«СТРАТЕГИЯ развития малой гидроэнергетики Республики Таджикистан Душанбе Декабрь 2007 г. 1 Список сокращений ГЭС - гидроэлектростанция АБР – Азиатский банк развития АН РТ – Академия Наук Республики Таджикистан ВБ – ...»

Управление отходами во время эксплуатации МГЭС - основной вопрос, который необходимо контролировать. Отработанные масла должны быть утилизированы или регенерированы на специальных предприятиях. Не допускается их слив или закапывание в землю. Вышедшие из строя металлические детали должны сдаваться в металлолом.

Ремонтные работы на МГЭС могут считаться как второстепенными с точки зрения окружающей среды при проведении их в соответствии с действующими нормами и правилами.

Положительным экологическим эффектом от строительства МГЭС будет являться то, что вследствие улучшения снабжения электричеством сократится вырубка лесных насаждений, которые используются как топливо для приготовления пищи и отопления. Тем не менее, предполагаемое в будущем увеличение тарифов на электричество сделает использование электричества для отопления невозможным для большинства населения. Поэтому наряду со строительством МГЭС, в перспективе крайне необходимо развитие доступных вариантов получения населением энергии для отопления.

7. Ресурсы малой гидроэнергетики Таджикистана 7.1. Энергетические ресурсы малых рек Таджикистана Энергетические ресурсы малой гидроэнергетики приведены в таблице 44. Именно в отношении малой гидроэнергетики в республике наиболее оптимальным образом выполняются все условия, обеспечивающие успешное её развитие. Особенно важно, что малые водотоки практически равномерно распределены по всей территории Таджикистана, ресурсы их огромны. Это позволяет говорить о возможности массового строительства МГЭС промышленным способом, что значительно удешевляет всю программу.

Таблица 44 Энергетические ресурсы малой гидроэнергетики Таджикистана Ленинабадская группа районов Районы республиканского подчинения Горно-Бадахшанская автономная область При этом нужно отметить, что как показано выше, расчеты потенциальных, а следовательно, и всех остальных категорий энергетических ресурсов малых рек производились с использованием понижающих коэффициентов:

• Для основной территории республики – 0,35, Поэтому в дальнейшем с развитием науки и техники, общая величина энергетических ресурсов малых рек Таджикистана может быть уточнена в сторону их увеличения.

7.2. Приоритетные объекты и первоочередная программа строительства МГЭС в Таджикистане В настоящее время в Таджикистане с помощью международных финансовых организаций разработана и утверждена постановлением Правительством Республики Таджикистан от 3 октября 2006 г.№ 449 «Долгосрочная программа строительства малых электростанций на период 2007-2020 гг.». В этой программе выделены первоочередные этапы и объекты строительства МГЭС. Они приведены в таблице 45.

Таблица 45 Первоочередные объекты строительства МГЭС в Таджикистане Наименование Технические 8. Экономические вопросы развития малой гидроэнергетики 8.1. Тарифная политика для малой гидроэнергетики Таджикистана Согласно данным Минэнерго, в республике 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.

Рисунок 5. Эластичность спроса на электроэнергию по тарифу (для населения) потребление, Э, ТВт.ч. в год В соответствии с этим графиком, эластичность спроса на электроэнергию по ее цене равна:

В рыночной экономике высокой эластичностью спроса, обеспечивающей высокую 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.

Рассмотрим возможные варианты ликвидации дефицита электроэнергии. 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 баллонный газ сегодня имеются в свободной продаже 9. Но эквивалентные цены на них значительно выше цены на электроэнергию. Например, цена угля сегодня в Таджикистане 30-40 долларов за тонну, что соответствует 3 центам за киловатт-час, что в 6-8 раз выше сегодняшней стоимости электроэнергии. Такая же ситуация и с газом. При его цене 55 долларов за 1000 м3, стоимость получаемого из него условного киловатт-часа равна 1,8 цента. А в 2007 году намечается почти двукратный рост цены на газ. Поэтому сегодня 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 вырубке 10.

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 Казахстане и Туркменистане. Но такой импорт возможен, только если тариф на электроэнергию в Таджикистане будет не меньше, чем в этих странах, 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 1,5-2,0 цент/кВт.ч., а с учетом стоимости транзита ее цена будет равна 2-2, цент/кВт.ч., при тарифе в Таджикистане – 0,5 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 собственности или в виде кредитов республике), то себестоимость их электроэнергии будет не ниже 3,0 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.

