать, что электроэнергия в народном хозяйстве не является конечной продукцией, а большей частью только сырьем, в крайнем случае, полуфабрикатом. В этом смысле можно провести аналогию с водой для сельского хозяйства.
Никто не требует, чтобы подача воды сельхозпроизводителям приносила прямую прибыль, в большинстве же случаев доставка воды дотируется государством5. С учетом это-
3
Такая повышенная ставка дисконта принята сегодня в связи с существующими рисками для вложения инвестиций. Это оправдано для краткосрочных проектов, в основном торгового плана. Что же касается гидроэнергетики, то там трудно говорить о каких-либо рисках. Например, совершенно очевидно, что строительство Нурекской ГЭС в итоге не только не создало каких-либо экономических рисков, но, наоборот,
обеспечило важные гарантии на будущее.
4
Точность определения любой величины в статистических расчетах определяется стандартной ошибкой
измерения, а согласно табл. 3 стандартные отклонения приведенных в ней величин равно или больше самих их значений.
5
В частности, такое дотирование и всегда раньше и сейчас имеет место и в Таджикистане.
11
го, не обязательно требовать, чтобы энергетика сама непосредственно приносила прибыль (пусть даже опосредованную, за счет использования дисконтирования в экономических расчетах), важно только чтобы такую прибыль давало бы ее дальнейшее использование.
Отмеченные выше недостатки методики оценки экономической эффективности
проектов связаны с тем, что она изначально рассчитана в основном на эффективное использование денег, а не на эффективное развитие производства, тем более такого, как
долговременное развитие энергетики. При таком подходе развитие любой отрасли будет всегда проигрывать проектам быстрых денег – торговым сделкам. Более того, так как
при этой методике основное значение играет скорость, гидроэнергетика также будет
проигрывать нефтяной и газовой, а также угольной энергетике. Поэтому, можно сказать,
что в отношении энергетики методика оценки экономической эффективности с использованием дисконтирования затрат в какой-то мере антиэкологична.
Все это подтверждает, что для гидроэнергетики наряду с принятой сегодня методикой целесообразно одновременно использовать ранее применяемые, учитывающие
прямые финансовые потоки, без дисконтирования. При этом, конечно, речь не идет об
изменении мировых норм и правил. Но обращение к такой методике на национальном
уровне, для применения к проектам развития, реализуемым за счет собственных
средств, не только вполне возможно, но и целесообразно.
1.2. Развитие энергосистемы в рамках государственной
собственности.
1.2.1. Экономические регуляторы деятельности
энергосистемы.
Взаимоотношения предприятий, собственников и целых отраслей народного хозяйства с государством очень сложны и находятся в состоянии постоянных изменений.
Основную роль при этом играют взимаемые государством налоги и сборы, то есть
постоянные или разовые обязательные платежи, выполняющие по отношению к плательщикам налогов как фискальные, так и регулирующие функции. Историческая практика показывает, что при этом непостоянны во времени, как сам состав налогов и сборов,
так и их величины.
В разное время и у нас и в других странах имели место налоги на доход или на
прибыль, НДС или налог с продаж, акцизы и другие прямые и косвенные налоги. В отношении гидроэнергетики в Российской Федерации, например, рассматривался вопрос
введения дополнительных рентных платежей. В Таджикистане обсуждается вопрос о
введении для гидроэнергетики налога на воду. Нет единого мнения в отношении таможенных пошлин на экспорт-импорт электроэнергии, особенно в условиях сохранившегося со времен СССР прямого обмена электроэнергией с Республикой Узбекистан. Не решен в республике также до конца вопрос о том, что является налогооблагаемой базой
НДС – товарная продукция или объем реализации.
12
Нельзя не упомянуть и о таком регулирующем налогообложение факторе, как себестоимость электроэнергии. Государство, жестко регулируя структуру себестоимости,
тем самым регулирует и объем прибыли, а соответственно и налоги.
Даже этот, очень краткий анализ показывает, что сегодня невозможно спрогнозировать состав и величину конкретных налогов даже приближенно и даже на ближайшее будущее. Тем более это невозможно при разработке долгосрочной стратегии развития гидроэнергетики.
Но с другой стороны вся система налогообложения формируется исходя из основной цели – получения наибольшего эффекта – для государства, налогоплательщика и совокупного. Как известно, в экономическом смысле налоги представляют собой способ
перераспределения новой стоимости – национального дохода, выступают частью единого процесса воспроизводства и специфической формой производственных отношений.
Часть национального дохода, перераспределенная с помощью налогов, становится централизованным фондом финансовых ресурсов государства [22].
Исходя из этого, при экономическом анализе развития гидроэнергетики можно не
рассматривать всю совокупность отдельных видов налогов, а исследовать влияние общего эффекта от налогообложения, то есть иcпользовать в расчетах суммарный, «интегрированный» налог. Это дает возможность не только выполнять имитационный анализ для
различных уровней этого общего налога, но позволяет также проводить анализ оптимизации самого уровня налогообложения.
Именно такой подход использован в настоящей работе. При этом для большей
наглядности и представительности результатов рассматривается весь возможный диапазон налогообложения прибыли гидроэнергетики – от 0 до 100%.
Другим регулятором взаимоотношений гидроэнергетики с государством являются
тарифы, устанавливаемые Правительством Республики. Так же, как и в налогообложении, здесь подвижны во времени и сама тарифная схема и величины тарифов.
Действующий сегодня тарифный Прейскурант предусматривает дифференциацию
тарифов по большому кругу потребителей. Уже сейчас, пусть и неофициально, имеют
место дифференцированные тарифы на зимнюю и летнюю электроэнергию, как для
населения, так и для экспорта-импорта. Рассматривается вопрос о дифференциации суточных тарифов на электроэнергию, введении дневных и ночных тарифов. Имеют место
оплата и косвенные поступления в энергосистему платежей за регулирование частоты,
регулирование режима водного стока водохранилищами, транзит электроэнергии и пр.
И во всех этих случаях сами значения тарифов и цен за услуги постоянно меняются. Поэтому, и в отношении тарифов – так же, как и в отношении налогов невозможен
надежный прогноз на будущее. В связи с этим и для них в настоящей работе применен
тот же подход – сведение всех тарифов в один общий «интегрированный» тариф и рассмотрение разных вариантов его изменения во времени.
И, наконец, весь приведенный ниже анализ экономического развития энергетики
выполнен без учета инфляции, которую, как показал исторический опыт последнего
времени невозможно надежно ни рассчитать, ни предсказать. Поэтому все расчеты, приведенные ниже сделаны для «эффективных» значений цен и стоимостных параметров,
13
без учета инфляции. Последнюю, в случае необходимости, можно будет ввести в дальнейшем в виде обычных коэффициентов.
1.2.2. Математическая модель экономики гидроэнергетики
Одним из проектов эффективности, где критерием не может быть внутренняя
норма доходности, является само развитие энергетики. Это связано с тем, что такое развитие может осуществляться только за счет действительных, а не виртуальных финансовых средств. Поэтому в этом анализе развития гидроэнергетики будут рассматриваться
реальные, а не дисконтированные финансовые потоки.
Рассмотрим, прежде всего, какие возможности развития существуют у самой
энергосистемы за счет ее собственных средств. При общей установленной мощности – N
и выработке – Э уже существующей энергосистемы, ее годовая прибыль в первый год
рассматриваемого периода (в год t = 0) будет равна:
U0общ = Э0 (т0 − с) = N0 Ч(т0 − с)
(1)
где:
Э0 – годовая выработка электроэнергии, кВт·ч. в год,
N0 – установленная мощность всех станций энергосистемы, кВт.,
Ч – число часов использования установленной мощности энергосистемы, часов в год,
т0 – начальный тариф на электроэнергию, долл/кВт·ч.
с – себестоимость электроэнергии для энергосистемы,
долл/кВт·ч.
Эта прибыль, находящейся в собственности государства энергосистемы6, может
расходоваться, как на собственное развитие (Uэ.с.), так и развитие других отраслей экономики государства (Uгос). Обозначив доли этих расходов, соответственно, α и (1- α), будем иметь:
U0э.с. = αU0 = αN0 Ч(т0 − с)
(2)
гос
U0 = (1 − α)U0 = (1 − α)N0 Ч(т0 − с)
(3)
За счет инвестирования средств Uэ.с. в дальнейшее развитие энергосистемы (собственного развития) мощность энергосистемы через год, то есть в год t = 1, будет увеличена на ∆N1:
U0э.с.
αN0 Ч(т0 − с)
∆N1 =
=
S
S
где:
S – удельная стоимость строительства новой ГЭС, долл/кВт.
Таким образом, общая мощность энергосистемы в год t = 1 станет равной:
αЧ(т0 − с)
N1 = N0 + ∆N1 = N0 (1 +
)
S
Можно отметить, что условие нахождения энергосистемы в собственности государства для нашего случая не является обязательным. Тот же самый результат может быть получен и при негосударственной собственности на энергосистему, за счет соответствующих налогов, сборов, рентных платежей и пр.
6
14
В свою очередь, при сохранении той же схемы деления прибыли между энергосистемой (α) и государством (1- α), это обеспечит в год t = 1 инвестиции для собственного
развития энергосистемы уже в объеме:
αЧ(т0 −с)
U1э.с. = αN1 Ч(т1 − с) = αN0 Ч (1 +
) (βт0 − с)
S
где:
т1 = βт0 – тариф на электроэнергию в год t = 1,
β - ежегодный рост тарифов на электроэнергию,
Также доход государства в 1-й год будет равен:
αЧ(т0 − с)
U1гос = (1 − α)N1 Ч(т1 − с) = (1 − α)N0 Ч (1 +
) (βт0 − с)
S
Таким же образом, для года t = 2, будем иметь:
αЧN1 (т0 − с)
αЧ(т0 − с)
αЧ(βт0 − с)
N2 = N1 + ∆N2 = N1 +
= N0 (1 +
) (1 +
)
S
S
S
αЧ(βт0 − с)
αЧ(т2 − с)
) (1 +
) (β2 т0 − с)
S
S
αЧ(т0 − с)
= (1 − α)N2 Ч(т2 − с)(1 − α)N0 Ч (1 +
)×
S
U2э.с. = αN2 Ч(т2 − с) = αN0 Ч (1 +
U2гос
αЧ(βт0 − с)
) (β2 т0 − с)
S
В соответствие с этим, окончательно, для любого года t = n, будем иметь:
(1 +
i=(n−1)
Nn = N0 ∏i=0
(1 +
αЧ(βi т0 −с)
S
i=(n−1)
Unэ.с. = αN0 Ч(βn т0 − с) ∏i=0
(1 +
(4)
αЧ(βi т0 −с)
i=(n−1)
Unгос = (1 − α)N0 Ч(βn т0 − с) ∏i=0
)
S
(1 +
)
(5)
αЧ(βi т0 −с)
S
)
(6)
Также можно вычислить общую сумму прибылей за весь рассматриваемый период n лет (0 ≤ t ≥ (n-1)):
i=(n−1)
∑ Unэ.с. = ∑i=(n−1)
(αN0 Ч(βi т0 − с) ∏i=0
(1 +
i=0
αЧ(βi т0 −с)
i=(n−1)
∑ Unгос. = ∑i=(n−1)
((1 − α)N0 Ч(βi т0 − с) × ∏i=0
(1 +
i=0
S
))
αЧ(βi т0 −с)
S
(7)
))
Для случая, когда тариф на электроэнергию не изменяется и остается один и тот
же во всем рассматриваемом периоде:
т𝑛 = т0
все предыдущие уравнения существенно упрощаются, и мы получаем:
𝑛
𝛼Ч(т0 − с)
𝑁𝑛 = 𝑁0 (1 +
)
𝑆
𝑛
𝑈𝑛э.с
𝛼Ч(т0 − с)
= 𝛼𝑁0 Ч(т0 − с) (1 +
)
𝑆
15
(8)
𝑛
𝑈𝑛гос
𝛼Ч(т0 − с)
= (1 − 𝛼)𝑁0 Ч(т0 − с) (1 +
)
𝑆
𝑖=(𝑛−1)
∑ 𝑈𝑛э.с
𝑖
𝛼Ч(т0 − с)
= ∑ (𝛼𝑁0 Ч(т0 − с) (1 +
))
𝑆
𝑖=0
𝑖=(𝑛−1)
∑ 𝑈𝑛гос
=
𝑖
𝛼Ч(т0 − с)
∑ ((1 − 𝛼)𝑁0 Ч(т0 − с) (1 +
))
𝑆
𝑖=0
1.2.3. Расчеты вариантов и анализ результатов
Полученные в предыдущем разделе зависимости позволяют рассчитать все основные параметры стратегии развития энергосистемы. На рис. 2 в качестве примера показаны такие расчеты для энергосистемы Таджикистана, обеспечивающие ее увеличение
мощности с сегодняшних 4.5 до 15 тыс. МВт через 20 лет.
Рис. 2 Варианты увеличения мощности энергосистемы
до 15 тыс. мВт к 20-му году.
1.32
350000
1.30
1.28
300000
S = 1000 долл/кВт
с = 0.005 цент/кВт·ч
Ч = 4000 час/год
1.22
250000
β
1.20
200000
1.18
1.16
150000
1.14
1.12
млн. долл.
1.24
Uгос,
1.26
100000
1.10
1.08
50000
1.06
1.04
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
α
Видно, что обеспечить намеченный рост мощности энергосистемы гидроэнергетики можно при самых разных параметрах налогообложения и тарифной политики. Такое положение с одной стороны говорит о широте возможностей, а с другой вносит
большую неопределенность. Для практики важно иметь одно, но оптимальное решение.
При этом, конечно, оптимизация развития энергосистемы, даже если критерием
ее принять получение максимальной прибыли для государства (за счет системы налогообложения) не может рассматриваться только с точки зрения тарифов. То, что за счет
неограниченного роста тарифов можно обеспечить любое развитие энергосистемы и
16
любую ее прибыльность не требует доказательств, это тривиальный факт. Но тарифы в
стране устанавливаются не в соответствии с потребностями энергосистемы, в соответствии с возможностями потребителей, в первую очередь, населения. То есть тарифы являются для энергосистемы внешним фактором.
Поэтому в настоящем разделе все расчеты выполнены для нескольких вариантов
тарифной политики, при которых коэффициент ежегодного роста тарифов «β» изменяется от минимального, равного 1.05, до максимального значения 1.20.
На рис. 3 показана динамика роста тарифов на электроэнергию для этих значений
«β».
Рис. 3. Рост тарифов при разных значениях "β"
40
35
цент/кВт.ч.
30
25
20
15
10
5
0
0
5
10
15
20
25
время, лет
"в"=1.05
"в"=1.10
"в"=1.15
"в"=1.20
Видно, что при β = 1,05 тариф на электроэнергию поднимется к концу 25-ти летнего периода до 3 цент/кВт·ч., то есть до уровня, который сегодня уже достигнут даже в соседних республиках Центральной Азии. При β = 1,10 он вырастет за 25 лет до 11
цент/кВт·ч., то есть до уровня, соответствующего развитым странам Мира, и только при β
= 1,15 будет иметь место реальный рост тарифов, и то только в последние 5 лет 25-ти
летнего периода. Таким образом, при β = 1,05 мы за 25 лет можно только наверстать то,
что упущено сегодня по сравнению с соседями по Центральной Азии, при β = 1,10 ликвидировать сегодняшнее отставание от развитых странам мира, и только после β = 1,15 будет возможно такое же развитие, как мировая энергетика в целом.
Оптимизация экономического развития энергосистемы возможна только в отношении ее налогообложения, то есть параметра «α». При этом такое кажущиеся на первый взгляд очевидным положение, что чем большую долю прибыли государство будет
забирать у энергосистемы, тем больше будет ее суммарная величина, для условий развивающейся энергосистемы оказывается ошибочным. Это хорошо показывают графики
17
на рис. 4 , для абсолютной величины прибыли и на рис. 5 для нормированного (по отношению к максимально возможной для данного варианта) ее значения.
Рис.4. Общая прибыль государства при различных значениях "β" и
сроках планирования. S = 1000 долл/кВт
40000
прибыл, млн. долл.
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
"α"
25 лет, "в" = 1,1
20 лет, "в" = 1,1
20 лет, "в" = 1,15
15 лет, "в" = 1,15
Рис. 5. Общая прибыль для государства в зависимости от уровня
налогообложения и сроков планирования.
("β" = 1.15; S = 1000 долл/кВт)
∑Uгос. /Umax. млн. долл.
1.1
1.0
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
α
планирование 30 лет
планирование 20 лет
планирование 25 лет
планирование 15 лет
18
0.9
1
К сожалению, оптимальные значения «α» на предыдущих графиках показывают
только теоретическую возможность оптимизации налогообложения, без учета реальных
возможностей развития гидроэнергетики. Например, показанный на рис. 5 максимум
кривой для срока планирования 30 лет (α = 0.8813, Uгос = 60,532 млрд. долл.) достигается
к этому сроку за счет роста мощности энергосистемы до 135551 тыс. МВт, что в две тысячи раз больше реальных ресурсов Таджикистана, составляющих 60, 16 тыс. МВт.
Для того, чтобы иметь возможность исследовать варианты развития энергосистемы в ее реальных параметрах была разработана специальная математическая модель,
позволяющая автоматизировать расчеты. Принципиальная схема ее работы показана
ниже.
Математическая модель оптимизации развития гидроэнергетики
Исходные данные
Результаты
N0
4400
мВт
год
Ч
4000
час/год
Nt
т0
1
цент/кВт.ч
с
0.5
цент/кВт.ч
β
1.1
б/р
S
2000
α
0.5
5
10
15
25
30
4561 4905 5595 7005
10155
18475
Uгос
423
1216 2801 6083
13608
34413
тt
1.61
2.59
10.83
17.45
4.18
20
6.73
N - МВт
U - млн. долл.
ц - цент/кВт.ч.
долл/кВт
б/р
Начальными условиями в модели являются первоначальная мощность энергосистемы N0 и начальный тариф т0 и себестоимость, с. Изменяемыми параметрами – Ч, β, α,
S. Выходными данными расчета - Nt, Uгос и тt.
Эта модель, использующая полученные в предыдущем разделе формулы, позволяет выполнять как имитационные, так и оптимизационные расчеты. С ее помощью были рассчитаны оптимальные параметры налогообложения энергосистемы Таджикистана
для реально возможных параметров ее развития.
Для этого, для каждой пары параметров, «β» и «S» сначала рассчитывались значения «αопт», обеспечивающие максимальную прибыль для государства для разных значений срока планирования «Т», а затем для разных «α» определялись сроки планирования при которых обеспечивается рост мощности системы до заданной величины «N» (4.5
≤ N ≤ 60 тыс. МВт). По полученным данным строилcя график:
αопт = f(T)
и серия графиков:
Т = f(α)
для разных значений «Ni». Точки пересечения этих кривых дают значения «αопт» при которых для заданных значений «β» и «S» обеспечивается рост мощности энергосистемы
до разных ее значений «N» и соответствующие им сроки планирования «Топт». Пример
одного такого расчета для «β» = 1.10 и «S» = 1000 долл/кВт показан на рис. 6.
19
1
Рис. 6. Оптимальные значения "α" при "β" = 1.1; S = 1000 долл/кВт
0.9
0.8
0.7
0.6
α
0.5
αопт
0.4
Т = f(αопт)
0.3
0.2
0.1
0
20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45
время планирования, Т, лет
оптимум "а" = f(T)
T = f(a) для N = 45 тыс. МВт
T = f(a) для N = 15 тыс. МВт
T = f(a) для N = 60 тыс. МВт
T = f(a) для N = 30 тыс МВт
В итоговой таблице 7 приведены соответствующие значения «αопт» и «Топт» для
рассмотренных вариантов.
Оптимальные параметры развития гидроэнергетики Таджикистана
Таблица 4.
S = 1000 долл/кВт
Мощность энергосистемы в конце периода
планирования, N, мВт
α опт
Топт, лет
α опт
Топт, лет
α опт
Топт, лет
60 000
0.649
40.71
0.656
27.00
0.654
21.13
45 000
0.610
39.70
0.621
26.35
0.621
20.67
30 000
0.550
38.20
0.562
25.42
0.562
19.98
15 000
0.414
35.40
0.423
23.78
0.419
18.82
β = 1.05
β = 1.10
β = 1.15
S = 2000 долл/кВт
Мощность энергосистемы в конце периода
планирования, N, мВт
α опт
Топт, лет
α опт
Топт, лет
α опт
Топт, лет
60 000
0.639
52.5
0.620
33.86
0.650
25.66
45 000
0.610
51.18
0.594
33.12
0.618
25.18
30 000
0.560
49.21
0.547
31.95
0.557
24.48
15 000
0.440
45.52
0.430
29.8
0.415
23.22
β = 1.05
β = 1.10
20
β = 1.15
Выполненные расчеты показывают, что оптимальные значения «αопт» совершенно
не зависят от «β», то есть тарифной политики и от «S», то есть от рыночной стоимости
строительства ГЭС – на рис. 7 все шесть кривых: αопт = f(N), значения для которых приведены в таблице 4, практически сливаются.
Рис. 7. Оптимальное значение "α", обеспечивающее рост мощности
энергосистемы до N кВт
1.0
0.9
0.8
S = 1000, 2000 долл/кВт
β = 1.05, 1.10, 1.15,
Axis Title
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
60,000
Конечная мощность энергосистемы, N, кВт
Это же хорошо подтверждают данные таблицы 5, в которой приведены средние
значения αопт = f(N) и соответствующие им ошибки осреднения.
Осредненные значения αопт = f(N)
Таблица 5.
N, тыс МВт
60
45
30
15
средн.
0.645
0.612
0.556
0.4235
ср. кв. откл.
0.013
0.010
0.006
0.01
%
2.08
1.68
1.15
2.35
Независимость главного показателя «αопт» от «β» и «S» является очень важной для
практической оптимизации, так как показывает устойчивость ее по отношению к этим
двум внешним к энергосистеме показателям, которые, как показывает практика, находятся в постоянном изменении. Без этого никакое реальное планирование и оптимизация развития энергетики были бы просто невозможны, так как нельзя достаточно точно
предсказать изменения «β» и «S» на достаточно долгий период.
21
Рассмотрим теперь конкретный пример планирования развития энергосистемы с
использованием математической модели. Допустим мы хотим рассчитать оптимальные
параметры развития гидроэнергетики Таджикистана с ростом ее мощности от сегодняшней 4.5 до 15 тыс. МВт.
По таблице 5 находим оптимальное значение «αопт» дл такого значения «N»:
«αопт» = 0.4235
После этого выбираем подходящее для сегодняшнего и перспективного состояния
экономики республики значение роста тарифов «β»:
«β» = 1.10
Для этих значений «β» и «S» находим из таблице 4 срок реализации такой программы развития (срок планирования):
Топт = 24 (23.78) года
И, наконец, непосредственно используя математическую модель находим значение общей прибыли, которую получит государство в виде налогов от реализации такой
программы развития:
Uгос = 17.33 млрд. долл.
Это в 2.75 раз больше чем получено выше по формальному расчету на рис. 2, где
значению β = 1.10 соответствовало значение α = 0.678, и общая прибыль государства составляла всего 6.31 млрд. долл. При этом сроки планирования в обоих этих вариантах
почти одни и те же: 24 и 20 лет.
Этот пример показывает эффективность разработанного метода оптимизации.
При этом можно еще раз подчеркнуть, что если в период реализации рассчитанной выше программы развития гидроэнергетики произойдут изменения принятых в ней значений «β» и «S», то оптимальность ее в отношении максимизации прибыли государства
все равно сохраниться, изменяться только конкретные значения «Топт» и «Uгос», которые
нужно будет уточнить с помощью той же модели оптимизации.
1.3. Коммерческое развитие энергосистемы.
В предыдущем разделе рассматривались варианты развития энергосистемы в
условиях, когда она находится целиком в государственной собственности. Всю прибыль в
этом случае контролировало государство, являющееся в этом случае реальным собственником энергосистемы.
Выделяемая государством энергосистеме прибыль имела в этом случае целевое
назначение – для дальнейшего развития энергосистемы. Остальная часть прибыли изымалась государством для собственных нужд.
Сама энергосистема в этом случае была, по сути дела, бесприбыльной организацией – в ее непосредственном распоряжении оставались только средства, необходимые
для эксплуатации энергосистемы.
Но в рыночной экономике энергосистема может стать полноправным хозяйствующим субъектом. В этом случае она будет заинтересована, прежде всего, в получении
свободной собственной прибыли, расходовать которую она сможет по собственному
22
усмотрению – на диверсификацию, повышение личного благосостояния работников и
пр.
Направлять эту прибыль на дальнейшее собственное развитие такая энергосистема будет только на условиях ее возврата с коммерческим процентом. В этом отношении,
такое направление собственных средств на собственное развитие будет мало отличаться
от привлечения внешних инвестиций.
Такие варианты коммерческого развития энергосистемы и рассмотрены в настоящем разделе.
1.3.1. Коммерческое развитие гидроэнергетики за
счет собственных средств.
Перед тем как рассматривать этот вопрос в деталях, необходимо еще раз подчеркнуть, что рассматриваемое в настоящем разделе коммерческое развитие за счет
собственных средств, несмотря на ту же формулировку, очень существенно отличается
изученного в первом разделе развития энергосистемы, как государственной собственности. При государственной собственности всю прибыль контролирует государство и энергокомпания получает средства только не развитие, в случае негосударственной собственности энергокомпания, кроме того, имеет еще дополнительную прибыль, которая
может быть очень существенной. И распоряжается энергокомпания этой прибылью по
своему усмотрению.
Теперь рассмотри конкретные вопросы строительства новых ГЭС. Для обеспечения их абсолютной экономической эффективности нужно, чтобы чистая приведенная
стоимость (ЧПС) проекта будет положительна. Необходимые для расчета ЧПС по этому
варианту финансовые потоки приведены в таблице 6.
Финансовые потоки проекта ГЭС
Таблица 6.
Годы
Финансовые потоки
Затраты на
строительство
Прибыль от производства эл. энергии
Строительства
Эксплуатации
1
2
…..
t2
t2+1
t2+2
…..
t1-1
t1
Ргод
Ргод
Ргод
Ргод
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Э
Э
Э
Э
Э
Критерий:
ЧПС ≥ 0
с учетом данных таблицы 5 можно записать в виде:
Pгод
1−qt2
1−q
=Э
qt2 −qt1
1−q
При этом:
Pгод =
Pобщ
S×N
=
t2
t2
23
(9)
(10)
Э = W(т − с) = NЧ(т − с)
где:
𝑃год – ежегодные затраты на строительство,
𝑃общ – общая стоимость строительства ГЭС (𝑃общ = 𝑃год ×𝑡2 ),
𝑆 – удельная стоимость (стоимость 1 кВт.) ГЭС,
𝑡2 – срок строительства ГЭС, лет,
𝑡1 – жизненный цикл проекта (время строительства плюс время
службы ГЭС),
𝑁 – установленная мощность ГЭС, кВт.,
Э – годовая прибыль ГЭС от выработки электроэнергии,
W – годовая выработка электроэнергии ГЭС, кВт·ч.,
Ч – число часов использования установленной мощности ГЭС в год,
т – тариф на электроэнергию в централизованной энергосистеме,
с – себестоимость электроэнергии (стоимость одного киловатт·часа)
q – коэффициент дисконтирования.
Используя полученные формулы, критериальное уравнение (9) можно записать в
виде:
𝑆 = (т − с)Ч𝑡2
𝑞 𝑡2 −𝑞 𝑡1
1−𝑞 𝑡2
(11)
Подставив в эту формулу применявшиеся в первом разделе значения: с = 0,005
долл/кВт·ч., S = 1000 долл/кВт., Ч = 4000 часов/год, q = 0,9, и приняв, по предыдущему
опыту строительства ГЭС в Таджикистане, t2 = 10 лет, t1 = 50 лет, получим, что для выполнения этого равенства, тариф на электроэнергию в системе должен быть равен: т = 0,052
долл/кВт·ч., то есть более 5 центов за киловатт·час.
В условиях государственной собственности сегодня можно реально обеспечить
развитие энергосистемы Таджикистана даже при тарифе: т = 0,01 долл/кВт·ч. Понятно,
что в этих условиях коммерческое развитие энергосистемы, требующей тариф т = 0,052
долл/кВт·ч., не может быть реальной альтернативой7.
Поэтому строительство новых ГЭС на коммерческой основе, в такой общей постановке, сегодня вряд ли реально8. Нужно существенное удешевление строительства.
Рассмотрим, что можно сделать в этом отношении.
7
Такое большое различие необходимых для развития энергосистемы тарифов рыночной и государственной экономике, вполне объяснимо. Прибыль, получаемая частной энергокомпанией, является дополнительной по отношению к прибыли государства, рассмотренной в первом разделе настоящей книги. Таким
образом, для потребителей, и населения в том числе, частная собственность предполагает в какой-то мере
двойное налогообложение. Поэтому акционирование, приватизация и другие элементы рыночных реформ, в определенных условиях могут быть просто невыгодны населению. Внушаемая же народу надежда
на то, что реструктуризация энергетики обязательно приведет к снижению тарифов является просто мифом современных либералов. Весь мировой опыт роворит о противоположном. Например, в США, в результате рыночных реформ, проводимых с 1960 по 1980 годы, тарифы, несмотря на обещания снизить их с
1,68 до 1,23 цент/кВт.ч., возросли до 3-х и более центов, а сегодня уже превышают 10ц/кВт.ч. Второй пример – Казахстан. Он сейчас занимает первое место в Центральной Азии по проведению рыночных реформ,
и в нем же самые высокие в регионе тарифы – 3 ц/кВт.ч.
8
Что, собственно, и доказывает опыт последних 16-ти лет, когда несмотря на все усилия и поддержку Правительства Республики Таджикистан, энергосистема «Барки-Точик» так и не смогла не только завершить,
но даже начать строительство ни одной крупной ГЭС.
24
Одним из факторов для этого может быть себестоимость электроэнергии. Финансово-экономический анализ последних лет работы энергокомпании Таджикистана непригоден для определения себестоимости. Большая дебиторская и кредиторская задолженность, отсутствие нормирования затрат и вообще финансового планирования приводят к тому, что энергосистема сегодня работает просто в режиме выживания и фактическая себестоимость у нее всегда равна фактическим затратам. Определение же этого показателя расчетным путем сегодня невозможно в связи с отсутствием соответствующих
методик.
Поэтому единственным надежным способом для оценки себестоимости является
анализ результатов работы энергосистемы в период ее устойчивого функционирования.
Наиболее подходящими для этого являются 1985÷1990 годы. Мощность энергосистемы в
этот период уже достигла ее сегодняшнего уровня, финансовая система была еще устойчива. Согласно анализу, выполненному АО «Институт Гидропроект», с достаточно хорошей точностью можно принять, что валютный курс в то время был равен 1рубль = 1 доллар.
Результаты финансово-экономической деятельности таджикской энергосистемы
за этот период представлены в таблице 7.
Себестоимость электроэнергии энергокомпании Таджикистана
Таблица 7.
Амортизация
Покупка
Топлива
Покупка
эл.энергии
Выручка, $млн.
Прибыль, $млн.
Выработка, ГВт.ч.
фактический
без ст. 5 и 6
без ст. 4, 5 и 6
Себестоимость,
цент/кВт.ч.
Заработная
плата
Себестоимость, млн. долл.
1985
109,5
5,53
35,4
19,9
32,7
212,1
102,6
15,65
0,70
0,36
0,14
1986
154,3
12,2
37,2
22,2
71,8
220,5
67,86
13,52
1,14
0,45
0,17
1987
129,2
12,9
39,8
20,0
43,4
225,1
95,85
15,81
0,82
0,42
0,16
1988
131,0
13,0
40,5
19,4
43,4
253,9
126,4
18,79
0,70
0,36
0,15
1989
143,4
17,7
42,5
22,9
47,4
227,0
88,06
15,25
0,94
0,48
0,20
1990
137,4
22,2
46,7
21,2
29,2
224,1
94,52
18,09
0,76
0,48
0,22
Ср.
134,1
13,9
40,36
20,93
44,65
227,1
95,88
16,19
0,84
0,42
0,17
Всего
Год
В том числе
Согласно этим данным фактическая себестоимость электроэнергии в этот период
была равна 0,84 цента/кВт·ч. Но при этом в затраты себестоимости входила стоимость
топлива для ТЭЦ. Не говоря уже о том, что сегодня такие затраты многократно ниже, они
вообще не относятся к гидроэнергетике, которую мы рассматриваем. Конечно, нельзя
включать в анализ собственно гидроэнергетике и покупную электроэнергию. После ис25
ключения этих статей затрат (столбцы 5 и 6), себестоимость электроэнергии, как показано в предпоследнем столбце таблицы, становится равной уже только 0,42 цента/кВт·ч.
В действительности, себестоимость электроэнергии еще ниже, чем 0,4 ц/кВт·ч.,
так как в себестоимости периода 1985÷1990 годов большая часть затрат относится к
амортизационным затратам. В то время эти амортизационные затраты централизованным путем забирались у энергосистемы и направлялись на развитие экономики, в том
числе и самой гидроэнергетики. То есть они играли роль необлагаемой налогом прибыли. Сегодня такие реновационные амортизационные отчисления в структуре себестоимости продукции в Таджикистане отсутствуют. В результате общие амортизационные затраты энергосистемы сегодня очень незначительны и с учетом отмеченного
выше уменьшения расходов на оплату труда и социальные нужды могут быть приняты
равными нулю. В результате, окончательно будем иметь, как показано в последнем
столбце таблицы 6, что минимальное9 значение себестоимости электроэнергии гидроэнергосистемы будет равно всего 0,17 цент/кВ·ч.
Для того чтобы определить другие резервы удешевления строительства новых
ГЭС, вернемся к уравнению (11). Прежде всего, можно отметить, что мощность электростанции не входит в эту зависимость. Таким образом, оно пригодно для любых ГЭС –
микро, мини, миди, малых и крупных и определяет ту максимальную удельную стоимость ГЭС, при которой она будет являться эффективной.
Само значение «S» при этом прямо пропорционально числу использования установленной мощности ГЭС в году – «Ч» и разнице между тарифом энергосистемы – «т» и
себестоимости электроэнергии ГЭС – «с», то есть удельной прибыли ГЭС. Связь S от q и t1
более сложная. Расчеты показывают, что существенная зависимость S от t1 отмечается
только, когда: t1 < 20 лет и q < 0.9.
Влияние «q», больше, особенно при его значениях, меньших 0,95 и прослеживается во всем диапазоне его изменения, уменьшаясь с уменьшением последнего. Но для
рекомендованного сегодня Мировым Банком для условий Таджикистана значения q =
0,9 для всех значений жизненного цикла t1 = 20 и более лет, максимально допустимое
значение удельной стоимости строительства МГЭС почти одно и то же и равно 1000
долл/кВт. Но при условии, что тариф на электроэнергию в энергосистеме будет равен 2
цента/кВт·ч. Сегодня он существенно ниже – 1.0 цент/кВт·ч. Но согласно принятой правительством республики программы реформ, согласованной с Азиатским Банком развития
(АБР), уже к 2010 году он будет повышен до 2,5÷3 цент/кВт·ч.
Также очень существенную зависимость «S» от срока строительства ГЭС - t2: с увеличением срока строительства максимальная удельная стоимость ГЭС резко падает.
Например, при увеличении срока строительства с 0,5 лет до 2-х лет, S уменьшается, практически, в два раза.
Также очень велико влияние на эффективность строительства ГЭС числа часов ее
работы в году – «Ч».
9
Такое значение себестоимости, используя язык математики, можно назвать необходимым и достаточным.
26
Таким образом, основными факторами, повышающими эффективность ГЭС, являются её удельная стоимость – «S», сроки её строительства - t2, число часов использования её установленной мощности – «Ч» и себестоимость электроэнергии ГЭС – «с». Оптимизация этих параметров, за счет использования прогрессивных научно-технических и
организационных решений позволяет достичь почти пятикратного эффекта по сравнению
с получаемыми сегодня результатами.
В результате строительство новых ГЭС становится эффективным уже при тарифе,
равном 1,2 цент/кВт·ч., то есть почти таком же, как получено в разделе 1. При этом сами
эти оптимальные параметры имеют значения:
t2 = 0.5÷1 год,
Ч = 7000 час/год,
с = 0,002долл/кВт·ч.
Такие показатели относятся только к мини и малым ГЭС, мощностью до нескольких мегаватт. Действительно, только такую станцию можно построить за один летний сезон, или, в крайнем случае, за один год. Такая станция может быть деривационной и, не
регулируя речной сток, работать круглый год на гарантированном расходе воды. И,
наконец, такая станция, работая на конкретных потребителей и находясь в негосударственной собственности10, может иметь минимальные эксплуатационные затраты и, соответственно себестоимость.
Таким образом, при коммерческом подходе, сегодня в Таджикистане может быть
выгодно только строительство малых ГЭС. И практика это хорошо подтверждает. С 1992
года по настоящее время в республике построено несколько десятков таких станций. Их
финансирование осуществлялось частными предпринимателями с поддержкой международных финансовых организаций, прежде всего Фонда развития Ага-Хана. И все эти
МГЭС находятся в частной собственности, за исключением построенных госзнергокомпанией «Барки-Точик».
1.3.2. Коммерческое развитие гидроэнергетики за счет кредита.
Предыдущий анализ предусматривал варианты строительства ГЭС за счет собственных средств. Рассмотрим теперь случай строительства ГЭС за счет привлечения
внешних инвестиций. В качестве основного варианта последних примем кредит. Финансовые потоки для этого случая показаны в таблице 8.
Финансовые потоки при строительстве ГЭС за счет кредита
Таблица 8.
Годы
Финансовые
потоки
Эксплуатации
Возврат кредита
Строительства
1
2
…..
t2
t2+1
10
t2+1
….
t3
t3+1
t3+1
….
Для малых ГЭС нахождение в негосударственной собственности, таким образом, является преимуществом. Это говорит о том, что именно с них и было бы целесообразно начинать рыночные реформы.
27
t1
Получение
кредита
Ркр
Ркр
Ркр
Ркр
-
-
-
-
-
-
-
-
Возврат
кредита
-
-
-
-
Рв
Рв
Рв
Рв
-
-
-
-
Проценты на
кредит
-
-
-
-
Рti
Рti
Рti
Рti
-
-
-
-
Прибыль от
производства
эл. энергии
-
-
-
-
Э
Э
Э
Э
Э
Э
Э
Э
Проект с использованием кредита будет эффективен, если чистая приведенная
стоимость финансовых потоков его прибылей и затрат будет больше или равна нулю. То
есть для предельного случая будем иметь:
ЧПСэ = ЧПСв + ЧПС%,
(12)
где:
ЧПСэ – дисконтированный поток прибыли от производства электроэнергии за период от t2 до t1 лет:
ЧПСЭ = (т − с)𝑁Ч
𝑞 𝑡2 −𝑞 𝑡1
1−𝑞
ЧПСв - дисконтированный поток затрат на возврат кредита за период от t2 до t3
лет:
𝑆 × 𝑁 𝑞 𝑡2 − 𝑞 𝑡3
×
𝑡3 − 𝑡2
1−𝑞
ЧПС% - дисконтированный поток затрат на обслуживание кредита за период от t2
до t3 лет при общей процентной ставке – 100k,%:
𝑘𝑆𝑁
[(𝑡3 − 𝑡2 )𝑞 𝑡2 + ⋯ + (𝑡3 − 𝑡2 − 𝑡3 + 𝑡2 + 1)𝑞 𝑡3 −1 ] =
чпс% =
𝑡3 − 𝑡2
𝑘𝑆𝑁
{[𝑡 𝑞 𝑡2 + ⋯ + 𝑡3 𝑞 𝑡3 −1 ] − [𝑡2 𝑞 𝑡2 + ⋯ + (𝑡3 − 1)𝑞 𝑡3 −1 ]} =
=
𝑡3 − 𝑡2 3
ЧПСв =
𝑖=𝑡3 −1
𝑘𝑆𝑁
𝑞 𝑡2 − 𝑞 𝑡3
=
[𝑡3 (
) − ∑ 𝑖𝑞 𝑖 ]
𝑡3 − 𝑡2
1−𝑞
𝑖=𝑡2
Подставляя эти выражения в общее критериальное уравнение (12), после некоторых преобразований, получим:
т = с + Ч(𝑡
𝑆(𝑞 𝑡2 −𝑞 𝑡3 )
𝑡
𝑡
3 −𝑡2 )(𝑞 2 −𝑞 1 )
𝑘(1−𝑞)
𝑖=𝑡 −1
[1 + 𝑘𝑡3 − 𝑞𝑡2 −𝑞𝑡3 × ∑𝑖=𝑡32
𝑖𝑞 𝑖 ]
(13)
Это уравнение определяет тот минимальный тариф централизованной системы
(покупной электроэнергии) при котором становится выгодным строительство ГЭС с использованием кредитных средств.
Расчеты по ним показывают, что увеличения срока погашения кредита выгодно
только при небольших ставках кредита – при пяти и десяти процентных кредитах, увеличении срока погашения снижает минимальный тариф, а при 20%-м кредите, наоборот,
повышает.
28
Сравнительный анализ использования кредита и собственных средств показан в
таблице 9 и на рисунке 8.
Видно, что при рассмотренных условиях кредит эффективнее использования собственных средств вплоть до процентной ставки на него 17%.
Значение минимального тарифа, обеспечивающего предельную экономическую эффективность строительства ГЭС за счет кредита и собственных средств.
Таблица 9.