Дефицит природного газа, в основном импортируемого из Узбекистана, сегодня также как и в случае с электроэнергией, связан с его неоплатой потребителями.

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.

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. Сегодня потребление населением электроэнергии резко, в 45 раз выше, чем в 80-е годы. Такой рост потребления довольно сомнителен, тем более что эти данные получены при отсутствии надежного учета электропотребления 11. 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 коммерческих 12).

Госэнергокомпания Таджикистана во все последние годы официально показывает величину потерь 15-16%. В действительности она, по-видимому, значительно выше 13. По опыту Кыргызстана можно с достаточной долей уверенности предположить, что величина неучтенных потерь, относимых на население, может сегодня достигать 30%, то есть 4- млрд. кВт.ч. в год.

Основным аргументом противников повышения тарифов на электроэнергию является бедность населения республики. При этом ссылаются на то, что даже сегодня население частично не оплачивает электроэнергию, а после повышения цен на нее она вообще будет недоступна населению.

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 самым дорогим городом 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, населении республики 6,7 млн. человек, тарифе 0,5 цент/кВт.ч. и коэффициенте семейственности 5, затраты одной семьи на электроэнергию в месяц равны:

По отношению к средней зарплате в 2006 году 31,2 долл./месяц(102,88 сомони/месяц) это всего 4,3%. 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 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.

В переводе на простой язык, коммерческие потери это просто хищение электроэнергии.

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.

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.

В таблице 5 эти данные также приведены: 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 статистики 14.

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 и лично Президента – Эмомали Рахмона в период, начиная со второй половины 90- годов республика добилась политической 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 имела место деградация национальной экономики.

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.

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 46) 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.

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.

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.

На первый взгляд это очень неблагодарная задача – обосновать необходимость повышения тарифов на электроэнергию. 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 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 иллюстрируют график на рис. 6.

Рисунок 6. Индекс развития человеческого потенциала (ИРЧП) стран в зависимости ИРЧП 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 течение 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 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.

Общий тариф на электроэнергию энергосистемы Таджикистана должен обеспечивать покрытие всех расходов на эксплуатацию с учетом необходимой для развития нормы прибыли. Последняя определяется утвержденной стратегией развития. В общем случае тариф должен включать в себя:

• затраты на производства;

• налог на добавленную стоимость;

• налог на доходы.

Затраты на производства рассчитываются общепринятым способом и включают следующие статьи:

• услуги производственного характера;

• вспомогательные материалы;

• заработную плату с начислениями на социальное страхование, пенсионный фонд по установленным законодательством республики нормативам;

• амортизационные отчисления на реновацию;

отчисления в ремонтный фонд;

• земельный налог;

• налог с пользователей автомобильных дорог;

• прочие затраты.

Прибыль представляет часть валовой прибыли, полученной после реализации электроэнергии и оставляемой в распоряжении энергокомпании по согласованному нормативу.

Налог на добавленную стоимость определяется в соответствии со ст. 201, Гл. 25, раздел VII закона Республики Таджикистан «О принятии налогового кодекса РТ и введении его в действия №61 от 03.12.04», в бюджет изымается часть добавленной стоимости определяемой как разница между стоимостью реализованных товаров и услуг и стоимостью материальных затрат, относимых на издержки производства и обращения, т. е. от суммы фонда заработной платы с начислениями и прибыли.

Налог на доходы рассчитывается действующему законодательству для налога на добавленную стоимость.

Это общая схема определения тарифов на электроэнергию энергосистемы. Она в полной мере относится и к малым ГЭС. Но только при условии, что в затраты на ее эксплуатацию не будут включены инвестиционные расходы на ее строительство, В последнем случае, как показано выше, такие ГЭС будут нерентабельны, а стоимость их электроэнергии недоступна для населения. В этом случае необходимо распространение на малые ГЭС уже действующего в Республике Механизма компенсации электропотребления.

Механизм компенсации электропотребления (МКЭ), действующий с января обеспечивает семьи субсидированными счётами за газ и электроэнергию. Схема также обеспечивает прямую выплату наличных ветеранам Великой Отечественной войны в размере 15 сомон в месяц. Такие выплаты производятся дополнительно к пенсиям ветеранов.

Около 7 000 ветеранов войны получают такие доплаты ежемесячно в Таджикистане.