к = 0,05
к = 0,10
к = 0,20
0,01180
0,01294
0,01522
Кредит
Собственные средства
0,01448
Рис. 8. Сравнительная эффективность кредита и собственных
средств
минимальный кредит, ц, долл/кВт.ч.
0.0155
0.0150
0.0145
0.0140
0.0135
0.0130
0.0125
0.0120
0.0115
0.05
0.1
0.15
0.2
норма кредита, к
кредит
собственные средства
1.3.3. Коммерческое развитие гидроэнергетики и
акционерный капитал.
В сделанном выше анализе в качестве инвестиционного капитала рассматривался
только кредит. Но такой же интерес представляет и другой вид инвестиций – акционерный капитал. В принципе, для него можно было бы сделать такие же расчеты, как в
предыдущем разделе. Но можно поступить проще и просто установить прямую связь
между этими видами инвестиций, и после этого использовать полученные выше результаты, как для кредита, так и для акционерного капитала. Для этого необходимо опреде29
лить условие эквивалентности:
d ~ к,
где: d – норма дивидендов,
к – норма кредита,
при котором экономическая стоимость обоих видов инвестиций будет одна и та же.
Очевидно, это будет иметь место в случае, когда в условиях рассматриваемого
проекта будут равны их чистые приведенные стоимости:
ЧПСкр = ЧПСа.к.
(14)
где: ЧПСкр – чистая приведенная стоимость кредитного капитала,
ЧПСа.к – чистая приведенная стоимость акционерного капитала.
Чистая приведенную стоимость акционерного капитала можно определить просто
как дисконтированную сумму дивидендов за весь срок службы проекта, то есть:
1 − 𝑞𝑡
ЧПСа.к. = 𝑑𝑃 (
)
1−𝑞
где все обозначения прежние.
Чистая приведенная стоимость кредитного капитала состоит из двух слагаемых возврата самого капитала и оплаты процентов по нему:
ЧПСкр = ЧПСвзвр. + ЧПСобсл.
ЧПСвзвр., учитывая, что возврат кредита осуществляется равными порциями в период от t2 до t3 (в период от окончания строительства до срока окончания возврата кредита), будет равен:
𝑃
𝑞 𝑡2 − 𝑞 𝑡3
ЧПСвзвр =
(
)
𝑡3 − 𝑡2
1−𝑞
В свою очередь, обслуживание кредита, при условии, что оно начинается с первого года его получения, можно выразить зависимостью:
𝑡3 𝑡3 − 1
𝑡3 − 2 2
𝑡3 − 𝑡3 − 1 𝑡 −1
ЧПСобсл = 𝑘𝑃 ( +
𝑞+
𝑞 +⋯+
𝑞3 )=
𝑡3
𝑡3
𝑡3
𝑡3
𝑘𝑃
[(𝑡3 + 𝑡3 𝑞 + ⋯ + 𝑡3 𝑞 𝑡3 −1 ) − (𝑞 + 2𝑞 2 + ⋯ + (𝑡3 − 1)𝑞 𝑡3 −1 )] =
=
𝑡3
𝑖=𝑡3 −1
1 − 𝑞 𝑡3 1
= 𝑘𝑃 (
−
∑ 𝑖𝑞 𝑖 )
1−𝑞
𝑡3
𝑖=1
Подставляя полученные выражения в общую формулу (14), будем иметь:
1−𝑞 𝑡1
𝑑𝑃 (
1−𝑞
𝑃
)=𝑡
3 −𝑡2
𝑞 𝑡2 −𝑞 𝑡3
(
1−𝑞
1−𝑞 𝑡3
) + 𝑘𝑃 (
1−𝑞
1
𝑖=𝑡 −1
− 𝑡 ∑𝑖=13 𝑖𝑞 𝑖 )
3
откуда после сокращения на общий множитель Р и некоторых преобразований, окончательно получим:
1
𝑞 𝑡2 −𝑞 𝑡3
𝑑 = 1−𝑞𝑡1 {
𝑡3 −𝑡2
+ 𝑘 [(1 − 𝑞 𝑡3 ) −
1−𝑞
𝑡3
3 −1
∑𝑖=𝑡
𝑖𝑞 𝑖 ]}
𝑖=1
(15)
Эта формула решает поставленную задачу. Ее анализ, прежде всего, показывает,
что влияние жизненного цикла проекта – t1 – сказывается в формуле (15) только за счет
одного многочлена: 1 − 𝑞 𝑡1 .
30
Выполненные по этим зависимостям расчеты показывают, что для всех реальных
значений коэффициентов дисконтирования и сроков службы ГЭС влияние последнего
пренебрежимо мало.
Также они показывают, что в пределах достаточной точности влиянием t2 и t3, в
диапазоне их реальных изменений, также можно пренебречь. В итоге, для практических
расчетов получим упрощенную зависимость d = f(k) в виде:
1
𝑞 2 −𝑞5
𝑑 = 1−𝑞50 {
3
+ 𝑘 [(1 − 𝑞 5 ) −
1−𝑞
5
𝑖
∑𝑖=4
𝑖=1 𝑖𝑞 ]}
(16)
В этой формуле приняты значения параметров: t1 = 50 лет = const,
t2 = 2 года = const, t3 = 5 лет = const.
Непосредственные расчеты по этой формуле на рис. 9.
Рис. 9. Зависимость нормы дивиденда от стоимости кредита
0.20
t1 = 50 лет
t2 = 2 года
t3 = 5 лет
0.18
0.16
дивиденд, d
0.14
0.12
0.10
0.08
0.06
0.04
0.02
0.05
0.1
0.15
0.2
стоимость кредита, к
q = 0,99
q = 0,95
q = 0,90
q = 0,85
q = 0,80
Сделанный анализ показывает, что возможности акционерного капитала в энергетике, отличающейся достаточно медленной отдачей, очень ограничены. И, во всяком
случае, при сегодняшних льготных условиях, предоставляемых Азиатским, Исламским и
другими аналогичными финансовыми институтами, кредитные заимствования являются,
как значительно более выгодными, так и более реальными. И очень убедительным доказательством этого является пример Сангтудинской ГЭС, где после создания в 1997 году
акционерного общества, несмотря на все усилия, в том числе и со стороны Правительства РТ, за все последующие годы так и не удалось привлечь никакого акционерного капитала, как внутреннего, так и внешнего.
31
1.4. Общий экономический критерий развития
гидроэнергетики.
Развитие энергосистемы при сохранении ее в национальной собственности, неважно в какой форме - государственной, акционерной, частной - возможно только за
счет собственной прибыли.
Рассмотрим, каким условиям должно удовлетворять развитие энергосистемы за
счет собственной прибыли для того, чтобы это развитие было экономически эффективно
[31].
Экономическая эффективность любого проекта достигается если прибыль, "П"
больше или равна затратам на его реализацию, "З":
П-З≥0
(17)
Развитие энергосистемы, это строительство новых электростанций. Жизненный
цикл таких проектов строительства электростанций 50 и более лет. Для приведения стоимостных показателей разных лет к сопоставимому виду, в этих случаях при оценке экономической эффективности используются не текущие, а приведенные стоимости, рассчитываемые путем дисконтирования по формуле [41]:
𝐏𝐭 = 𝐏𝟎 × 𝐪𝐭 ,
(18)
где: Pt - приведенная стоимость будущих затрат для года t,
P0 – текущая стоимость затрат в году t,
q - коэффициент дисконтирования (q < 0)
Принципиальная схема финансовых потоков проекта новой электростанции приведена в таблице 10.
Финансовые потоки проекта строительства электростанции
Таблица 10.
Годы
Строительства
Финансовые потоки
Затраты на
строительство
Прибыль от производства
электроэнергии
Эксплуатации
0
1
…..
t2
t2+1
t2+2
…..
t1-1
t1
Ргод
Ргод
Ргод
Ргод
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Эгод
Эгод
Эгод
Эгод
Эгод
С учетом (18), общее критериальное уравнение (17) будет иметь вид:
Эгод ×
𝑞 𝑡2 −𝑞 𝑡1
1−𝑞
≥ Ргод ×
1−𝑞𝑡2
1−𝑞
или после сокращения:
Эгод × (𝑞 𝑡2 − 𝑞 𝑡1 ) ≥ Ргод × (1 − 𝑞 𝑡2 )
где: Эгод - ежегодная прибыль вновь построенных электростанций:
Эгод = Wэ.с.×(т - с) = Nэ.с.×Ч× (т - с)
32
(19)
Wэ.с - годовая выработка электроэнергии электростанций,
т – эффективный (после вычета налогов) тариф на электроэнергию,
с – себестоимость электроэнергии,
Ч – число часов использования установленной мощности
электростанций в год,
Ргод - ежегодные затраты на строительство электростанций:
Ргод =
Робщ
𝑡2
=
𝑆×𝑁э.с
𝑡2
Робщ - общая сметная стоимость строительства электростанций,
S-
удельная стоимость строительства электростанций
(стоимость одного киловатта вновь вводимой мощности),
Nэ.с. - мощность строящихся электростанций,
t2 - общий срок строительства электростанций,
t1 - общий срок службы строительства и эксплуатации
электростанций (жизненный цикл проекта).
Подставив в (19) полученные выше значения Ргод и Эгод после некоторых преобразований будем иметь:
(т−с)
(1−𝑞𝑡2 )
≥
(20)
𝑆
Ч×𝑡2 ×(𝑞𝑡2 −𝑞𝑡1 )
Откуда, умножая обе части уравнения (20) на общую годовую выработку всей
энергосистемы, Wсист, за счет прибыли которой осуществляется строительство новых
электростанций, и учитывая, что:
Wсист × (т − с)
год
= Nэ.с
S
Wсист × (т − с) × t 2
общ
= Nэ.с
S
𝑊сист
= 𝑁сист
Ч
где:
год
𝑁э.с
- максимальная мощность электростанций, которую можно строить
ежегодно за счет собственной прибыли энергосистемы,
𝑁сист - общая мощность всей существующей энергосистемы,
общ
𝑁э.с
- общая мощность строящихся электростанций.
Из уравнения (20) окончательно получим два критерия (отношения): для ежегодной и общей экономически эффективной мощности вновь строящихся ГЭС [30]:
Ч×(т−с)
S
год
=
Nэ.с
Nсист
33
≥
(1−qt2 )
t2 ×(qt2 −qt1 )
(21)
Ч×t2 ×(т−с)
S
общ
=
Nэ.с
Nсист
(1−qt2 )
≥ (qt2
(22)
−qt1 )
Эти критерии показывают, что экономически эффективное строительство новых
ГЭС, как в отношении ежегодного освоения потенциала, так и в отношении общей мощности станций возможно только если отношения этих двух последних показателей к общей мощности существующей энергосистемы11 будут больше значений правых частей
формул (21) и (22), зависящих от экономического положения в стране (q), степени развитости строительной индустрии (t2) и условий эксплуатации ГЭС (t1).
𝑁 год
В свою очередь отношение 𝑁 э.с зависит экономических показателей работы сасист
мой энергосистемы: удельной стоимости строительства ГЭС (S), тарифов (т) и себестоимости электроэнергии (с), а также числа часов использование установленной мощности
ГЭС (Ч).
Для анализа влияния срока службы ГЭС (t1) в таблице 11 приведены отношения
правых частей формулы (21) для двух значений t1: 50 и 100 лет.
Отношение правых частей уравнения (5) для t1 = 50 и t1 =100 лет
Таблица 11.
t2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0.95
1.081
1.086
1.091
1.096
1.102
1.108
1.114
1.121
1.128
1.136
0.94
1.048
1.052
1.055
1.059
1.063
1.067
1.072
1.077
1.082
1.088
0.93
1.029
1.031
1.033
1.036
1.039
1.042
1.045
1.048
1.052
1.057
0.92
1.017
1.018
1.020
1.022
1.024
1.026
1.028
1.031
1.033
1.036
0.91
1.010
1.011
1.012
1.013
1.014
1.016
1.017
1.019
1.021
1.023
0.90
1.006
1.006
1.007
1.008
1.009
1.010
1.011
1.012
1.013
1.015
0.89
1.003
1.004
1.004
1.005
1.005
1.006
1.007
1.008
1.008
1.010
0.88
1.002
1.002
1.002
1.003
1.003
1.004
1.004
1.005
1.005
1.006
0.87
1.001
1.001
1.001
1.002
1.002
1.002
1.003
1.003
1.003
1.004
0.86
1.001
1.001
1.001
1.001
1.001
1.001
1.002
1.002
1.002
1.002
0.85
1.000
1.000
1.000
1.001
1.001
1.001
1.001
1.001
1.001
1.002
q
Как показывает эта таблица, влияние жизненного цикла ГЭС в реальном диапазоне значений: t1 ≥ 50 лет очень незначительно: для всей таблицы в целом 2.5%, а для
коэффициента дисконтировании q ≤ 0.90 всего 1%.
11
Эти отношения по сути дела определяют потенциальные возможности освоения гидропотенциала.
34
Отсюда можно принять, что для реальных условий жизненный цикл ГЭС не играет
существенной роли и поэтому в дальнейшем все расчеты по формулам (21) и (22) выполнены только для t1 = 50 лет.
Соответствующие расчеты по формулам (21) и (22) приведены в таблицах 12÷14.
Во всех этих расчетах принимались постоянными: t1 = 50 лет; Ч = 4000 час/год; с = 0.005
долл/кВт·ч. Два последних параметра, как показывает гидроэнергетика Таджикистан сохраняют вышеприведенные значения уже в течение длительного времени.
𝑵год
Зависимость: 𝑵 э.с = f(q, t2, t1), формула (5)
сист
Таблица 12.
q
Срок строительства, t2, лет
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0.95
0.057
0.059
0.061
0.063
0.065
0.067
0.069
0.072
0.074
0.077
0.94
0.067
0.069
0.072
0.075
0.077
0.080
0.083
0.086
0.090
0.094
0.93
0.077
0.081
0.084
0.087
0.091
0.095
0.099
0.103
0.108
0.113
0.92
0.088
0.092
0.097
0.101
0.106
0.111
0.116
0.122
0.128
0.135
0.91
0.100
0.105
0.110
0.116
0.122
0.129
0.136
0.144
0.152
0.160
0.90
0.112
0.118
0.125
0.132
0.140
0.148
0.158
0.167
0.178
0.190
0.89
0.124
0.132
0.140
0.149
0.159
0.170
0.181
0.194
0.208
0.223
0.88
0.137
0.146
0.156
0.167
0.180
0.193
0.208
0.224
0.241
0.261
0.87
0.150
0.161
0.173
0.187
0.202
0.218
0.236
0.257
0.279
0.304
0.86
0.163
0.176
0.191
0.207
0.225
0.246
0.268
0.293
0.321
0.353
0.85
0.177
0.192
0.210
0.229
0.251
0.275
0.303
0.334
0.369
0.409
Зависимость:
Ч×(ц−с)
𝑺
= f(q, t2, t1), формула (5)
Таблица 13.
S, долл/кВт
Тариф, долл/кВт.ч
0.01
0.02
0.03
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
0.10
500
0.040
0.120
0.200
0.280
0.360
0.440
0.520
0.600
0.680
0.760
1000
0.020
0.060
0.100
0.140
0.180
0.220
0.260
0.300
0.340
0.380
1500
0.013
0.040
0.067
0.093
0.120
0.147
0.173
0.200
0.227
0.253
2000
0.010
0.030
0.050
0.070
0.090
0.110
0.130
0.150
0.170
0.190
2500
0.008
0.024
0.040
0.056
0.072
0.088
0.104
0.120
0.136
0.152
3000
0.007
0.020
0.033
0.047
0.060
0.073
0.087
0.100
0.113
0.127
35
3500
0.006
0.017
0.029
0.040
0.051
0.063
0.074
0.086
0.097
0.109
4000
0.005
0.015
0.025
0.035
0.045
0.055
0.065
0.075
0.085
0.095
𝑵
общ
Зависимость: 𝑵 э.с = f(q, t2, t1), формула (6)
сист
Таблица 14.
q
t2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0.95
0.057
0.118
0.183
0.251
0.325
0.403
0.485
0.574
0.668
0.769
0.94
0.067
0.139
0.216
0.298
0.386
0.481
0.583
0.692
0.809
0.935
0.93
0.077
0.161
0.252
0.349
0.455
0.569
0.693
0.826
0.971
1.128
0.92
0.088
0.185
0.290
0.405
0.530
0.666
0.815
0.978
1.156
1.350
0.91
0.100
0.210
0.331
0.464
0.611
0.773
0.952
1.148
1.365
1.605
0.90
0.112
0.236
0.374
0.528
0.700
0.890
1.103
1.339
1.602
1.896
0.89
0.124
0.263
0.420
0.597
0.795
1.018
1.269
1.552
1.870
2.228
0.88
0.137
0.292
0.469
0.669
0.898
1.157
1.453
1.789
2.171
2.606
0.87
0.150
0.322
0.519
0.747
1.008
1.309
1.655
2.053
2.510
3.037
0.86
0.163
0.352
0.573
0.829
1.127
1.474
1.877
2.346
2.892
3.527
0.85
0.177
0.384
0.629
0.916
1.255
1.653
2.121
2.673
3.322
4.086
Предлагаемый метод позволяет достаточно просто рассчитать параметры возможного развития гидроэнергетики при известной экономической ситуации в стране и
экономических показателей работы и развития энергосистемы. В качестве примера рассмотрим современное состояние экономики Таджикистана, при котором согласно рекомендациям Мировых банков коэффициент дисконтирования q = 0.9. Приняв, что освоение гидроресурсов будет осуществляться за счет строительства средних ГЭС, срок возведения которых составляет 5 лет, по формуле (21) или из таблицы 12 получим, что такое
строительство ГЭС будет экономически эффективно, только если потенциальные возможности энергосистемы будут позволять ежегодный ввод новых мощностей в объеме
не менее 0.140 общей мощности существующей энергосистемы. Такие проекты, как показывают расчеты (формула 22) и их результаты, приведенные в таблице 13, возможны
только при соответствующих удельных стоимостях строительства «S» и эффективных тарифах на электроэнергию «т». Например, при:
S = 500 долл/кВт, т ≥ 3 цент/кВт.ч,
S = 1500 долл/кВт, т ≥ 6 цент/кВт.ч,
S = 2500 долл/кВт, т ≥ 10 цент/кВт.ч,
К сожалению, сегодняшнее состояние энергосистемы Таджикистана не отвечает
этим требованиям. Поэтому реально, освоение гидропотенциала республики, крайне
необходимое для развития ее экономики и обеспечения нормальных социальных усло36
вий жизни населения возможно только за счет бюджета или привлечения внешних инвестиций. Возможности самой системы ограничены только сооружением малых ГЭС.
2. Энергоэффективность крупных рек Таджикистана
Одним из самых существенных недостатков гидроэнергетики является большие
сроки реализации подготовительного цикла, включающего в себя изыскания, проектирование и строительство ГЭС. Как показывает опыт, этот общий цикл от принятия решения до пуска станции может растягиваться на 10-15 лет. В результате снижается общая
экономическая эффективность проектов.
Поэтому очень важным является вопрос выбора в качестве первоочередных объектов ГЭС с наилучшими технико-экономическими показателями. Причем для Таджикистана эта задача вполне реальна, в республике имеется более 80 [6] уже обследованных
створов, пригодных для строительства крупных ГЭС.
С учетом того, что наиболее выгодным в долгосрочном плане является каскадное
освоение гидроресурсов, эта задача подразделяется на выбор наиболее энергоэффективных рек и уже потом – наиболее перспективных объектов на них.
В качестве объектов исследований для промышленной энергетики были выбраны
восемь наиболее крупных рек республики: Вахш, Зеравшан, Искандер-Дарья, Фан-Дарья,
Ягноб, Сурхоб, Обихингоу, Кафирниган [9].
Территориальное расположение их в разных регионах республики не играет какой-либо существенной роли в отношении промышленного развития регионов центрального Таджикистана – где бы не была построена ГЭС, ее энергия может быть использована в любом другом районе. Это возможно, как уже сегодня, так и, особенно, в ближайшей перспективе, после завершения строительства ЛЭП-500 «Юг-Север».
Рассматриваемые восемь рек очень существенно отличаются друг от друга по
всем своим параметрам: высоты расположения, падения, длины от истока до устья, расходов и уклонов. В этих условиях для их сравнения необходим какой то общий критерий.
В качестве такого критерия целесообразно выбрать удельную мощность на единицу
длины реки.
Для деривационных ГЭС, наиболее предпочтительных в сегодняшних условиях,
при одной и той же длине деривации именно этот критерий будет определять мощность
и выработку энергии ГЭС. Соответственно, стоимость ГЭС будет обратно пропорциональна ее энергоэффективности.
Что касается приплотинных ГЭС, то, на первый взгляд, для них удельная мощность
на единицу длины реки не связана напрямую ни с мощностью ГЭС, ни с ее стоимостью.
Но если учесть, что длина участка затопления реки обратно пропорциональна энергоэффективности реки, а площадь водохранилища, и соответственно, зоны затопления обратно пропорциональна квадрату энергоэффективности реки, то картина будет той же
самой, что и в случае деривационных ГЭС.
Энергоэффективность рек определяется следующим образом [32]. Для каждого
выделенного участка реки рассчитывается ее потенциальная энергетическая мощность,
N:
37
𝑁 = 9.91𝜂𝑄𝐻
где:
N – энергетическая мощность реки, МВт
Q – средний расход реки на рассматриваемом участке, м3/сек
Н – напор (падение реки на рассматриваемом участке), м.
𝜂 - к.п.д. ≈ 1.0
По полученным данным строятся графики накопленных сумм мощности реки от
истока до устья:
N = f(L)
который затем аппроксимируется полиномом “n”-й степени, обеспечивающим
наибольшее приближение к фактической кривой (рис. 10). В качестве критерия такого
приближения принимаетсяся коэффициент детерминации R2.
Дифференцируя затем полученную вышеописанным способом линию тренда по
«L», получаем необходимые значения энергоэффективности реки по участкам:
df(L)/dL
Результаты таких расчетов показаны на рис. 11.
Рис. 10. Энергетический потенциал крупных рек Таджикистана
6000
5000
N, МВт
4000
3000
2000
1000
0
0
50
Вахш
Зеравшан
100
150
200
250
расстояние от истока, км.
Обихингоу
Сурхоб
Ягноб
Фан-Дарья
300
350
400
Кафирниган
Искандер-Дарья
На основании выполненного анализа в таблице 15 приведены значения средней
энергоэффективности всех рассмотренных выше рек Таджикистана.
Видно, что наиболее энергоэффективной является река Вахш, она по значению
мощности на единицу длины реки почти в 2 раза превосходит все остальные реки. За ней
следуют, практически одинаковые по энергоэффективности Обихингоу и Сурхоб. Остальные реки существенно им уступают.
38
Если же рассматривать не всю реку целиком, а наиболее выгодные для гидроэнергетики ее части, то после верхней половины Вахша, который уже освоен (Нурек) или
осваивается (Рогун), на первом месте находится нижнее течение р. Обихингоу, затем
нижняя часть р. Сурхоб, после них идут реки Фан-Дарья, Искандер-Дарья, Кафирниган
(верховья) и Зеравшан (низовья).
Рис. 11. Энергоэффективность крупных рек Таджикистана, dN/dL,
МВт/км
40
35
dN/dL, МВт/км
30
25
20
15
10
5
0
0
50
100
Вахш
Зеравшан
150
200
250
300
расстояние от истока, км.
Обихингоу
Ягноб
350
Сурхоб
Фан-Дарья
400
450
Кафирниган
Искандер-Дарья
Средняя энергоэффективность крупных рек Таджикистана
река
Вахш
Обихингоу
Сурхоб
Фан-Дарья
Искандер-Дарья
Зеравшан
Кафирниган
Ягноб
Таблица 15.
Э=
dN/dL,
МВт/км
14.71
9.97
9.89
6.30
5.19
4.33
3.93
3.02
Как уже отмечалось выше, энергоэффективность реки или ее участка, в конечном
счете, заключается в возможности при одних и тех же технических решениях и типоразмерах ГЭС получить соответствующую мощность станции, то есть прямо определяет затраты на строительство и экономическую эффективность проектов ГЭС.
С учетом этого можно предложить сравнительную оценку стоимости строительства ГЭС в зависимости от энергоэффективности участка реки на котором она строится.
39
Рассмотри две ГЭС построенных на двух участках рек с разной энергоэффективностью:
Э1/Э2 = к
Примем при этом, что длины этих двух участков рек, энергопотенциал которых
осваивается обеими ГЭС будут равны.
В таком случае затраты на строительные сооружения у них будут одни и те же, а
мощности этих ГЭС и стоимость их оборудования будут прямо пропорциональны их
энергоэффективности:
N1/N2 = к
Р1оборуд
⁄ оборуд = к
Р2
Имеем:
Р1 = Р1оборуд + Р1СМР
где: Р1 ; Р1оборуд ; Р1СМР - общая стоимость, затраты но оборудование и СМР для ГЭС
№1.
Можно принять, что для любой ГЭС, так же как для уже построенных и строящихся
ГЭС на р. Вахш затраты на оборудование составляют 30, а на СМР – 70 процентов от общей стоимости ГЭС, т. е.:
Р1оборуд =
0.3 СМР
Р
= 0.429Р1СМР
0.7 1
Для ГЭС №2 аналогично будем иметь:
Р2 = Роборуд
+ РСМР
=
2
2
Р1оборуд⁄
СМР
к + Р1
Подставляя в полученные формулы значения Р1оборуд , получим:
0.439Р1СМР + Р1СМР
1.429
Р1
⁄Р =
=
2
0.429Р1СМР⁄
СМР
1 + 0.429⁄к
к + Р1
То есть как общая стоимость ГЭС № 1 будет в:
1.429
1 + 0.429⁄к
раз больше общей стоимость ГЭС № 2. Но учитывая, что:
40
Р𝑖 = 𝑝𝑖 𝑁𝑖
где:
𝑝𝑖 – удельная стоимость строительства ГЭС Ni, окончательно будем иметь:
𝑝1
⁄𝑝2 =
1.429
1.429
=
𝑘(1 + 0.429⁄𝑘) (𝑘 + 0.429)
Используя эту последнюю зависимость, в таблице 16, с учетом результатов таблицы 15, приведены расчеты среднего для всей реки удорожания строительства однотипных ГЭС на разных реках по отношению с ГЭС на р. Вахш.
Среднее удорожание строительства ГЭС на крупных реках
Таджикистана по сравнению с р. Вахш.
Обихингоу
Сурхоб
Фан-Дарья
Искандер-Дарья
Зеравшан
Кафирниган
Ягноб
к = Э1/Э2
1.00
0.68
0.67
0.43
0.35
0.29
0.27
0.21
pi/pВахш
1.00
1.29
1.30
1.67
1.83
1.98
2.05
2.25
река
Вахш
Таблица 16.
41
3. Оптимизация параметров и размещения ГЭС
В период существования СССР, схемы использования водных ресурсов для региона Центральной Азии разрабатывались и уточнялись многократно, с привлечением десятков проектных и научно-исследовательских институтов, на научной базе. Экспертиза
их проводилась на всех уровнях, как в центральных ведомствах, так и во всех республиках.
Перечень основных схем использования водно-энергетических ресурсов Центральной Азии приведен в таблице 17. Оценкой достаточно хорошего качества этих работ может служить то, что их база – водные балансы - используются до сих пор, практически без серьезных изменений.
Перечень проектов использования
водных ресурсов бассейна Аральского моря
Таблица 17.
отрасль № п/п Наименование
1
энергетика
2
3
4
5
ирригация
6
7
8
9
10
11
12
13
год
стадия
Водно-энергетическая схема Средней Азии.
Генеральная схема комплексного использования
водных ресурсов реки Амударья.
Об основных направлениях развития малой энергетики (раздел Средняя Азия)
Концепция развития гидроэнергетики СССР на
1991-2005г.г.
Схема развития малой энергетики Гармского,
Джиргитальского и Старо-Матчинского районов
Таджикской ССР
Схема энергетического использования реки Зеравшан (обзорная записка)
Генеральная схема реки Амударья
Схема Аральского моря
Развитие орошения в Зеравшанской долине
Схема переброски реки Зеравшан (основные проработки)
1935 Схема
Схема реки Амударья (сокращенные проработки)
1780 схема
Схема комплексного использования водных ресурсов бассейна Сырдарьи
Схема переброски реки Зеравшан (дополнительные проработки)
1971 Схема
1985 ТЭД
1990 концепция
1991 схема
1993 схема
1972 схема
1973 схема
1975 ТЭД
1979 схема
1981 схема
1983 схема
Но прошло много времени и уже одно это требует обновления этих схем. Основные из них, прежде всего те, которые рассматривали комплексное использование бассейнов крупных рек, например, Амударьи, уточнялись последний раз в 80-е годы про42
шлого века, более 25 лет тому назад. В 90-е годы в развитие и дополнение к ним были
разработаны только схемы использования малых и средних рек, причем отдельно для
целей гидроэнергетики и ирригации.
Переработка таких схем требуется также потому, что вся их прежняя «идеология»
была основана на «покорении природы человеком», на максимальное развитие ирригации в Центральной Азии. Такой подход был всеми признан ошибочным и даже порочным уже во времена СССР – он привел к серьезному экологическому кризису в регионе и
гибели Аральского моря.
Объяснением (но не оправданием) такого подхода были общегосударственные, а
через призму их – региональные интересы единой страны, СССР – обеспечение ее хлопковой и продовольственной независимости.
После 1991 года кардинально изменилось и политическое и экономическое пространство в регионе Центральной Азии. Вместо одной страны появились пять независимых суверенных государств, вместо командно-административной системы управления –
рыночная экономика.
При этом региональные интересы в своем прежнем понимании просто перестали
существовать. На первый план вышли национальные интересы отдельных республик
[36]. Последние при этом определяются достаточно конкретно – они оформляются в виде концепций, стратегий, программ и планов, утверждаемых Правительствами стран.
В этих условиях региональный интерес, в отрыве от национальных, даже не поддается какому-либо конкретному определению. Он может быть определен только на основе последних, как их взаимовыгодное согласование – на основе межгосударственных
договоров, соглашений, контрактов. Но в любом случае первоначально должны быть
определены национальные интересы отдельных стран региона [26].
Чем конкретно отличаются региональные интересы времен СССР от современных
национальных интересов Таджикистана?
Как уже отмечалось, во времена СССР основным критерием комплексного использования водно-энергетических ресурсов была региональная (и общесоюзная) эффективность. При этом главным региональным приоритетом в Центральной Азии было
орошаемое земледелие, ориентированное, прежде всего на хлопковую независимость
Союза. В условиях исчерпания и даже дефицита водных ресурсов в бассейне Аральского
моря это требовало максимального регулирования стока (не только сезонного, но и многолетнего), что возможно только за счет строительства крупных водохранилищ.
Национальные интересы отдельных республик имели при этом подчиненное значение. Но даже в то время при строительстве гидроузлов, которые размещались, как
правило, в республиках верхнего течения рек – Таджикистане и Кыргызстане – обеспечивалось долевое участие Минводхоза СССР в целях удовлетворения интересов орошаемого земледелия республик низовьев рек – Казахстана, Туркменистана и Узбекистана.
Например, при общей стоимости строительства Рогунской ГЭС, утвержденной Приказом
Минэнерго СССР от 08. 02. 1991 г. №6 – 1700,842 млн. рублей, долевое участие Министерства водного хозяйства СССР составляло 297 млн. рублей, то есть 17,5%. Примерно
такое же, а иногда и большее, долевое участие водного сектора имело место и при со43
оружении других гидроузлов в Центральной Азии – Нурекского и Кайраккумского в Таджикистане, Токтогульского в Кыргызстане, Тюямуюнского, Тахиаташского и Чарвакского
в Узбекистане. Кроме того, уже после ввода в строй таких гидроузлов, во время их эксплуатации странам верховья представлялись компенсации в виде зимне-летнего обмена
электроэнергией и прямых поставок энергоносителей за работу их ГЭС в ирригационном
режиме. Это можно считать своеобразной платой за воду.
Сегодня, после обретения всеми республиками Центральной Азии независимости,
национальным интересом Таджикистана в области использования водно-энергетических
ресурсов является развитие гидроэнергетики. Уже сегодня Таджикистан имеет устойчивый дефицит электроэнергии в объеме 3-3,5 млрд. кВт·ч. в год при среднегодовом ее
производстве 15 млрд. кВт·ч. Этот дефицит является главным тормозом экономического
развития республики и, кроме того, причиной серьезных социально-экологических проблем. Сельские жители, составляющие более 70% населения страны, получая в осеннезимний период года электроэнергию только несколько часов в сутки, не имеют нормального доступа к услугам здравоохранения и образования. А при отсутствии других
энергоресурсов – газа, нефти, угля - для обогрева и пищеприготовления они вынуждены
вырубать лесонасаждения, что в свою очередь приводит к нарушению очень хрупкого
экологического равновесия.
В то же время Таджикистан не испытывает никакого дефицита водных ресурсов,
более того, они имеются в республике в избыточном количестве. Во времена СССР, при
максимальном развитии ирригации, водозабор в Таджикистане составлял 14 км 3 в год это около 20% от объема формирующегося в стране и 11% от среднемноголетнего стока
бассейна Аральского моря. За период 1990-2004гг. из-за снижения объема производства
и изменения структуры сельхозкультур произошло его еще большее сокращение - до
12,6 км³. При этом более 37% от забранной воды опять возвращается в водные источники в виде сбросных и коллекторно-дренажных вод и таким образом также может быть
использована нижерасположенными республиками. При доминирующем в республике
бороздковом способе орошения коэффициент полезного действия ирригационных систем в целом составляет 55,2%, то есть даже при таком незначительном использовании
водных ресурсов в Таджикистане имеются резервы их еще большего сокращения.
В Таджикистане имеется 9 эксплуатируемых водохранилищ общим объемом
15,34 км³, что составляет 13% среднемноголетнего стока рек бассейна Аральского моря.
Этого вполне достаточно для собственных потребностей. Поэтому если в Таджикистане и
существуют какие-либо проблемы использования водных ресурсов для ирригации, то это
не регулирование стока, а переброска водных ресурсов из одних районов в другие.
Именно для этих целей уже построены Дангаринский и Яванский туннели. Большой интерес имеет в этом отношении переброска реки Зеравшан в Ура-Тюбинскую зону, где
имеется более 70 тыс. га еще неосвоенных земель.
Но развитие гидроэнергетики и переброска речного стока не требуют строительство крупных водохранилищ с глубоким регулированием речного стока. Это хорошо показывает прошлый опыт. Когда в 30-50-е годы прошлого века в Республике началось
освоение гидроэнергоресурсов только в целях энергетики, то строились деривационные
44
Варзобский и Вахшский каскады ГЭС без водохранилищ. Не строятся ГЭС с водохранилищами и сегодня в ГБАО, где интересы ирригации незначительны. Объясняется все это
элементарно просто. Если в условиях дефицита воды, как ресурса для ирригации, требуется «беречь каждую ее каплю», что невозможно без строительства крупных резервуаров, то при огромных неосвоенных ресурсах гидроэнергетики Таджикистана, обеспечение ее национальных интересов возможно и при частичном (постепенном) освоении
гидроресурсов. Например, для ликвидации сегодняшнего дефицита электроэнергии в
объеме 3-3,5 ТВт·ч. в год достаточно дополнительно освоить менее одного процента
имеющихся ресурсов, составляющих 527 ТВт·ч. в год. Конечно, для этого совсем не обязательно строить крупные водохранилища, в крайнем случае, их сооружение (по одному
в верховьях каскадов ГЭС) можно отложить на более поздний срок.
Поэтому сегодня, в условиях дефицита электроэнергии, слабой национальной экономики и недостатка внутренних и внешних инвестиций, критериями использования
гидроэнергетических ресурсов, отвечающими национальным интересам Таджикистана,
могут быть только минимизация стоимости и сроков строительства объектов [33].
Что означает для Таджикистана такой переход к критериям национальных интересов? Рассмотрим в качестве примера вопрос освоения гидроэнергетических ресурсов
реки Вахш. Здесь, как и везде, в принципе, возможны два варианта. Один из них - строительство сверхвысоких плотин, типа Рогунской, высотой 300 – 350м. Второй – строительство более низких плотин. Конечно, высоту плотины нельзя уменьшать произвольно.
Существует нижний предел высоты, меньше которой плотину практически невозможно
построить. Как известно, для того чтобы построить в русле реки плотину, необходимо создать котлован и перепустить воду в туннели с помощью строительных перемычек, по
сути дела являющихся также плотинами, но упрощенной конструкции. Для того чтобы
пропустить расходы реки в туннели, строительные перемычки должны иметь определенную высоту. Для реки Вахш эта высота равна 35-40 м. естественно, что и сама плотина, построенная затем под защитой таких строительных перемычек не может быть ниже
самих этих перемычек. Из этих условий примем минимальную возможную высоту плотин в Вахшском речном бассейне равной 50 м. и все дальнейшие расчеты будем проводить в сравнении с этой минимальной высотой:
Н0 = 50 м.
В условиях горных каньонов плотины любой высоты подобны друг другу и представляют собой призмы, у которых нижнее ребро перпендикулярно верхнему. Объем
такой фигуры пропорционален кубу ее любого размера, в частности высоте12. В соответствии с этим можно записать:
H
VHi = VH0 × (H i )
3
0
где: 𝑉𝐻𝑖 - объем плотины, высотой Hi
𝑉𝐻0 - объем плотины, высотой H0
12
При этом сами объемы плотин, особенно при земляном их варианте могут быть очень значительными.
Например, объем Рогунской плотины, высотой 335 м. равен 62,5 млн. м3.
45
Как известно, мощность ГЭС определяется зависимостью:
N = 9.81QH
где: N – мощность ГЭС, кВт.
 - кпд ГЭС
Q – расход воды через ГЭС, м3/сек
Н – напор ГЭС, м.
Видно, что мощность ГЭС на одной и той же реке (Q = const) прямо пропорциональна напору, или практически равной ему высоте плотины. Но в то же время понятно,
что один и тот же энергетический эффект может быть достигнут как при строительстве
одной плотины большей высоты, так и при строительстве нескольких плотин меньшей
высоты, при условии:
Hi = nH0
где: n – количество плотин:
n = Hi/ H0
Таким образом, получим, что для достижения одинакового энергетического эффекта отношение объема одной высокой плотины к суммарному объему n плотин
меньшей высоты будет определяться уравнением:
VHi
Hi 2
=( )
∑ VH0
H0
где: ∑ 𝑉𝐻0 = n𝑉𝐻0
Соответствующий график показан на рис.12. Хорошо видно, что эффект уменьшения объемов работ при замене одной плотины большей высоты на несколько более низких плотин, при условии обеспечения равного энергетического эффекта может быть
очень существенным. Например, замена плотины высотой 350 метров на плотины высотой 100 метров уменьшает общий объем в 12 с лишним раз.
В такой же пропорции уменьшается и суммарная стоимость нескольких меньших
по высоте плотин по сравнению с одной высокой, точнее ее часть, относящаяся к прямым переменным затратам.
Очень важным дополнительным эффектом снижения высоты плотин является
также резкое уменьшение площади затопления. Площади отдельных водохранилищ F,
которые также, как и плотины, в общем случае подобны друг другу, пропорциональны
квадрату их высоты:
F  Н2
Поэтому, с учетом того, что для достижения одного и того же энергетического эффекта одна высокая плотина эквивалентна нескольким плотинам с той же самой суммарной высотой, будем иметь:
46
F Hi
Hi
=( )
∑ F H0
H0
где: ∑ 𝐹𝐻0 = 𝑛𝐹𝐻0
то есть площади затопления линейно уменьшаются с уменьшением высоты плотин.
Рис. 12. Рост суммарного объема плотин и прямых переменных
затрат на их возведения в зависимости от высоты
(при равном энергетическом эффекте)
рост объема и стоимости, разы
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
50
100
150
200
250
300
350
высота плотины, м.
Например, при уменьшении высоты плотины с 350 метров до 100 метров, при одном и том же энергетическом эффекте общая площадь затопления уменьшается в 3,5 раза. Это очень важный показатель. На него обращает особое внимание Мировой Банк13.
В то же время, при условии обеспечения одного и того же энергетического эффекта, другие элементы и сооружения ГЭС от высоты плотин, практически не зависят. Все
туннели, как строительные, так и эксплуатационные, как линейные сооружения пропорциональны высоте плотины в первой степени, поэтому их общая высота для нескольких
плотин будет та же самая, что и в варианте одной высокой плотины. Стоимости гидромеханического и электротехнического оборудования прямо пропорциональны их мощности, поэтому затраты на них также будут одни и те же для обоих вариантов.
Очень важным фактором являются также сроки строительства и ввода ГЭС в эксплуатацию. При уменьшении высоты плотин с одновременным увеличением их количества здесь достигается эффект даже больший, чем за счет уменьшения их объемов. Это
связано с тем, что срок строительства ГЭС, как правило, определяется сроком строитель13
DAMS AND DEVELOPMENT. A Nev Framework for Decision-Making. The Report of the World Cjmmission on
Dams. November 2000
47
ства плотины. Поэтому, даже при последовательном строительстве нескольких плотин
меньшей высоты срок строительства и пуск первой из них будет короче срока строительства одной высокой плотины пропорционально кубу отношения их высот. При параллельном, одновременном строительстве нескольких плотин этот эффект будет еще
больше.
Конечно, при варианте одной высокой плотины также возможно введение в
строй ГЭС отдельными очередями, на промежуточных напорах. Но для этого необходима
установка временного оборудования, которое в дальнейшем должно быть заменено на
постоянное. Это требует больших дополнительных затрат.