В 2003 году бюджет МЭК составлял 12 миллионов сомони, в 2004 году 20 миллионов сомони и был увеличен до 22 миллионов сомони к 2005 году. В 2004 году, примерно 545000 семей получили скидки по их счетам за электричество на сумму в 11, млн.сомони, а 417000 человек получили скидки по газовым счетам на сумму 8. млн.сомони.

Бенефициары МКЭ получают 200 кВт электричества в месяц зимой (октябрь – март) и 100 кВт в месяц летом (апрель –сентябрь).Эта сумма примерно равна 3.2 сомони в месяц зимой и 0.8 сомони в месяц летом.

Что касается газа, то бенефициары МКЭ получают 20 м газа в месяц на члена семьи (до шести проживающих зимой) летом до 30 м в месяц на члена семьи (до шести проживающих) зимой. Сумма компенсации семьям с количеством проживающих 6 или менее эквивалента норме Семьи имеют право на МКЭ, если совокупный доход семьи меньше, чем средняя зарплата одного человека в районе, в котором они проживают. Данные по средней заработной плате предоставляются Госкомстатом (национальное статистическое агентство).

Например, в Рудакском районе средняя заработная плата в районе составляет сомони в месяц, следовательно, семьи с доходом ниже этого показателя имеют право на МКЭ Семьи обращаются за выплатами через местный комитет (джамоат). Процесс обращения за выплатами предусматривает предъявление заявления, в том числе следующей документации:

• Подтверждение о доходах семьи;

• Справка от джамоата, о составе семьи;

• Подтверждение о регистрации резидента, документы на владение жилищем;

Для резидентов, которые не работают, необходимо официальное подтверждение о статусе безработицы После получения заявления на МКЭ, жилище претендента на МКЭ обследуется членами джамоата. После рассмотрел джамоатом заявления, документы передаются на рассмотрение в районный комитет. Районный комитет рассматривает документы, предоставленные джамоатом, для подтверждения того, что семья соответствует критериям приемлемости. Далее районный комитет предоставляет общий список претендентов в Министерство Энергетики, Труда и социальной защиты в Душанбе.

Министерство труда и социальной защиты, а также Министерство энергетики даёт последнее одобрение по вопросу претендентов и передаёт в районы окончательный список бенефициаров по каждому району. Совокупный список бенефициаров также посылается в Министерство финансов, чтобы последние могли произвести необходимые бюджетные выплаты джамоатам через районные комиссии.

Причитающиеся выплаты по МКЭ даются сроком на один год. В конце года семья должна снова подать заявление на получение выплат по МКЭ, для того чтобы подтвердить своё прежнее состояние. Новые списки на причитающиеся выплаты готовятся, предоставляются и утверждаются ежеквартально.

Выплаты Министерства финансов джамоатам производятся ежеквартально. Джамоаты в свою очередь производят субсидированные выплаты местным отделениям Барки Таджик и Таджик Газ также на ежеквартальной основе.

Все семьи получают счета за потребленную электроэнергию в полном размере. Однако, как только, джамоат производит субсидированные выплаты компаниям поставщикам услуг, бенефициары МКЭ получают квитанцию с суммой субсидированного потребления (например, 450 кВт на квартал). Далее семьи платят лишь остаток суммы по счету как на прямую представительствам компании поставщика, так и через Амонат Банк, который принимает платежи для Барки Таджик.

В результате анализа и комментариев Международного Банка по эффективности МКЭ, Правительство приняло решение внести некоторые изменения в МКЭ и в другие административные аспекты МКЭ:

Количество энергии, которое получает бенефициары в виде субсидий планируется увеличить с 100 кВт/150 кВт в месяц летом/зимой до 100 кВт/200 кВт в месяц летом /зимой на электричество, и с 20м3/30м3 летом/зимой до 25м3/35м3 летом/зимой на газ.

Семьям будет предоставляется выбор в схеме получения выплат или в виде скидки по счетам за электричество и газ либо наличными средствами.

8.2. Сравнительная эффективность МГЭС Единственной реальной альтернативой МГЭС в районах реализации настоящего проекта могут быть только дизельные станции. Стоимость дизельных электростанций такой же мощности, как проектируемые МГЭС показана в таблице Таблица 47 Стоимость дизельных электростанций на июль 2006 г.

Из этой таблицы получаем, что удельная стоимость оборудования дизельных электростанций в мире колеблется в пределах:

при средней цене 689,1 долл/кВт.