Большие преимущества имеет вариант меньших по высоте плотин и с точки зрения развития строительного комплекса Таджикистана. При таком подходе возможна организация каскадного строительства однотипных, во многом унифицированных гидроузлов, то есть по сути дела строительного конвейера. Снижаются также требования к основанию и материалам плотин. В результате вместо уникальных сооружений будут
строиться более простые, строительство которых доступно самой республике. Причем
такое строительство может стать массовым. Потенциальным гидроэнергетическим ресурсам Таджикистана, равным 527 млрд. кВт·ч. в год соответствует мощность 60,167 млн.
кВт [6]. Даже если принять, что из этой общей величины технически возможная и экономически целесообразная часть составляет только 50%, при существующих сегодня
удельных ценах строительства ГЭС равных 1500 долларов за один киловатт установленной мощности общая стоимость освоения доступных гидроресурсов будет равна 45
млрд. долларов. В таблице 18 приведены утвержденные Правительством Таджикистана
показатели инвестиционных возможностей и планируемый рост производства электроэнергии до 2015 года14.
Параметры экономического развития Республики Таджикистан
Таблица 18.
Показатели
2005г.
2010г.
2015г.
Объем внутренних инвестиций, млн. сомони
380,5
1319,8
1952,5
Объем иностранных инвестиций, млн. долл.
322,0
1156,5
1170,0
Производство эл. энергии на ГЭС, млн. кВт.ч.
14904
18165
25268
Видно, что даже в 2015 году общие инвестиционные возможности Республики не
будут превышать 3 млрд. долл. При этом общий объем освоения гидроэнергоресурсов к
этому времени не достигнет 5% от потенциальных. В этих условиях для реализации всей
программы развития гидроэнергетики, стоимостью 45 млрд. долл. потребуется не одно
десятилетие. В этих условиях создание, вернее воссоздание уже существовавшего в 6080-е годы прошлого века собственного гидростроительного комплекса будет не только
возможным, но и наиболее эффективным решением.
14
Программа экономического развития Республики Таджикистан на период до 2015 года, утвержденная
постановлением Правительства Республики Таджикистан от 1 марта 2004 года №86
48
Еще один важный момент перехода к плотинам меньшей высоте и их унификации
связан с оборудованием. В этом случае вместо именникового, изготавливаемого по индивидуальному заказу в единственном экземпляре гидромеханического оборудования
будет использоваться также более простое, типовое, выпускаемое серийно. Его выпуск
можно будет наладить в самом Таджикистане. Для реализации всей программы развития гидроэнергетики республики общая потребность в оборудовании ГЭС, единичной
мощностью 30-50 мВт. будет равна нескольким тысячам единиц. Это сделает его производство рентабельным, одновременно снизив цены. В 90-е годы прошлого века такая
попытка уже имела место на Чкаловском механическом заводе АО «Востокредмет». Она
не имела продолжения из-за отсутствия заказов.
Сделанный выше анализ показывает, что чем ниже плотина, тем выше экономический эффект от строительства ГЭС. Единственным ограничением при этом, как уже отмечалось выше, является пропуск строительных расходов. Но такой вывод справедлив
только для начальной стадии освоения гидроресурсов. В дальнейшем, при достаточной
степени их освоения возникнет необходимость регулирования стока реки с целью
наиболее полного его использования. Поэтому желательно уже в самом начале иметь
высоту строящихся плотин такой, которая бы позволяла решить этот вопрос автоматически, за счет постепенного увеличения объема водохранилищ по мере увеличения количества вводимых гидроузлов. То есть необходимо выбрать типовую высоту плотин таким
образом, чтобы к завершению полного освоения гидроресурсов реки общий объем создаваемых всеми этими плотинами водохранилищ был достаточен для необходимой
степени регулирования стока в интересах энергетики. Ниже рассматривается способ решения этой задачи на примере реки Вахш.
Общее количество плотин N, полностью использующих энергетические возможности
реки, то есть ее суммарный перепад равно:
N(Нпл) = ΣH/Нпл
где: ΣH – общий перепад высот реки от ее истока до устья,
Нпл – высота плотины.
Отсюда получим, что общее количество плотин, высотой Нпл, в бассейне реки будет равно:
Σ N(Нпл) = ΣΣH/ Нпл
где: Σ N(Нпл) – общее количество плотин на всех реках бассейна,
ΣΣH - суммарный перепад высот всех рек входящих в бассейн.
Так как полный объем одного водохранилища есть функция высоты плотины:
Wпл = f(Нпл)
то с учетом этого окончательно получим, что суммарный объем всех водохранилищ, с
плотинами высотой Нпл будет равен:
∑ 𝑊пл =
∑∑𝐻
𝑓(Нпл )
Нпл
Бассейн реки Вахш состоит из трех основных рек: реки Сурхоб, реки Обихингоу и
собственно реки Вахш, образующейся после их слияния. В основном все эти реки распо49
лагаются на территории Таджикистана. Кроме того, в гидрографическую зону бассейна
входит также территория Кыргызстана, где формируется 6,5% общего водного стока. Основные параметры всех трех составляющих реки Вахш приведены в таблице 19.
Морфометрические характеристики основных рек бассейна Вахша.
Таблица 19.
Куда впадает
Длина,
км.
Площадь
бассейна,
км2
Сурхоб
Вахш
146
7286
Высота над ур.
моря, м
исток
устье
1835
1163
Обихингоу
Вахш
196
6660
2960
1163
Амударья
378
25150
1163
332
Река
Вахш
Средний
уклон, %
4,6
9,2
В соответствии с этой таблицей имеем:
р.Сурхоб – ΣH = 682 м.
р. Обихингоу – ΣH = 1797 м.
р. Вахш – ΣH = 830 м.
Итого: – ΣΣH = 3299 м.
Полный объем одного водохранилища в бассейне р. Вахш примем по аналогу водохранилища Нурекской плотины. Соответствующая ей зависимость W = f(Н) имеет вид:
W(Нпл) = 0,00018805Н2 - 0,01316027Н + 0,24703906
Это дает возможность определить общий возможный объем всех водохранилищ
в бассейне реки при полном регулировании стока:
ΣΣW = (ΣΣН/Нпл)f(H)
Результаты этих расчетов суммарного объема водохранилищ Вахшского бассейна
показаны на рис. 13.
Этот график показывает, что, например, при высоте плотин 100 м. общий объем
всех водохранилищ в бассейне реки Вахш будет равен 28 км3.
Теперь определим, какой объем водохранилищ необходим для регулирования
стока. В идеальном случае полное регулирование стока должно выравнивать расходы
воды в реке, как в разрезе года, так и в многолетнем разрезе.
Рассмотрим сначала регулирование речного стока в многолетнем разрезе. На рис.
14 показана естественная изменчивость стока реки Вахш в створе Нурекской ГЭС. На оси
ординат на этом графике показаны отклонения годового стока от его среднемноголетнего значения. Можно отметить очень большой и неупорядоченный размах колебаний
стока за весь почти 75-летний период наблюдений: при среднемноголетнем объеме стока 20,18 км3 в год он равен 13 км3, то есть 65%.
Многолетнее регулирование речного стока должно нивелировать эти колебания,
то есть накапливая воду в многоводный год, использовать ее в маловодный. Для того,
чтобы определить, какой для этого нужен суммарный объем водохранилищ, перестроим
график рис. 14, и будем откладывать на оси ординат не частные разности отклонений го50
довых стоков от их среднемноголетнего значения, а их накопленную алгебраическую
сумму. Такой график показан на рис. 15.
Рис. 13. Суммарный полный объем водохранилищ бассейна р.Вахш
(р. Сурхоб, Обихингоу, Вахш) в зависимости от высоты плотин
60
55
50
45
ΣΣW = 0,001083H2 + 0,303749H - 14,521364
R2 = 0,999696
ΣΣW, км. куб.
40
35
30
25
20
15
10
5
0
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
Нпл -высота плотин, м
Рис. 14. Изменчивость стока реки Вахш за период 1932 - 2005 годы
8
4
2
0
-2
-4
-6
1932
1934
1936
1938
1940
1942
1944
1946
1948
1950
1952
1954
1956
1958
1960
1962
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
(Wгод - Wсредн), км3/год
6
годы
51
150
На графике рис. 15 очень хорошо выделяются несколько циклов: повышенной
водности - 1940÷ 1960г.г.; 1992÷2005г.г. и пониженной водности - 1960÷1992г.г. Причем
интересно, что в результате за весь 75- летний период наблюдений на реке Вахш завершился полный цикл и все вернулось в исходную точку.
График на рис. 15 показывает нам также максимальный объем водохранилищ,
необходимый для нивелирования многолетних колебаний стока р.Вахш. он равен 13,84
км3.
Рис. 15. Необходимый объем регулирование стока реки Вахш
15
13,848
сумма (Wгод - Wсредн) км3
10
5
0
-5
-10
-15
-15,484
1932
1934
1936
1938
1940
1942
1944
1946
1948
1950
1952
1954
1956
1958
1960
1962
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
-20
годы
Как уже отмечалось выше, для полного регулирования речного стока, кроме многолетних его колебаний, необходимо исключить также сезонные, зимне-летние. При
этом, так как мы уже учли многолетнюю составляющую колебаний стока, это необходимо выполнить по отношению к году средней водности. Гидрограф такого года показан на
рис. 16. Объем водохранилища, необходимый для выравнивания сезонных колебаний
равен объему стока, расположенному выше линии среднемноголетнего расхода. Он равен 6,997 км3
Складывая его с полученным ранее объемом, необходимым для многолетнего
регулирования стока, получим, что общий объем водохранилищ, необходимый для полного регулирования стока в бассейне реки Вахш равен:
Wполезный = 13,848 + 6,997 = 20,845 км3
52
Рис. 16. Среднегодовой гидрограф р.Вахш
1800
среднемесячный расход, м/сек
1600
1400
1200
1000
800
600
400
среднемноголетний расход
200
0
месяцы
Полученная величина относится к полезному объему водохранилища. Для
получения его полного объема к ней нужно добавить мертвый объем. Его величина, как
показывает рис. 17, для гидроузлов, построенных в регионе Центральной Азии, зависит
от высоты плотины, увеличиваясь с ростом ее высоты. Это объясняется используемым на
ГЭС оборудованием. Диапазон напоров, при которых они могут работать, не превышает
50-70 метров. Поэтому весь объем водохранилища, расположенного ниже этой отметки
не может использоваться для выработки электроэнергии и является мертвым объемом.
Как показывает график на рис. 17. доля мертвого объема водохранилища в его общем
объеме для плотин, высотой 100 метров равна 0,15, а для плотины, высотой 335 метров
возрастает до 0,4.
Этот факт опять говорит в пользу строительства плотин меньшей высоты, так как
мертвый объем в отличие от полезного является безвозвратным изъятием стока. Большой мертвый объем резко увеличивает время заполнение водохранилищ, то есть ввод
их в нормальную эксплуатацию. Именно по этой причине Токтогульское водохранилище
в Кыргызстане, объемом 19,5 км3 не могло быть наполнено в течении более, чем десять
лет.
Принимая для Вахшского каскада максимальную высоту плотин 100 метров, получим, что относительный мертвый объем для них будет не более 0,15.
В соответствии с этим, получим, что полезный объем водохранилищ, необходимый для полного регулирования стока бассейна реки Вахш должен быть равен:
Wполный = 1,15 Wполезный = 1,15 20,845 = 23,972 ≈ 24 км3
53
По графику на рис. 13 находим, что обеспечивающая такой объем водохранилищ
высота плотин равна 95 метров.
Рис. 17. Зависимость мертвого объема водохранилища
от высоты плотины
1
отношение мертвого объема к полному
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
50
100
150
200
250
300
350
высота плотины, м.
Водохранилища общим объемом 24 км3 смогут обеспечить 100-процентное, можно сказать абсолютное регулирование речного стока реки Вахш. На практике редко прибегают к такому полному регулированию. Обычно для многолетнего регулирования
ограничиваются 95-процентным регулированием. Необходимый для этого объем многолетней составляющей водохранилищ, согласно расчету, равен 10,35 км3. Также нет необходимости в полном выравнивании внутригодового стока. В Таджикистане именно в
летний период года, с наибольшими расходами воды в реке работают насосные станции
машинного орошения. Их общее потребление составляет порядка 15% от общегодовой
выработки всех электростанций республики. Поэтому сезонное регулирование можно
ограничить объемом водохранилищ, равным 50% полученной выше величины, то есть
3,5 км3. Вообще, с точки зрения максимизации выработки электроэнергии на ГЭС,
наиболее эффективная ее работа обеспечивается при постоянном поддержании максимального напора, то есть максимального уровня воды в водохранилище. А это соответствует работе ГЭС в естественном режиме реки, то есть вообще без регулирования15.
В итоге для этого варианта будем иметь:
Wполный, 90% = 10.35 + 3.5 = 13.8 км3
15
Норматов И. Ш. Петров Г. Н. Использование водных ресурсов Центральной Азии для ирригации и гидроэнергетики: конфликт интересов или взаимовыгодное сотрудничество. Водные ресурсы Центральной Азии.
Региональный научно-практический журнал. Душанбе, т.II, №2, 2005г.
54
В соответствии с графиком рис. 13, необходимая для этого высота плотин равна 75
метров.
Все рассчитанные выше объемы водохранилищ определены исходя из интересов
энергетики. Попробуем оценить, их с точки зрения потребностей национальной ирригации []7. Согласно расчетам, выполненным специалистами водного хозяйства республики
совместно с международными организациями «Для перспективного освоения всех пригодных к орошению земель в количестве 880 тыс. га, улучшения водообеспеченности
земель, а также перспективного развития других отраслей экономики необходимо довести общий объем водохранилищ до 31,0 км³, т.е. перспективный прирост должен составить 15,7км³»16. Учитывая, что объем стока реки Вахш (20 км3) составляет одну треть от
формируемого в республике речного стока (64 км3) и одну четвертую часть от располагаемого (80 км3), а общий возможный объем водохранилищ на нем равен 13,8 – 24 км3 при
высотах плотин 75 – 95 метров, можно с уверенностью сказать, что при распространении
такой же схемы строительства гидроузлов на других реках общий объем водохранилищ в
республике будет с большим запасом достаточен и для целей ирригации.
Все экономические оценки сделанные выше относятся к объемам – земляных работ, площадей затопления, и определяемым ими прямым переменным финансовым затратам. Не учитываются постоянные, накладные и неучтенные затраты также входящие в
общую сметную стоимость гидроузлов. В то же время наиболее интересно оценить экономический эффект снижения высоты плотин именно по отношению к общей сметной
стоимости гидроузла. Такую оценку можно сделать на примере Рогунского гидроузла.
Необходимые для этого стоимостные показатели приведены ниже.
Общая стоимость гидроузла
– 3269,3 млн. долл
из них:
затраты на подготовку зоны затопления – 1033 млн. долл.
затраты на строительство плотины
– 300 млн. долл.
В соответствии с полученными ранее оценками снижение высоты плотины с
335м., входящей в состав Рогунского гидроузла до 100 м., даст снижение стоимости:
-плотины в 12,25 раз с экономией 275,5 млн. долл,
-затрат по зоне затопления в 3,35 раза с экономией 724,6 млн. долл.
итого общий экономический эффект будет равен 1000,1 млн. долл, то есть 30,6% от общих затрат.
Сделанный анализ достаточно убедительно показывает эффективность снижения
высоты плотины – общие затраты при этом уменьшаются практически на одну треть по
сравнению с их первоначальной стоимостью. В таком подходе – разбиении общего
напора на ступени меньшей высоты, то есть уменьшении высоты плотины с сохранением
16
проект «Стратегия развития водного сектора Таджикистана» Министерство мелиорации и водного хозяйства Республики Таджикистан, Офис ПРООН в Республике Таджикистан, Исполнительный Комитет
Международного Фонда спасения Арала. Душанбе, март 2006г.
55
общего напора за счет увеличения их количества - нет ничего принципиально нового.
Именно такой вариант был использован при проектировании Сангтудинской ГЭС, когда
первоначально рассматриваемый гидроузел был разбит на две ступени – Сангтудинские
ГЭС 1 и 2. И сегодня, как и раньше, это решение признается правильным и эффективным,
особенно с экологической точки зрения.
Выполненный в настоящем разделе анализ рассматривает только общие принципы и подходы. Конкретные схемы размещения гидроузлов, конечно, должны учитывать
также и другие важные факторы – природно-топографические и геологические условия,
территориальное размещение производительных сил, состояние инфраструктуры, экологические и социально-экономические особенности района строительства и многое другое. Это показывает острую необходимость разработки сегодня в Таджикистане «Схемы
комплексного использования и интегрированного управления водно-энергетическими
ресурсами», как реки Вахш, так и других речных бассейнов, или на первом этапе хотя бы
Общих положений таких схем использования. Эта работа осень сложная, большая и многоплановая. Поэтому к ее выполнению необходимо привлечь все имеющиеся в Республике (а может быть и зарубежные) профессиональные институты, Министерства и ведомства.
Представляется, что при этом особое внимание должно быть уделено собственному развитию энергокомплекса за счет внутренних инвестиций. Но ориентация на
национальные интересы не говорит о необходимости какой-то изоляции Таджикистана.
Таджикистан всегда выражал и выражает готовность к тесному и плодотворному сотрудничеству с другими странами и, прежде всего, с государствами Центральной Азии. Безусловно, республика должна при разработке и реализации программы развития гидроэнергетики учитывать интересы ирригации и экологии соседних стран. Не отказывается
Таджикистан и от строительства сверхвысокой Рогунской плотины на реке Вахш. Но учет
интересов других государств должен строиться на взаимовыгодных основах, с компенсацией с их стороны всех связанных с этим дополнительных затрат.
56
4. Стоимость строительства ГЭС и тарифы на
электроэнергию.
Без конкретных проектных проработок, калькуляции затрат и составление СФР,
сделать оценку стоимости строительства ГЭС можно только по имеющимся аналогам.
К сожалению, последний анализ стоимостных показателей ГЭС Центральной Азии
был сделан только в 1980-е годы прошлого века. Его результаты приведены в таблице 20
и показаны на рис. 18. Средняя стоимость ГЭС согласно этим данным составляет в ценах
1984 г. 352.7 руб/кВт, при среднеквадратическом отклонении 92.1 руб/кВт.
Удельная стоимость ГЭС Центральной Азии в ценах 1984 г.
уд. капвложения
на 1 кВт, руб
ГЭС
река
уд. капвложения
на 1 кВт, руб
Таблица 20.
331
Рогунская
Вахш
279
Пскем
422
Шуробская
Вахш
286
Муллалакская
Пскем
519
Байпозинская
Вахш
274
Туполангская
С-дарья
250
Сангтудинская-1
Вахш
340
Курпсайская
Нарын
226
Сангтудинская-2
Вахш
317
Ташкумырская
Нарын
388
Сангворская
Обихингоу
300
Шамалдысайская
Нарын
420
Кафтаргузарская
Обихингоу
295
Камбаратинская-1
Нарын
340
Н.Кафирниганская
Кафирниган
240
Камбаратинская-2
Нарын
372
Даштиджумская
Пяндж
275
Камбаратинская-3
Нарын
402
Тургеньаксуйская-1
Тургень
425
Карабулакская
Нарын
517
Тургеньаксуйская-2
Тургень
541
ГЭС
река
Газалкентская
Чирчик
Пскемская
После этого, оценка стоимости ГЭС в горных районах Таджикистана сделана только в 2006 г. Китайской корпорацией SINOHYDRO LYD для Яванской ГЭС ра р. Зеравшан,
мощностью 150 МВт. Она составляет 1725 долл/кВт.
Более точную оценку стоимости строительства на сегодняшний день можно получить на основании СНиП 5.01.06-86 – норм расхода материалов, изделий и труб на один
57
миллион рублей сметной стоимости строительно-монтажных работ по объектам гидроэнергетики и СНиП IV-4-82, части I и II сборника средних районных сметных цен на материалы, изделия и конструкции. С их помощью определяется общая потребность в материальных ресурсах и их стоимость в ценах 1984 г., то есть на тот период, для которого
имеются оценки стоимости строительства ГЭС Центральной Азии, приведенные в таблице 20 и на рис. 18.
Для этих же объемов материальных ресурсов определялись их цены и общая стоимость 1999 г. (в ценах 1996) и 2008 годов – в долларах США.
В результате были рассчитаны коэффициенты удорожания, связанные с материально-техническими ресурсами (таблица 21).
Учитывая, что стоимость основных материалов и изделий составляет более 60% от
общей стоимости СМР, а остальные элементы затрат: оборудование, эксплуатация машин и механизмов, электрическая энергия, также напрямую определяются материальными затратами, эти коэффициенты могут быть отнесены также к удорожанию всей
стоимости ГЭС.
Рис. 18. Обеспеченность стоимости ГЭС Центральной Азии,
в ценах 1984 г.
550
удельная стоимость, руб/кВт
500
450
400
350
300
250
200
0
5
10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100
обеспеченность,%%
С учетом того, что известен также индекс удорожания строительства ГЭС 1991 года по отношению к 1984, в таблице 22 и на рис. 19 показана общая динамика удорожания строительства ГЭС в Центральной Азии с 1984 года по настоящее время.
58
Расчет удорожания строительства ГЭС на р. Обихингоу
Таблица 21
ед.
изм.
объем
Сталь класса А-I и марки Ст3
тонн
266
1984 г. руб.
ед.
всего
211.0
56126
Цемент, М-400
тонн
наименование материалов
Лесоматериалы круглые
стоимость
1999 г. долл.
ед.
всего
636.0
169176
2008 г. долл.
ед.
всего
850.0
226100
985
36.8
36248
73.0
71905
197.5
194538
3
820
104.0
85280
180.0
147600
310.0
254200
2
м
Стекло оконное
м
239
1.3
304
17.5
4183
6.5
1554
Линолеум (рулоны и плитки)
м2
15
2.5
37
15.0
225
8.0
120
м
178
5.7
1015
6.0
1068
9.8
1736
тонн
48
531.0
25488
436.0
20928
1052.5
50520
Олифа
кг
392
1.8
706
6.5
2548
1.5
588
Белила густотертые
кг
286
0.7
209
7.0
2002
2.2
615
6100
0.6
3538
4.0
24400
10.1
61610
5300
0.3
1696
3.0
15900
8.2
43460
м
9
16.0
144
84.0
756
160.0
1440
тыс. шт.
135
41.8
5643
89.0
12015
158.0
21330
2
Плитки керамические
Нефтебитум
Листы асбестоцементные
Материалы рулонные кровельные
тыс. плит
тыс. м
2
3
Минеральная вата
Кирпич строительный
3
Камень бутовый
м
7378
9.1
66918
4.4
32463
10.7
78576
Щебень и гравий
м3
10843
6.8
73299
4.4
47709
158.0
1713194
м
4523
7.9
35641
4.4
19901
171.5
775695
Известь
тонн
34
35.9
1221
41.5
1411
158.0
5372
Трубы стальные,
тонн
1065
210.0
223650
802.0
854130
8.5
9053
м. труб
81
3.8
308
2.5
203
32.9
2665
Песок строительный природный
Трубы и муфты асбестоцементные
ИТОГО
3
617470
59
1428523
3442363
удорожание
1999 г. к 2008 г. к
1984 г.
1984 г.
2.31
5.57
Рис. 19. Динамика изменения удельных цен на строительство ГЭС
во времени
удорожание по отношению к ценам 1984 г, разы
7
6
5
4
3
2
1
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
годы
Повышение цен на строительство ГЭС во времени
Таблица 22.
год
1984
1991
1999
2008
Коэффициент удорожания строительства ГЭС
1.0
1.48
2.31
5.57
В общем случае, экономическая эффективность проектов электростанций определяется соотношением затрат на строительство, определенных выше и прибыли от реализации электроэнергии, определяемой тарифами на электроэнергию и себестоимостью ее
производства. Определим, какими должны быть тарифы, для того, чтобы проекты ГЭС,
являющиеся базой энергетики Таджикистана, были прибыльны (окупаемы) в современных экономических условиях.
Ранее было получено общее уравнение, определяющее условия экономической
эффективности, которому после некоторых преобразований можно придать вид:
pуд
Чt 2 (qt2 − qt1 )
=
(т − с)
(1 − qt2 )
𝑝уд - удельная стоимость строительства электростанций, долл/кВ
t2 - общий срок строительства электростанций,
t1 - общий срок окупаемости проекта (жизненный цикл)
т – тариф на электроэнергию,
с – себестоимость электроэнергии,
Ч – число часов использования установленной мощности ГЭС в год
60
Рассмотрим два варианта проектов ГЭС со следующими параметрами, приведенными в таблице ниже:
1-й вариант
2-й вариант
t2, лет
5
1
t1, лет
15
15
с, долл/кВт·ч
0.005
0.005
Ч, часов/год
4000
8000
Первый вариант соответствует параметрам средних и крупных ГЭС, с максимальной мощностью, обеспечивающей экономически эффективное развитие энергетики Таджикистана.
Второй вариант соответствует параметрам малых ГЭС, максимально использующим
технические возможности оборудования и возводимым в минимально возможные сроки.
Сравнение этих вариантов, кроме всего прочего, позволит выявить те резервы эффективности, которые сегодня существуют в гидроэнергетике республики.
С учетом того, что в каждом из рассмотренных двух вариантов значения «t1», «t2»,
«Ч», принимаются постоянными, правая часть предыдущего уравнения становится функцией только одного параметра «q». Обозначив ее f(q), получим явную функцию для расчета тарифов на электроэнергию для рассматриваемых случаев:
Руд
т=с+
f(q)
Соответствующие расчеты приведены в таблицах 23 и 24 и показаны на рис. 20 и
21.
Тариф на электроэнергию для разных q и Руд. 1-й вариант
Таблица 23.
q
0.99
0.97
0.95
0.93
0.91
0.89
0.87
0.85
500
0.018
0.021
0.023
0.026
0.030
0.034
0.038
0.044
900
0.029
0.033
0.038
0.043
0.049
0.057
0.065
0.075
1300
0.040
0.046
0.052
0.060
0.069
0.080
0.092
0.106
1700
0.051
0.058
0.067
0.077
0.089
0.103
0.119
0.138
2100
0.062
0.071
0.082
0.094
0.109
0.126
0.146
0.169
2500
0.072
0.083
0.096
0.111
0.128
0.149
0.172
0.200
2900
0.083
0.096
0.111
0.128
0.148
0.172
0.199
0.231
3300
0.094
0.108
0.125
0.145
0.168
0.195
0.226
0.263
Руд
61
Тариф на электроэнергию для разных q и Руд. 2-й вариант
Таблица 24.
q
0.99
0.97
0.95
0.93
0.91
0.89
0.87
0.85
500
0.010
0.011
0.011
0.012
0.013
0.015
0.016
0.017
900
0.014
0.015
0.017
0.018
0.020
0.022
0.025
0.027
1300
0.018
0.019
0.022
0.024
0.027
0.030
0.033
0.037
1700
0.021
0.024
0.027
0.030
0.034
0.038
0.042
0.047
2100
0.025
0.028
0.032
0.036
0.040
0.045
0.051
0.057
2500
0.029
0.033
0.037
0.042
0.047
0.053
0.059
0.066
2900
0.033
0.037
0.042
0.048
0.054
0.061
0.068
0.076
3300
0.037
0.042
0.047
0.054
0.061
0.068
0.077
0.086
Руд
Рис.20. Минимальный тариф, обеспечивающий экономическую
эффективность строительства ГЭС. 1-й вариант
0.30
0.20
0.10
уд. Стоимость
строительства, долл/кВт
0.15
2900
2300
0.05
1700
коэффициент дисконтирования, q
62
500
0.85
0.86
0.87
0.88
0.89
0.9
0.91
0.92
1100
0.93
0.94
0.95
0.96
0.97
0.98
0.00
0.99
тариф, долл/кВт.ч
0.25
Рис. 21. Минимальный тариф, обеспечивающий экономическую
эффективность строительства ГЭС. 2-й вариант
0.090
0.070
0.060
0.050
0.040
0.030
уд. Стоимость
строительства, долл/кВт.ч
тариф, долл/кВт.ч
0.080
2900
2300
0.020
0.010
1700
500
0.85
0.86
0.87
0.88
0.89
0.9
0.91
0.92
1100
0.93
0.94
0.95
0.96
0.97
0.98
0.99
0.000
коэффициент дисконтирования, q
С учетом этих данных на рис. 22 и 23 получены функциональные зависимости тарифов на электроэнергию, обеспечивающих экономическую эффективность проектов ГЭС
и окупаемость их в течении 15 лет после начала строительства станций:
1-й вариант (Ч = 4000 час/год, t2 = 5 лет):
т = (0.1357478437q2 - 0.28507318622q + 0.15194295577)руд + 0.5
2-й вариант (Ч = 8000 час/год, t2 = 1 год):
т = (0.0270864375- 0.0604626975q + 0.0342777483)S + 0.5
С использованием этих формул на рис. 24 и 25 показаны графики зависимости тарифов на электроэнергию в зависимости от коэффициентов дисконтирования и удельной
стоимости строительства для двух рассматриваемых вариантов.
Можно отметить, что при сложившихся сегодня средних ценах на строительство
ГЭС ~ 2000 долл/кВт и коэффициенте дисконтирования «q» = 0.9, окупаемость проектов
крупных ГЭС будет достигаться только при тарифах на электроэнергию 10 и более центов
за один киловатт·час. Для средних и малых ГЭС соответствующие тарифы существенно
ниже и равны 4 цент/кВт.ч.
Это еще раз показывает большую эффективность для сегодняшних условий Таджикистана строительства малых и средних ГЭС по сравнению с крупными. Общий график,
показывающий интегральный эффект малых ГЭС по отношению к крупным для значения
«q» = 0.90 приведен на рис. 26. Для других значений «q», как показывают расчеты, эффект аналогичен.
63
Рис. 22. Зависимость окупаемого тарифа от коэффициента
дисконтирования и удельной стоимости ГЭС: ц = (q, pуд).
1-й вариант.
0.0065
ц = аpуд + с
a =[f(q)]-1
0.0060
а = 0.1357478437q2 - 0.2850731862q+ 0.1519429557
R² = 1.000
коэффициент "а"
0.0055
т = (0.1357478437q2 - 0.28507318622q + 0.15194295577)руд + 0.5
0.0050
0.0045
0.0040
0.0035
0.0030
0.87
0.88
0.89
0.9
0.91
0.92
0.93
0.94
0.95
0.96
0.97
коэффициент дисконтирования "q"
Рис. 23. Зависимость окупаемого тарифа от коэффициента
дисконтирования и удельной стоимости ГЭС: ц = (q, pуд).
2-й вариант.
0.0022
ц = аpуд + с
a = f(q)
0.0020
коэффициент "а"
a = 0.0270864375q2 - 0.0604626975q+ 0.0342777483
R² = 1.000
0.0018
т = (0.0270864375- 0.0604626975q + 0.0342777483)Руд+ 0.5
0.0016
0.0014
0.0012
0.0010
0.87
0.88
0.89
0.9
0.91
0.92
0.93
0.94
коэффициент дисконтирования "q"
64
0.95
0.96
0.97
1.00
Рис. 24. Тарифы окупаемости для разных значений "q" и "pуд".
1-й вариант
0.95
"q"
0.90
0.85
0.80
0.75
т = 4 цент/кВт.ч
т = 5 цент/кВт.ч
т = 6 цент/кВт.ч
т = 7 цент/кВт.ч
т = 8 цент/кВт.ч
т = 9 цент/кВт.ч
т = 10 цент/кВт.ч
0.70
Удельная стоимость ГЭС, "pуд", долл/кВт
1.00
Рис. 25. Тарифы окупаемости для разных значений "q" и "pуд".
2-й вариант.
0.95
0.90
0.85
0.80
"q"
0.75
т=1.5 цент/кВт·ч
т=2 цент/кВт·ч
т=3 цент/ кВт·ч
т=4 цент/ кВт·ч
т=5 цент/ кВт·ч
т=6 цент/ кВт·ч
т=7 цент/ кВт·ч
т=8 цент/ кВт·ч
т=9 цент/ кВт·ч
т=10 цент/ кВт·ч
0.70
0.65
0.60
0.55
0.50
0.45
0.40
0.35
Удельная стоимость ГЭС, "pуд", долл/кВт
65
Рис. 26. Экономический эффект от сокращения срока строительства
и увеличения числа часов использования оборудования ГЭС.
"q" = 0.90
2.9
окупаемый тариф, долл/кВт.ч
0.16
2.8
0.14
2.7
0.12
0.10
2.6
0.08
2.5
0.06
2.4
0.04
2.3
0.02
0.00
2.2
Руд, удельная стоимость ГЭС, долл/кВт
66
экономический эффект, разы
0.18
5. Тарифная политика и социально-экономические
условия
В Таджикистане постоянно растет дефицит электроэнергии. В середине 90-х годов
прошлого века он был равен 1,5 млрд. кВт·ч в год. Сегодня уже называют величину 3,5-4,5
млрд. кВт·ч. При этом больше всего страдает от этого население. В большинстве сельских
районов, а в них проживает около 70% населения страны, электроэнергия подается зимой, в наиболее холодный период года, всего несколько (4-6) часов в сутки.
Не оспаривая сам факт тяжелого, даже тяжелейшего положения населения с обеспечением электроэнергией, попробуем объективно разобраться с этим вопросом. Это
нужно для того, чтобы выявить причины такого кризисного положения и найти пути выхода из него [29].
В экономике, а энергетика является частью экономики любого государства, более
того, ее базой, дефицитом называется превышение спроса над предложением. При этом
под спросом подразумевается платежеспособный спрос.
Но в Таджикистане, начиная со второй половины 90-х годов, оплата электроэнергии потребителями была всегда меньше 100% (таблица 25).
Оплата электроэнергии потребителями в Таджикистане
Таблица 25.
Год
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2007
2008
оплаты
30,5
30,6
71,2
51,9
66,8
98,4*
78,3
83,6
96.7
83,5
%
 за счет оплаты предыдущих долгов ТАДАЗом – 113,3%
Поэтому с позиций рыночной экономики все это время в Таджикистане имеет место превышение производства (предложения) электроэнергии над ее платежеспособным
потреблением (спросом), то есть не дефицит, а перепроизводство [28].
В тоже время само потребление населением электроэнергии в последние годы
резко, в 5-6 раз, выросло по сравнению с относительно благополучным концом 80-х годов
(таблица 26 и рис. 27).
Потребление электроэнергии и тарифы в Таджикистане
Таблица 26.
1980
1990
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2007
2008
0,84
3,62
3,84
4,43
4,65
4,49
3,97
4,56
4,43
3,33
2,88
Тариф,
цент/кВт.ч.
3,20
0,07
0,08
0,05
0,21
0,08
0,11
0,10
0,27
0,56
1,08
Отпуск,
ТВТ.ч
14,9
12,9
12,9
12,5
13,3
12,2
12,2
12,9
13,4
14,0
12,6
Тариф,
цент/кВт.ч.
1,08
0,56
0,71
0,36
0,47
0,25
0,29
0,32
0,51
0,65
1,18
Потребители
Население
Всего
(средн)
Год
Отпуск,
ТВТ.ч
67
Рис.27. Динамика тарифов и потребления
электроэнергии населением
потребление (ТВт.ч.), тариф (цент/кВт.ч.)
5.0
4.5
4.0
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
годы
Динамика потребления
Динамика тарифов
Рис. 28. Потребление электроэнергии населением Таджикистана
500
450
потребление, млн. кВт.ч.
400
350
300
250
200
150
100
50
0
2003г
2002г
2001г
1989г
При этом не подтверждается часто высказываемый тезис о том, что резкий рост
потребления электроэнергии связан с отсутствием необходимого доступа населения к
другим энергоресурсам, необходимым для отопления – углю, нефти, газу. Как видно на
68
рис. 28, резкий рост потребления электроэнергии в последние годы наблюдается не только в зимний период, но и летом, когда отопление не требуется [14].
Анализ показывает очень четкую связь между потреблением электроэнергии в Таджикистане и ее тарифом (рис. 29).
Рис. 29. Эластичность спроса на эл.энергию по тарифу
(для населения)
3.5
потребление, Э, ТВт.ч. в год
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
5.0
тариф, т, цент/кВт.ч.
В соответствии с этим графиком, эластичность спроса на электроэнергию по ее
цене равна:
dЭ dT
⁄ = 1.9598
Э T
В рыночной экономике высокой эластичностью спроса, обеспечивающей регулирующую способность ее потребления считается эластичность, равная единице. Эластичность электроэнергии по ее цене в Таджикистане в два раза выше. Это показывает, что
кардинальным способом ликвидации дефицита электроэнергии в республике является
повышение цены, тарифа [34, 35].
Рассмотрим теперь другие возможные варианты ликвидации дефицита электроэнергии [15]. Одним из них является использование других альтернативных источников
энергии. В отличие от большинства других стран мира, такими альтернативными источниками энергии в Таджикистане являются уголь, нефть, газ и уже только после них – энергия
солнца, ветра, биогаза. Использование этих энергоносителей в быту, безусловно, необходимо и оправдано. И нельзя сказать, что они сегодня недоступны населению. Уголь и
69
баллонный газ сегодня имеются в свободной продаже1. Но эквивалентные цены на них
значительно выше цены на электроэнергию. Например, цена угля для населения сегодня
в Таджикистане 100 долларов за тонну, что соответствует 4 центам за киловатт-час, что в
3-4 раза выше сегодняшней стоимости электроэнергии. Такая же ситуация и с газом. При
его цене 240 долларов за 1000 м3, стоимость получаемого из него условного киловаттчаса равна 8 центов.
Поэтому население использует эти энергоносители не наряду с электроэнергией, а
только в крайнем случае, при полном отсутствии последней.
Отсюда ясно, что реальное вовлечение в оборот альтернативных источников энергии – угля и газа будет возможно только при выравнивании их стоимостей с электроэнергией. Так как угольная и газовая отрасли сегодня работают уже в рыночных условиях и
снижение цен на их продукцию вряд ли возможно, единственным вариантом остается повышение тарифов на электроэнергию.
Можно также отметить, что часто высказываемая точка зрения, что имеющая сегодня интенсивная вырубка населением древесных насаждений связана с отсутствием других энергоресурсов, в свете вышеизложенного, с экономической точки зрения является
несостоятельной. Вырубка лесов и кустарников объясняется не отсутствием доступа населения к углю и газу, они, как говорилось выше, как раз доступны, а их более высокой ценой. Лесонасаждения сегодня вообще бесплатны и именно это и приводит к их вырубке2.
Еще одним способом ликвидации дефицита электроэнергии может быть импорт ее
из соседних стран. Такая возможность, с точки зрения наличия в этих странах свободных
мощностей, сегодня вполне реальна – свободные мощности есть в Туркменистане. Но такой импорт возможен, только если тариф на электроэнергию в Таджикистане будет не
меньше, чем в странах-экспортерах, так как Госэнергокомпания Таджикистана не может
продавать электроэнергию дешевле, чем она ее будет покупать, в противном случае она
обанкротится.
Сегодня тарифы на электроэнергию в соседних странах региона Центральной Азии
равны 2.0÷2.5 цент/кВт·ч. (таблица 28), а с учетом стоимости транзита ее цена будет равна
3.0÷3.5 цент/кВт·ч., при тарифе в Таджикистане – 1.0 цент/кВт·ч. Таким образом и этот вариант возможен только при повышении в Таджикистане тарифа на электроэнергию.
Конечно, решение проблемы дефицита электроэнергии возможно также за счет
строительства новых электростанций - в Таджикистане, прежде всего, ГЭС. Такое строительство возможно в двух вариантах – или за счет собственных средств (прибыли энергосистемы) или за счет привлечения иностранных инвестиций. Но оба этих варианта возможны также только за счет повышения тарифов на электроэнергию. Строительство новых ГЭС за счет собственных средств возможно уже при тарифе 1,5-2,0 цент/кВт·ч. Если же
новые ГЭС будут построены за счет иностранных инвестиций (неважно, в виде их соб-
1
Дефицит природного газа, в основном импортируемого из Узбекистана, сегодня также как и в случае с
электроэнергией, связан с его неоплатой потребителями.
2
Поэтому для защиты лесонасаждений от вырубки необходимо не увеличение поставок других энергоносителей (они на рынке есть), а повышение цены на сами лесонасаждения, хотя бы в виде штрафов за незаконные порубки.
70
ственности или в виде кредитов республике), то себестоимость их электроэнергии будет
не ниже 3-4 цент/кВт·ч.
И, наконец, ликвидировать, или, во всяком случае, существенно сократить дефицит
электроэнергии, как показывает мировая практика, можно за счет энергосбережения. Но
реализация программ энергосбережения возможна или за счет прямого увеличения тарифов, что заставит потребителей экономить подорожавшую электроэнергию, или за счет
внедрения энергосберегающих технологий, которые требуют больших финансовых вложений на всех уровнях, что также равносильно росту тарифов.
Естественно, все вышеизложенные рассуждения относятся также и к развитию
энергосистемы – любое развитие ее возможно только при увеличении сегодня существующих тарифов.
Таким образом, как ликвидация дефицита электроэнергии во всех возможных вариантах и нормальная эксплуатация энергосистемы, обеспечивающая ее надежность и
безопасность, так и любое дальнейшее развитие энергосистемы однозначно требуют повышения сегодня существующих в Таджикистане тарифов на электроэнергию.