С большим запасом в пользу дизельных станций примем для дальнейших сравнительных расчетов удельную стоимость строительства ДЭС равной минимальной цене оборудования, то есть:

Таким образом, в отличие от МГЭС для варианта дизельной станции не будем учитывать не только стоимость транспортировки оборудования, но даже затраты на все строительные работы.

Стоимость топлива импортируемого в Таджикистан показана в таблице 48.

Таблица 48 Стоимость дизельного топлива, импортируемого в Таджикистан Данные этой таблицы показывают непрерывный рост цен на дизельное топливо за весь рассматриваемый период. Тем не менее, для сравнительных расчетов опять с запасом примем что для всего жизненного цикла проектов цена на дизельное топливо будет оставаться «замороженной» на уровне:

С учетом этих данных, расчеты предельно-допустимых удельных капиталовложений в МГЭС определим по формуле:

где: Рдэс – ежегодные издержки в долях от капиталовложений в ЕН – нормативный коэффициент эффективности - коэффициент, характеризующий долю установленной мощности МГЭС, которая может участвовать в покрытии максимума нагрузки в наиболее неблагоприятный период года:

Nср. мес. – среднемесячная мощность МГЭС в наиболее неблагоприятный период года.

Н – коэффициент эквивалентности по мощности МГЭС и ДЭС. Для районов изолированного энергоснабжения, где ДЭС требует двойного дублирования:

Э – коэффициент эквивалентности по энергии МГЭС и ДЭС, в – удельный расход топлива на ДЭС. В горных условия Таджикистана:

h – число часов использования установленной мощности МГЭС, РМГЭС – ежегодные издержки в долях от капиталовложений в МГЭС:

Подставляя эти значения в формулу, получим:

Все проекты МГЭС в Таджикистане имеют примерно равные удельные стоимости 2500 долл./кВт, что в 5,35 раз (13375,2 : 2500) меньше предельно допустимой стоимости МГЭС. Это говорит об очень высокой сравнительной эффективности проекта.

8.3. Коммерческий анализ проектов МГЭС Рынок электроэнергии в сельских, особенно горных районах Таджикистана находится сегодня только в самом начале своего создания. Все они снабжается электроэнергией в очень ограниченном объеме. Неудовлетворенный спрос на электроэнергию огромный.

Администрация, представители местного бизнеса и население с большим воодушевлением относится к строительству собственных ГЭС и готовы оказывать им всяческую поддержку. Притягательность электроэнергии для всех потребителей огромная.

Для сбыта электроэнергии не требуется никакой рекламной поддержки – все слои населения хорошо знакомы с преимуществами, получаемыми с помощью электроэнергии.

Для распределения и сбыта электроэнергии практически во всех населенных пунктах существуют необходимые распределительные сети Конкуренция в сфере электроэнергетики отсутствует.

Также не существует каких либо проблем с качеством электроэнергии МГЭС. Вырабатываемая на ней электроэнергия будет поставляться потребителям через две трансформаторные подстанции (повышающую и понижающую) с современным оборудованием и системами автоматического регулирования и контроля.

8.4. Финансовый анализ проектов МГЭС Расчеты абсолютной экономической эффективности МГЭС могут быть выполнены только при известных значениях основных показателей. Ниже такие расчеты сделаны для типовой для сегодняшних условий Таджикистана МГЭС мощностью 20 кВт:

• Стоимость строительства МГЭС: I0 = $49 000 (2500 долл/кВт.) Срок строительства: t = 1 год Жизненный цикл проекта: T 50 лет • Минимальный тариф на электроэнергию: р 0,03 долл./кВт.ч.

Себестоимость электроэнергии МГЭС: с = 0,0125 долл./кВтч. • Годовая выработка электроэнергии МГЭС (при числе часов использования установленной мощности: h = 6000 час./год 18), Э = 120 000 кВт.ч. в год Коэффициент дисконтирования: q = 0, С использованием этих данных ниже приведены расчеты основных показателей абсолютной экономической эффективности проекта такой МГЭС.

1. Эксплуатационная рентабельность:

- 140% 2. Простой срок окупаемости:

- 23,8 лет 3. Дисконтированный срок окупаемости:

- не существует по аналогам по аналогам и нормам РФ по аналогам по аналогам по рекомендациям МБ для Таджикистана.

4. Внутренняя норма рентабельности (q0):

- 0, 5. Чистый дисконтированный доход: = - 19760 долл.