К этому нужно заметить, что существующая сегодня в республике ситуация сдерживания роста тарифов на электроэнергию является в значительной мере искусственной.
И связана она как раз с потреблением электроэнергии населением. Как показано выше,
сегодня по данным Госэнергокомпании потребление населением электроэнергии резко, в
3÷5 раз выше, чем в 80-е годы (рис. 28). Такой рост потребления довольно сомнителен,
тем более что эти данные получены при отсутствии надежного учета электропотребления1. В реальном бытовом секторе этот искусственный резкий рост электропотребления
объясняется, скорее всего, тем, что в потребление населения сегодня включается также
большой объем потерь (технических и коммерческих2).
Госэнергокомпания Таджикистана во все последние годы официально показывает
величину потерь 15-16%. В действительности она, по-видимому, значительно выше3. По
опыту Кыргызстана можно с достаточной долей уверенности предположить, что величина
неучтенных потерь, относимых на население может сегодня достигать 30%, то есть 4-5
млрд. кВт·ч. в год. Но, как поется в известной песне «кто-то теряет, кто-то находит». Не являются ли и сегодня в Таджикистане низкие тарифы результатом лоббирования тех групп,
которые «находят» эту «бесплатную» электроэнергию и в результате у Госэнергокомпании нет средств даже на организацию надежного учета потребления электроэнергии.
Основным аргументом противников повышения тарифов на электроэнергию является бедность населения республики. При этом они ссылаются на то, что даже сегодня
население частично не оплачивает электроэнергию, а после повышения цен на нее она
вообще будет недоступна населению.
1
Даже технические возможности такого роста электропотребления вызывают сомнение. Внутренние электрические сети для электроснабжения бытового сектора проектировались и строились в 70 и 80-е годы
прошлого века и с тех пор не реконструировались. Они просто не могут пропустить пятикратную по сравнению с проектной , нагрузку.
2
В переводе на простой язык, коммерческие потери это просто хищение электроэнергии.
3
Например, в конце 90-х годов в Кыргызстане наладили эффективный учет потерь и они оказались равными
45%. К сегодняшнему времени, в результате огромных усилий их удалось снизить до 25%. Мы находимся сегодня в той же ситуации в которой находился Кыргызстан до учета потерь.
71
При этом непонятно, почему бедность населения распространяется только на электроэнергию. Все другие товары и услуги в Таджикистане уже давно вышли на рыночный
уровень цен даже по сравнению с одним из самых дорогих городов мира – Москвой, и не
стали при этом недоступны для населения.
Что же касается сегодняшней неоплаты населением электроэнергии, то она вообще не может быть объяснена разумными причинами. При общем потреблении населением в последние 8 лет в среднем 4,3 млрд. кВт·ч. в год, численности населения республики
7.5 млн. человек, тарифе 1.0 цент/кВт·ч. и коэффициенте семейственности 5, затраты одной семьи на электроэнергию в месяц равны:
чел
4.3 млрд. кВт ∙ ч × 5 семья × 1.0цент/кВт ∙ ч
7.5 млн. чел × 12 месяцев
= 2.4 долл/месяц
По отношению к средней зарплате в 2006 году 31,2 долл./месяц это всего 7.6%. Конечно, сегодня платежеспособность населения позволяет осуществить такие траты. В качестве примера можно привести уже существующую практику самообеспечения населения электроэнергией путем строительства микроГЭС и покупки ДЭС. Обследование, проведенное в рамках проектов АБР, показало, что в таких случаях каждая семья оплачивает
эксплуатацию МГЭС в размере 5 сомони в месяц. А, например, жители кишлака Новокандоз Варзобского района, полностью лишенные доступа к централизованному электроснабжению, вынуждены были приобрести миниДЭС, только топливная составляющая стоимости электроэнергии от которой равна 25 цент/кВт·ч. Конечно при такой цене электроэнергия используется жителями этого кишлака крайне экономно, только на самые насущные нужды. Это можно назвать крайней степенью энергосбережения.
К этим расчетам нужно также добавить, что принятая сегодня в Таджикистане
оценка степени бедности населения также несколько условна. Она базируется на величине ВВП на душу населения, подсчитываемой официальной статистикой по банковскому
курсу национальной валюты к доллару США: 360 долларов на душу населения в 1994 году
и 169 долл. в 2001г.
В мировой практике, в отличие от этого оценки уровня жизни населения проводятся по паритету покупательной способности (ППС), что дает для стран с переходной
экономикой, к которой относится Таджикистан, существенно отличающиеся результаты:
для 1994г. – 970 долларов на человека, для 2001г. – 1170 долларов. Видно, что они очень
существенно, в 2,7-6,9 раз отличаются от данных официальной статистики1.
И дело не только в том, что ППС более объективно оценивает реальный уровень
жизни населения, так как учитывает не только величину дохода, но и сравнительные цены
на товары и услуги. Приведенные выше данные официальной статистики просто дискредитируют современную политику Таджикистана. В результате огромных усилий Правительства в период, начиная со второй половины 90- годов республика добилась полити1
Кроме того, необходимо учесть, что в официальной статистике при учете уровня бедности не учитывается
вклад трудовой миграции, который равен нескольким годовым бюджетам республики и составляет весьма
существенную часть ВВП.
72
ческой стабильности, оздоровления экономики и заметного роста уровня жизни населения. Эти результаты видны невооруженным глазом. Данные же официальной статистики
говорят, что в этот период произошло снижение уровня жизни населения (ВВП на душу
населения) более чем в два раза, то есть по сути дела деградация национальной экономики.
Можно предположить, что за всем этим стоит искреннее желание некоторых чиновников от статистики искусственно повысить существующий в республике уровень бедности с целью получения большей помощи от мирового сообщества. По этому поводу
можно отметить, что сегодня Таджикистан уже достаточно прочно встал на ноги и ему
требуется не столько гуманитарная и грантовая помощь, эта международная милостыня, а
нормальные внешние инвестиции.
В тоже время опасения, что повышение тарифов на электроэнергию может привести к социальной напряженности не имеют под собой серьезных оснований. Наоборот,
введение рыночных цен на электроэнергию будет иметь положительный эффект. Для доказательства этого можно привести пример хлебного рынка. Можно вспомнить, что в
начале 90-х годов прошлого века, уже после обретения независимости республики, цены
на хлеб жестко регулировались государством. И ситуация была просто критической, значительно более тяжелой чем сейчас в электроэнергетике. Также и уровень жизни населения был в то время значительно более низким, чем сейчас. Тогда противники введения
рыночных цен на хлеб даже пугали голодом. Но Правительство Таджикистана проявило
волю и ввело свободные цены на хлебопродукты. И это сразу же решило хлебную проблему, ситуация на хлебном рынке с тех пор нормальная.
Можно с уверенностью сказать, что и введение рыночных отношений в электроэнергетике будет иметь такой же положительный результат.
Закреплению нерыночных отношений в электроэнергетике Таджикистана в определенной мере способствует также существующая схема введения государственных лимитов на электроэнергию в осенне-зимний период. Дело не только в том, что не совсем
понятен сам смысл лимитирования потребления электроэнергии в условиях ее неполной
оплаты потребителями. Это, безусловно, не рыночный подход. Лимиты устанавливаются
без всякой связи с реальным уровнем оплаты электроэнергии, эффективностью ее использования. В результате регионы-потребители электроэнергии рассматривают установленный им лимит, как государственную поставку, без безусловных обязательств с их стороны по ее оплате. По-видимому, если уж вводить лимиты, то более правильно было бы
установить их таким образом, чтобы величина лимитов не была бы жестко закреплена, а
изменялась в зависимости от уровня ее оплаты: для регионов с более высоким уровнем
оплаты уже после их введения лимиты бы увеличивались и наоборот. Можно отметить,
что реализация такого подхода, предусматривающего повышение эффективности использования электроэнергии, являлась одной из задач Национального Консультативного Комитета по Энергетике, организация которого предусмотрена Законом Республики Таджикистан об энергетике. К сожалению, такой Комитет не был даже создан и в результате и
сами лимиты на электроэнергию и контроль за их соблюдением устанавливаются сегодня
73
чисто административным путем, без какого-либо участия в этом не только общественности, на даже региональной администрации.
Все вышеизложенное практически однозначно доказывает необходимость повышения сегодня существующих в Таджикистане тарифов на электроэнергию. Это требуется
как для ликвидации дефицита, так и, прежде всего, для оздоровления экономики, повышения эффективности использования ее базы – энергетики. Сегодня основной показатель
эффективности национальной экономики – электроемкость (таблица 27) находится на
крайне низком уровне даже по сравнению с ее значением в 1990 годом, при этом и в то
время в Таджикистане этот показатель был значительно хуже не только по сравнению с
развитыми странами мира, но даже с другими республиками СССР.
Электроемкость ВВП Таджикистана
Таблица 27.
Год
1990
1995
1996
1997
1998
2002
2003
2007
2008
кВт.ч/долл.
1,68
12,4
15,13
13,91
13,44
10,81
10,49
3.79
2.43
Повышение тарифов сразу же задействует все четыре вышерассмотренных способа
ликвидации дефицита и одновременно создаст условия для устойчивого развития гидроэнергетики республики и высокоприбыльного экспорта таджикской электроэнергии в другие страны.
Обосновывать сегодня очень непопулярную точку зрения о необходимости повышения тарифов на электроэнергию неблагодарная задача. Повышение тарифов в Таджикистане сегодня почти всеми оценивается почти однозначно, как негатив, ухудшающий
жизнь населения, хотя может быть и неизбежный. Но вопрос этот не так прост, как кажется. Во-первых, разговор идет не о повышении тарифов вообще, а только об их увеличении
от сегодняшнего сверхнизкого по всем мировым и региональным масштабам уровня.
Причем о повышении до величин, во много раз более низких по сравнению с развитыми и
даже развивающимися странами мира.
Прежде всего, необходимо учесть, что жизненный уровень населения зависит не
столько от цены на электроэнергию, а от эффективности ее использования. И, как показывает мировой опыт, между тарифами на электроэнергию и эффективностью ее использования существует прямая связь. Это хорошо показывает таблица 28, и иллюстрируют графики на рис. 30÷33.
На рис 30 показана зависимость от тарифов Индекса Развития Человеческого Потенциала (ИРЧП)1, учитывающего не только экономический уровень, но также продолжительность жизни населения и его образованность. Хорошо видно, что в странах с более
высокими тарифами на электроэнергию также выше и ИРЧП.
1
ИРЧП возрастает с ростом уровня жизни и экономического развития страны.
74
На рис. 31 показан график зависимости порядкового номера страны1 по уровню ее
экономического развития от величины тарифов на электроэнергию, а на рис. 32 и 33 зависимость ВВП на душу населения от тарифов для 1994 и 2001г.
Все они очень хорошо подтверждают сделанный выше вывод о том, что повышение тарифов на электроэнергию стимулирует ее более эффективное использование и, в
конечном счете, человек, несколько теряя в бюджете семьи за счет роста тарифов, в итоге
получает общий выигрыш за счет повышения оплаты труда. Это подтверждает известное
положение о том, что то, что дешево достается, плохо используется. К сожалению, как
видно на рисунках 30÷33, Таджикистан является сегодня «мировым лидером» в электроэнергетике – у него самый низкий тариф на электроэнергию и такие же, к сожалению,
успехи в экономике2.
Рис. 30. Индекс развития человеческого потенциала (ИРЧП) стран в
зависимости от тарифа на электроэнергию для населения
120
ИРЧП
100
80
60
40
20
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
т, тариф, цент/кВт.ч.
1
Ранжирование уровня экономического развития в этом случае осуществляется таким образом. что у страны с большими номерами имеют более высокий уровень экономического развития.
2
На рисунках 4-7 Таджикистан выделен более крупным значком.
75
Тарифы на электроэнергию для населения и социально-экономическое развитие стран мира
Таблица 28.
Зкономическое развитие страны
Страна
Германия
Бельгия
Фпанция
Италия
Дания
Испания
Португалия
Великобритания
Нидерланды
Ирландия
Греция
Польша
Венгрия
Латвия
Словакия
Казахстан
Узбекистан
Россия
Кыргызстан
Таджикистан
тариф для
населения,
цент/кВт.ч.
1999г
19,57*
19,03*
17,24*
16,55*
16,54*
16,52*
16,25*
13,00*
12,41*
12,04*
10,31*
6,25*
5,42*
5,00*
3,00*
2,43**
1,44**
0,64**
0,50**
0,09**
ИРЧП, 2001г***
18
6
17
21
11
19
23
13
5
12
24
35
38
50
39
76
101
63
102
113
№ по ВВП на душу населения,
1996г****
127
123
124
117
130
111
109
117
121
112
106
81
99
79
78
59
57
86
44
29
* данные электроэнергетического совета СНГ
** НЕРУ. Энергия. Нашрияи Вазорати энергетикаи Чумхурии Точикистон, 2005 №1(3)
*** World Development Report. Oxford University Press. 1996
**** Доклад о развитии человека за 2003 год. Минск, "Юнипак", 2003
76
ВВП на душу населения, 1994г****
ВВП на душу населения, 2001г***
по курсу банка
по ППС
по курсу банка
по ППС
25580
22870
23420
19300
27970
13440
9320
18340
22010
13530
7700
2410
3840
2320
2250
1160
960
2650
630
360
19480
20270
19670
18460
19880
13740
11970
17970
18750
13550
10930
5480
6080
3220
22422
22323
22129
18788
30144
14150
10954
24219
23701
26908
11063
4561
5097
3200
3786
1503
450
2141
308
169
25350
25520
23990
24670
29000
20150
18150
24160
27190
32410
17440
9450
12340
7730
11960
6500
2460
7100
2750
1170
2810
2370
4610
1730
970
Рис. 31. Номер страны по уровню ВВП на душу населения стран
мира в зависимости от тарифа на электроэнергию для населения
140
№ страны по уровню ВВП
120
100
80
60
40
20
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
т, тариф, цент/кВт.ч.
Рис. 32. ВВП на душу населения стран мира в зависимости от
тарифа на электроэнергию для населения в 1994 году.
ВВП на душу населения, долл.
30000
25000
20000
15000
ВВП(по ППС)
10000
5000
ВВП(по курсу банка)
0
0
2
4
6
8
10
т. тариф, цент/кВт.ч.
12
14
16
18
20
Рис. 33. ВВП на душу населения стран мира в зависимости
от тарифа на электроэнергию для населения. 2001 год
35000
ВВП на душу населения, долл
30000
25000
ВВП(по ППС)
20000
15000
10000
ВВП(по курсу банка)
5000
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
тариф, цент/кВт.ч.
Сравнивая рисунки 32 и 33 можно отметить интересный факт. Все точки на
начальных участках кривых с наименьшими значениями тарифов на этих двух рисунках
относятся к республикам Центральной Азии. На рис. 32, относящемся к 1994 году на
этом начальном участке имеет место довольно слабая зависимость ВВП от величины
тарифов. В отличие от этого в 2001 году (рис. 33) именно на начальном участке графика
наблюдается резкий подъем. Это объясняется тем, что первоочередными задачами
всех республик в 1994 году было становление государственности и простое выживание
национальных экономик. А в 2001 году на первый план вышли вопросы экономического развития. И наибольших успехов в этом достигли республики с наибольшим ростом
тарифов, то есть республики с наибольшей эффективностью использующие свою электроэнергию. К сожалению, Таджикистан в этом процессе находится на последнем месте.
Конечно, повышение цен на электроэнергию должно быть тщательно подготовлено. И этот процесс должен быть достаточно постепенным. Представляется только,
что первоначальное повышение тарифов до рационального сегодня во всех отношениях уровня 2 цента за киловатт-час может быть осуществлено достаточно быстро – максимально в течении года. Дальнейшее повышение цен должно учитывать мировые и
региональные тенденции. И за всеми этими процессами и их результатами в отрасли и
общей экономике должен проводиться постоянный мониторинг.
В частности, повышение тарифов должно сопровождаться механизмом защиты
наиболее бедных слоев населения, подобно той гуманитарной помощи, которая выделяется этим слоям по линии продовольственного обеспечения. Для этого не нужно
77
изобретать ничего нового, механизм предоставления дотаций на электроэнергию уже
создан Правительством Республики. Может быть потребуется только его некоторая доработка.
В заключение нужно еще раз подчеркнуть, что повышение тарифов на электроэнергию не является ни самоцелью, ни целью повышения финансовой доходности
энергокомпании. Повышение тарифов на электроэнергию в сегодняшнем Таджикистане является средством для экономического развития страны. Только в таком случае
оно будет оправдано. Поэтому процесс повышения тарифов должен постоянно сопровождаться мониторингом его результатов. Индикаторами результатов повышения тарифов может быть отношение динамики роста ВВП на душу населения к динамике роста тарифов или отношение динамики роста доходов населения к динамике роста тарифов.
78
6. Территориальное размещение ГЭС
Вопрос размещения ГЭС на территории республики с учетом необходимого
уровня обеспечения электроэнергией всех потребителей является одним из важнейших. Обычно экономические методы при этом не используются, так как в большинстве
стран мира количество подходящих створов для размещения ГЭС, особенно крупных,
очень мало и просто не из чего выбирать. Таджикистан в этом отношении представляет
собой редкое исключение – в любом его регионе имеются десятки подходящих для
строительства ГЭС створов [6]. Именно поэтому вопрос правильного размещения ГЭС
так важен для республики. То, что цена ошибки при его решении может быть очень высокой, показывает современная ситуация с энергоснабжением севера республики –
Сугдской области. В свое время все строительство ГЭС в Таджикистане было сосредоточено на юге республики – на реке Вахш, хотя в Сугдской области имелось достаточное
количество аналогичных возможностей. При этом линия электропередач Юг – Север не
была построена, так как она пролегает в сложнейших условиях горного рельефа и затраты на ее строительство составляют почти 300 млн. долл. В результате сегодня, при
наличии свободных мощностей на Нурекской ГЭС, 85% необходимой ей электроэнергии Сугдская область получает из соседнего Узбекистана по взаимному обмену. После
полного ввода в действие Талимарджанской ТЭЦ в Узбекистане такой обмен электроэнергией может прекратиться и в Сугдской области возникнет кризис с энергоснабжением. Такая возможная ситуация опасна не только с точки зрения энергетической безопасности страны, но и с точки зрения ее национальной безопасности.
Критерием экономической оптимизации территориального размещения ГЭС
можно принять минимизацию суммарных капиталовложений на строительство ГЭС для
выработки электроэнергии и строительство линий электропередач (ЛЭП) для её транспорта потребителям. С учетом этого, зона влияния одной ГЭС будет ограничиваться
расстоянием, стоимость передачи электроэнергии на которое путем строительства ЛЭП
будет дешевле сооружения на его конце новой станции требуемой мощности. Математически, это можно записать в виде:
Lопт
max ≤
Ргэс
уд
РЛЭП
уд
N
(23)
где:
Lопт
max — максимальное расстояние передачи мощности, км.
N — передаваемая мощность, кВт.
Ргэс
уд — удельные капиталовложения в ГЭС, долл./ кВт.
Рлэп
уд — удельные капиталовложения в ЛЭП, долл./км.
Дополнительным критерием является также техническая возможность передачи
электроэнергии тем или иным типом ЛЭП, то есть:
79
техн
Lопт
max ≤ Lmax
(24)
Технические и экономические характеристики существующих ЛЭП приведены в
таблице 29.
Характеристики ЛЭП
Таблица 29
Стоимость 1км. ЛЭП
В ценах 1984г.тыс.рб
Тыс.
долл.
Интервал
Средн.
Напряжение
кВт.
Тип
опор
N-макс.
кВт.
L м ах. км.
0,4
Деревянные
100
0,25
7,35÷8,17
7,76
12,4
10,0
Ж/б
3000
15
8,75
8,75
14,0
35,0
Металлические
10000
50
20,3÷29,22
23,3
37,3
техн .
35,0
Ж/б+металл.
10000
50
20,46
110,0
Ж/б+металл.
50000
150
30,7÷41,12
35,9
57,3
220,0
Ж/б+металл.
200000
250
43,41÷45,9
44,7
71,4
500,0
металлические
500000
700
100
100
160
Стоимость ГЭС конечно зависит от её типа, мощности, района строительства и
пр. Но выше уже было показано, что для наших условий с достаточной точностью
гэс
можно принять её для малых ГЭС постоянной, равной Sуд
= 700долл./кВт. Такие стои-
мости фактически сложились в республике при строительстве МГЭС в 1990-1999 годах.
Вычисленные на основании этих данных максимально допустимые расстояния
передачи электроэнергии, при которых эта передача эффективней строительства новой
станции, приведены в таблице 30 и на рис. 34. Для большей наглядности, они приведены отдельно в таблице 31.
Видно, что для крупных потребителей (50 и более мВт.) эффективное расстояние передачи электроэнергии составляет многие сотни километров, то есть, практически, не имеет ограничений в пределах республики.
Для малых значений потребляемой мощности, максимально допустимые расстояния передачи её также небольшие. Для мощностей до 1000 кВт., характерных для
отдельных населенных пунктов, частных и акционерных предприятий, небольших коллективных хозяйств и т. п., это максимальное расстояние равно, порядка, 15 км. Таким
образом, для отдельных ущелий в горных районах оптимальная зона влияния одной
МГЭС составляет 30 км. Отсюда можно определить и среднюю мощность таких МГЭС,
которые будут характерны для Таджикистана на ближайшую перспективу. С учетом
среднего количества единичных потребителей - 2÷4, её мощность будет составлять 2÷4
МВт.
80
Максимально допустимые расстояния передачи электроэнергии
в зависимости от передаваемой мощности и напряжения ЛЭП.
Таблица 30
Мощность,
кВт.
100
200
300
500
1000
5000
10000
50000
100000
200000
ЛЭП 10 кВ.
опт.
техн.
L мах.
L мах.
5.0
10.0
15.0
25.0
50.0
Максимальное расстояние передачи, км.
ЛЭП 35 кВ.
ЛЭП 110 кВ.
ЛЭП 220 кВ.
опт.
техн.
опт.
техн.
опт.
техн.
L мах.
L мах.
L мах.
L мах.
L мах.
L мах.
15
15
15
15
15
1.9
3.8
5.6
9.3
18.6
93.0
186.0
50
50
50
50
50
50
50
1.2
2.4
3.6
6.1
12.2
61.0
122.0
610.0
150
150
150
150
150
150
150
150
1.0
2.0
3.0
4.9
9.8
49.0
98.0
490.0
980.0
1960.0
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
Максимально допустимые расстояния передачи электроэнергии
при различной потребляемой мощности.
Таблица 31
Мощ-сть, мВт
Lмах., км.
0,1
0,2
0,3
0,5
1
5
10
50
100
200
5
10
15
15
19
61
122
250
444
700
180
200
Рис. 34. Максимальное эффективное расстояние передачи
мощности ГЭС, км.
800
расстояние передачи, км.
700
600
500
400
300
200
100
0
0
20
40
60
80
100
120
мощность ГЭС, мВт.
81
140
160
7. Таджикистан и Норвегия: опыт развития
гидроэнергетики
Нарисованная в предыдущих разделах картина уникальных возможностей развития гидроэнергетики за счет своих внутренних резервов, обеспечивающей не только
огромный, многократный рост производства электроэнергии, но создающей одновременно существенную прибыль государству, может показаться нереальной, даже фантастической, особенно на фоне сегодняшнего тяжелого положения таджикской энергосистемы.
Но можно отметить, что именно такая стратегия развития гидроэнергетики Таджикистана была запланирована во время существования СССР. Это хорошо показывает рис. 35.
Рис. 35. Программа развития гидроэнергетики Таджикистана
на 1985-2005 гг.
19000
17000
15000
N, мВт
13000
11000
Параметры
расчета:
N0 = 3513, 02 МВт
Ч = 4500 час/год
Т0 = 1,1 цент/кВт·ч
с = 0,2 цент/кВт·ч
β = 1.02
S = 450 долл/кВт
α = 0,8
9000
7000
5000
3000
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
год
расчет
программа
Очень характерен в этом отношении также пример из мировой практики. Как
показывает анализ из всех стран мира наиболее близкий аналог Таджикистану в области гидроэнергетики является Норвегия (табл. 32).
Видно, что по всем шести выбранным параметрам соответствует Таджикистану
только Норвегия. Следующие, наиболее близкие страны, Австрия, Перу и Заир соответствуют Таджикистану только по двум параметрам, по остальным четырем они существенно различаются. Это подтверждает таблица 33. Наиболее близким аналогом для
Таджикистана является только Норвегия, более отдаленным – Австрия.
82
Страны-аналоги Таджикистана по запасам и возможности использования
гидроресурсов
Численность
населения
Общий
гидроэнергопотенциал
Экспортный гидроэнергопотенциал
Норвегия
Норвегия
Канада
Мадагаскар
Индонезия
Норвегия
Чили
Перу
Заир
Канада
Удельный гидроэнергопотенциал
на душу
населения
Норвегия
Таблица 32
Удельный гидроэнергопотенциал
на 1 км2
территории
Австрия
Норвегия
Бразилия
Индия
Перу
Заир
-В аналоги включены страны, для которых значение критериев находятся в диапазоне ~ 1/ 2 К  2К,
“К” – величина критерия для Таджикистана.
где
Основные показатели стран – аналогов Таджикистана.
Таблица 33.
Удельный потенциал
на 1 км2 территории,
тыс. кВт.ч.
527
497,0
87 833
3 682,7
Норвегия
324
4,32
412,5
390,0
95 376
1 272,0
Австрия
84
8,0
53,7
13,7
16 523
1 868,0
Перу
1 285
24,0
395,1
275,1
16 463
307,4
Заир
2 345
39,0
774,0
579,0
19 846
330,1
Экспортный гидроэнерго-потенциал,
млрд.кВт.ч.
6,5
Потенциальные
гидроресурсы,
млрд.кВт.ч.
140
Численность
населения,
млн. чел.
Таджикистан
Страна
Территория,
тыс. км2
Удельный гидропотенцициал на
человека, кВт.ч.
Показатели
Перу и Заир по основным параметрам существенно (во много раз) отличаются от
Таджикистана. К тому же они находятся на довольно низких ступенях развития и не могут служить хорошим примером для Таджикистана, а именно это и является основной
задачей выбора аналога.
83
Таким образом, единственным надежным аналогом в области электроэнергетики для Таджикистана является только одна страна в мире – Норвегия. Сходны их условия и для сельского хозяйства: пашня в Норвегии занимает всего 3% от общей территории.
Но в отличие от Таджикистана в Норвегии все освоение водных ресурсов производится только в целях развития гидроэнергетики, орошаемое земледелие не представляет для нее никакого интереса.
Практически вся гидроэнергетическая структура Норвегии была создана в текущем столетии. Первая большая плотина была возведена в 1890 году. К настоящему
времени построено и действует около 900 ГЭС, в том числе 200 подземных. Общая
длина гидротехнических туннелей равна 350 км. При этом строительство гидроэлектростанций в Норвегии было развернуто только в 20-х годах, а максимальная интенсивность развития гидроэнергетики была достигнута в 1955 – 1985 г.г., когда в отдельные годы вводилось в эксплуатацию одновременно до десяти и более объектов. Оборудование для всех этих ГЭС изготавливалось на собственных предприятиях.
Рис. 36. Развитие гидроэнергетики Норвегии
25000
Мощность ,МВт.
20000
15000
10000
5000
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
1978
1976
1974
1972
1970
1968
1966
1964
1962
1960
1958
1956
1954
1952
1950
1948
1946
0
Годы
В результате всего этого сегодня суммарная установленная мощность всех ГЭС
Норвегии составляет 27 млн. кВт., с годовой выработкой электроэнергии в зависимости
от водности года 110 – 120 млрд. кВт·ч. (рис. 36). Удельная выработка электроэнергии
составляет более 25 тыс. кВт·ч. на человека, что в полтора раза больше, чем в Швеции
и Канаде и вдвое больше, чем в США. И при всем этом освоение гидроэнергоресурсов
в Норвегии продолжается. В стадии строительства находятся ГЭС и ГАЭС, которые поз84
волят увеличить выработку ещё на 13 млрд. кВт·ч., намечается реконструкция существующих станций с увеличением их выработки на 8 млрд. кВт·ч [42].
Сравнивая рис. 35 для Таджикистана и рис. 36 для Норвегии можно отметить
одно важное различие между ними. Если в Таджикистане имело место (пусть только в
планах) экспоненциальное развитие гидроэнергетики, хорошо соответствующее разработанной в настоящей книге модели, то в Норвегии такое развитие наблюдалось только в начальный период, а в дальнейшем гидроэнергетика развивалась практически линейно, вплоть до 1986 года, после чего страна перешла на интенсивное освоение
нефтяных месторождений.
Но весь планируемый период развития гидроэнергетики Таджикистана на рис.
35 составляет 20 лет, а начальный этап развития гидроэнергетики Норвегии почти 40 (с
1946 по 1964 г.). Поэтому эти два примера не противоречат друг другу. Они только показывают, что разработанная в книге модель развития гидроэнергетики имеет ограничения по времени. Непрерывно ускоряющееся развитие энергетики необходимо и
оправдано только до того момента, пока страна не достигнет определенного уровня
развития, позволяющего нормально функционировать ее экономике. После этого
наступает период стабилизации, то есть устойчивого развития. Пример Норвегии показывает, что первый период экстенсивного развития энергетики составляет порядка 40
лет.
И при этом в Норвегии не ни таких крупных водохранилищ, ни таких крупных
ГЭС, как в Таджикистане (табл. 34 и 35).
Крупнейшие водохранилища Норвегии
Таблица 34.
Название
Графство
Объем,
млн м3
Запасы
гидроэнергии,
ГВт.ч.
Сторглонватен
Нордалнд
3506
4589
Бласо
Ауст-Агдер/Рогаланд
3105
7759
Тустерватн-Ростватн
Нордланд
2363
2063
Свартеватн
ВестАгдер/Рогаланд
1398
2923
Моса
Недмарк/Оппаланд/Акершус
1312
337
Акерсватн
Нордланд
1276
1531
Ватнедалсватн
Ауст-Агдер
1150
1967
Мосватен
Телемарк
1064
2270
Альтеватн
Тромс
1027
1145
Калватн
Нордланд
706
847
85
Крупнейшие ГЭС Норвегии
Таблица 35.
Название ГЭС
Графство
Мощность, мВт
Выработка, ГВт.ч. В
год
Квилдал
Рогаланд
1240
2913
Сима
Хордаланд
1120
2812
Томстат
Вест-агдер
960
3666
Аурладн
Согн ог Фордане
675
1956
Саурдал
Рогаланд
640
846
Рана
Нордланд
500
1890
Токи
Телемарк
430
2142
Свартисен
Нордланд
350
2116
Броки
Ауст-Агдер
330
1417
Евангер
Хордаланд
330
1229
Недре Винстра
Опланд
308
1212
Скомен
Нордаланд
300
1085
Вине
Телемарк
300
960
Кобелв
Нордаланд
300
652
Аура
Море ог Ромсдал
290
1622
Йостердал
Согн ог фордане
288
867
В результате сегодня Норвегия занимает одно из первых мест в мире по уровню
развития. Порядковый номер Норвегии по ВНП на душу населения – 129 (из 133). В
этом отношении впереди неё только Дания (№ 130), Япония (№ 131), Швейцария (№
132) и ОАЭ (№ 133). Реальный ВНП на человека в 1994 году в Норвегии составил 26 390
долларов США при стабильном ежегодном росте в течение последнего десятилетия
1,4 % в год. В стране достигнута полная грамотность, процент людей с высшим образованием увеличился с 1980-го до 1993-го года с 26 % до 54%. Средняя продолжительность жизни в Норвегии – 78 лет [18].
Полностью обеспечивая себя электроэнергией, Норвегия часть её экспортирует
в другие страны Европы.
86
Заключение
Стратегия развития любой отрасли экономики является частью государственной
политики. Особенно это относится к энергетике, которая, хотя и является базой всего
народного хозяйства страны, с другой стороны представляет из себя обслуживающую
отрасль. Это в равной мере относится как к энергетике, основанной на внутреннее потребление, так и к ориентированной на экспорт. Просто в последнем случае энергетика
обслуживает не какую-то конкретную отрасль, а государственный бюджет.
Все это в полной мере относится и к стратегии развития гидроэнергетики Таджикистана. Поэтому в отношении нее государство должно, прежде всего, определить
главные цели. Представляется, что таких целей должно быть две:
 Надежное обеспечение растущих потребностей республики по доступным и экономически обоснованным ценам,
 Экспорт электроэнергии на рынке Центральной Азии и других стран.
При этом реализация стратегии развития гидроэнергетики республики должна
базироваться на существующем фундаменте – реальных возможностях страны, прежде
всего, экономических. Поэтому, для разработки конкретной стратегии гидроэнергетики
необходимы глубокие научные обоснования.
Предлагаемая читателям книга содержит необходимый для разработки стратегии развития гидроэнергетики аналитический аппарат. Его использование позволяет не
только оптимизировать необходимые для достижения поставленных целей конкретные
пути развития отрасли, но, в свою очередь, уточнить сами цели в их постановке и конкретных параметрах.
Необходимо отметить, что все приведенные в книге расчеты экономической
эффективности выполнены в рамках принятой сегодня в мировой практике методологии, использующей дисконтирование денежных потоков. На приведенный в книге анализ самой этой методики показывает, что она, безусловно эффективная для краткосрочных проектов, недостаточно адекватно описывает экономику гидроэнергетики, срок
службы объектов которой 100 и более лет. Поэтому представляется, что в национальных интересах республики было бы целесообразно рассмотреть и другие подходы к
оценке экономической эффективности, прежде всего те, которые использовались ранее
и обеспечили мощное развитие отрасли.
Таким образом, эта книга не только отвечает на вопросы, но также выявляет и
ставит их и предлагает методы решения. Но нужно еще раз подчеркнуть, что при разработке и реализации стратегии развития гидроэнергетики, государство должно, прежде
всего, уточнить свою национальную политику и поставить перед гидроэнергетикой конкретные цели и задачи.
87
Список литературы
1. Kholmatov A., Busurukov J., Pulatov Y., Petrov G. N. Ratushenko G. Water for Life Dushanbe International Fresh Water Forum. 29 August-1 September 2003
2. Normatov I. Sh., Aliev I. S., Akhmedov Kh. M., Karimov Kh. Kh. Petrov G. N. Water resources of Tajikistan SLR «Оmu», Acfdemy of Sciencts of the Republic of Tajikistan.
Dushanbe. 2003г.
3. Normatov. I. Petrov G. Territorial Location of Hydropower Station in Republic of Tajikistan. International Conference ENERGEX 2006, Bergen, Norway, 20-23 June 2006
4. Normatov. I., Petrоv G. N. Climate change and using water resources management in
Arid and Semiarid zones of Central Asia. European Geosciences Union General Assembly 2006. Vienna, Austria, 02-07 April 2006
5. Petrov G. N., Leonidova N. V. Interstate problems of mutual relations between irrigation and water-power engineering in the Central Asia and Aral See crisis. IFAS: The
way to regional cooperation (the collection of articles devoted to Aral See Basin problems). Dushanbe 2003.
6. Petrov. G. Tajikistan’S Energy Projects: Past, Present, and Future. Central Asia and the
Caucasus. Journal of social and Political Studies. Sweden. 5 (29) 2004
7. Strengthening Cooperation for Rational and Efficient use of Water and Enercy resources in Central Asia. Special Programme for the Economies of Central Asia Project
Working Group on Energy and Water Recouces. ECE/ESCAP. UNITED NATIONS, New
York, 2004
8. tahhing the POTENTIAL improving water management in Tajikistan. National Human
Development Report 2003.Dushanbe – 2001.
9. Абдуллаева Ф. С., Баканин Г. В. и др. Гидроэнергетические ресурсы Таджикской
ССР. «Недра», Ленинград, 1965г.
10. Авазав Т. А. Петров Г. Г. Об ва Энергия Мавкеи Точикистон дар таксими захирохои оби Осиёи Маркази. Бунёди байналмилалии начоти Арал Душанбе. 2003г.
11. Авазов Т. А. Петров Г. Н. Гидроэнергетика Таджикистана, как основа развития
всего энергетического комплекса. Экономика Таджикистана: стратегия развития.
Душанбе, 2003г. №3
12. Авазов Т. А. Петров Г. Н. Об кай мол мешавад? Чумхурият, 19 августа 2003г. №
93.
13. Авазов Т. А. Петров Г. Н. Энергия, рожденная водой. Народная газета,13 декабря 2001г.
14. Авазов Т. А., Петров Г. Н. Гидроэнергетика Таджикистана, перспективы и барьеры развития. Народная газета. 13 августа 2003г
15. Авазов Т. А., Петров Г. Н. Гидроэнергетика Таджикистана. Народная газета. ч.1-я
22. января 2003г. № 5-6, ч.2-я 29. января 2003г. № 7-8.
16. Авазов Т. А., Петров Г. Н. Гидроэнергетикаи Точикистон, хамчун рушди кулли
комплекси энергетики. Чумхурият от 17 декабря 2002г. № 177 -178
88
17. Бабурин Б. Л.,. Файн И. И. Экономическое обоснование гидроэнерго- строительства. «Энергия», Москва, 1975г.
18. ДОКЛАД О РАЗВИТИИ ЧЕЛОВЕКА ЗА 2003 ГОД. Программа развития Организации
Объединенных Наций (ПРООН), Минск, «Юнипак», 2003г.
19. Мухиддинов П. М., Петров Г. Н., Радченко В. Г. Гидроэнергетика Таджикистана и
перспективы ее развития. Гидротехническое строительство, 2007г. №4
20. Норматов И. Ш. Петров Г. Н. Экономические аспекты развития гидроэнергетики
Таджикистана. Душанбе, «Дониш», 2006г.
21. Норматов И. Ш. Петров Г. Н. Экономические вопросы развития гидроэнергетики
Таджикистана. Республиканский Пресс-центр. Душанбе-2007
22. Перов А. В., Толкушин А. В. Налоги и налогообложение. Москва, «ЮРАЙТ»,
2003г.
23. Петров Г. Н. К вопросу о стратегии экономического развития Таджикистана. Центральная Азия и Кавказ. Журнал социально-политических иследований. CA&CC
Press. Швеция. №3 (45). 2006 г.
24. Петров Г. Н. Некоторые вопросы оценки эффективности энергетического комплекса. Экономика Таджикистана: стратегия развития. Душанбе, 1999г. №2
25. Петров Г. Н. Перспективы гидроэнергетики Таджикистана. Народная газета. 9
июня 2004г. №23.
26. Петров Г. Н. Проблемы водно- энергетического комплекса региона и Таджикистана. Бизнес & Политика. 29 августа 2003г. № 25 – 26.
27. Петров Г. Н. Сравнительные методы учета эффективности применительно к
энергетическому комплексу Таджикистана. Экономика Таджикистана: стратегия
развития. Душанбе, 2000г. №1
28. Петров Г. Н., Леонидова Н. В. Энергетика Таджикистана: проблемы и возможности. Труды ТУТ. Вып. X. Душанбе, «Ирфон» 2004г.
29. Петров Г. Н., Леонидова Н. В., Сулейманов А. Р. Опыт эксплуатации энергосистемы Таджикистана в современных условиях. Экономика Таджикистана: стратегия
развития. Душанбе, 2002г. №3
30. Петров Г. Н., Х. Халиков. Математические критерии экономической эффективности развития энергосистем. Доклады Академии Наук Республики Таджикистан.
Душанбе, 2007г., Том 50, №3
31. Петров Г. Н., Халиков Х. Критерий экономической эффективности установленной
мощности строящихся ГЭС. Авторское свидетельство № 046 TJ. 23/10/2007
32. Петров Г. Н., Халиков Х. Х. Энергоэффективность крупных рек Таджикистана. Авторское свидетельство № 089 TJ. 10/03/2009
33. Петров Г. Н., Халиков Ш. Х. Оптимизация схемы размещения и параметров плотин и водохранилищ при каскадном освоении речных водных ресурсов. Авторское свидетельство № 045 TJ. 23/10/2007
89
34. Петров Г. Н., Халиков Ш. Х. Энергоснабжение населения и социально- экономическое развитие Таджикистана. Экономика Таджикистана: стратегия развития.
Душанбе, 2007г. №2
35. Петров Г. Н., Халиков Ш. Х. Энергоснабжение Таджикистана. «Бизнес & Политика», № 49¸50, 14, 21 декабря 2006 г.
36. Петров Г. Н., Ш. Х. Халиков. К вопросу о развитии гидроэнергетики Таджикистана. Экономика Таджикистана: стратегия развития. Душанбе, № 3, 2006
37. Программа экономического развития Республики Таджикистан до 2015г. Правительство Республики Таджикистан, февраль 2004г.
38. Регионально-отраслевые нормы: «Определение сметной стоимости строительства и проектирования малых и микроГЭС для горных районов Таджикистана».
РОСН 2-91, Душанбе, 1991г. Петров Г. Н., Николаева Л. А.,Плотников Э.
А.,Сирожев Б. С.. Файн И. И.
39. Финансово-экономический анализ проекта завершения строительства Сангтудинской ГЭС на реке Вахш. Душанбе ГАХК "Барки-Точик", 1999г.
40. Шарп У., Александер Г., Вейли Дж. Инвестиции. М.: ИНФРА-М, 1999, с.548-554,
с. 1027.
41. Эрик Хелферт. Техника финансового анализа. М.: «Аудит», «ЮНИТИ», 1966, с.
309-316, с. 663.
42. Energy in Norway. Norwegian Water Recourses and Energy Directorate. 2000. Edition.
90