6. Индекс доходности:

- отрицательный Сегодня, при существующих ценах в строительстве и тарифах на электроэнергию такие же отрицательные результаты в отношении финансовой эффективности будут иметь место для любых других МГЭС в Таджикистане. Таким образом в настоящее время абсолютная эффективность малых ГЭС находится ниже привлекательного для инвесторов уровня. Поэтому сегодня строительство МГЭС в Республике возможно только при поддержке государства или при финансовой помощи иностранных инвесторов.

Это, прежде всего, показывают, что в электроэнергетическом секторе Таджикистана еще не проведены необходимые рыночные реформы. В результате, тариф на электроэнергию в Республике сегодня самый низкий в регионе, не говоря уже о мире. Именно этим объясняется слишком большой срок окупаемости проектов и отрицательный индекс доходности 20. Поэтому, учитывая, что Таджикистан сегодня уверенно встал на путь рыночных реформ можно также быть уверенными, что через достаточно короткий период времени, несравненно меньший срока службы МГЭС, тарифы на электроэнергию в республике достигнут нормального мирового уровня. В этом случае, безусловно, будет обеспечена и абсолютная экономическая эффективность проектов МГЭС. Но подтвердить сейчас это прямыми расчетами невозможно, так как нет никаких официальных прогнозов повышения тарифов на перспективу.

В какой то мере низкая абсолютная экономическая эффективность рассматриваемых проектов связана с используемой в расчетах высокой дисконтной ставкой (10%), рекомендованной МБ сегодня для Таджикистана. Это следствие низкого рейтинга Таджикистан, связанного с известными событиями в Республике в 90-х годах прошлого века. Но уже сегодня рейтинг Таджикистан существенно повышается, и нет никаких сомнений, что он будет расти и в ближайшем будущем.

Это также свидетельствует о том, что в реальной перспективе абсолютная экономическая эффективность рассматриваемых проектов будет находится на нормальном, необходимом для коммерческих проектов уровне.

8.5. Анализ чувствительности экономической эффективности МГЭС в Таджикистане В общем виде все параметры экономической эффективности МГЭС можно представить в виде функционала:

При таком представлении задача исследования чувствительности превращается в исследование приращения функции в зависимости от приращения отдельных ее аргументов.

Рассматривая этот вопрос, прежде всего, отметим, что, несмотря на то, что все основные параметры экономической эффективности, кроме индекса доходности прямо пропорциональны мощности МГЭС – N – последняя задается заказчиком в зависимости от В тоже время цены на дизельное топливо в Таджикистане уже регулируются рыночными отношениями.

Именно этим объясняется высокая сравнительная экономическая эффективность рассматриваемых МГЭС.

потребительского спроса и возможностей реки и поэтому нет никакого смысла рассматривать ее как случайную переменную и исследовать ее изменчивость.

Ненамного отличается от нее в этом смысле и себестоимость электроэнергии – «c».

Она также не подвержена случайным изменениям и определяется почти однозначно техническими условиями, нормативами и т. п.

Несколько больший интерес представляет вопрос чувствительности результатов финансового анализа в отношении срока службы МГЭС – T. В принципе, он может изменяться в очень широких пределах: от нескольких лет до нескольких десятков лет. Но практический опыт показывает, что, как правило, такие станции служат не менее 20-ти лет. Поэтому интерес представляет только изменение T только в диапазоне от 20 до лет. Для выяснения значимости этих изменений отметим, что параметр T входит во все уравнения эффективности только в виде выражения: (q – qT)/(1 – q). Значения этого выражения при различных величинах входящих в него аргументов приведены в представленной ниже таблице 49.

Значения T Можно отметить, что для всех реальных значений q и T, выделенных в таблице жирным цветом и затемненных, влияние последнего параметра (T) на экономический результат очень незначительно, максимум несколько процентов.

Предыдущая таблица 51 также показывает очень большое, в разы, влияние на экономическую эффективность коэффициента дисконтирования q. К сожалению, этот параметр, как уже отмечалось выше, зависит в основном от внешних экономических, и частично политических, условий и не может регулироваться в отдельном проекте.

Также не могут рассматриваться, как независимые переменные и такие параметры, как t и I0. Они определяются местными условиями рынка. К тому же изменение t очень незначительно сказывается на результатах и функционально.

Остается только параметр h – число часов работы агрегатов МГЭС в году. Его влияние на экономическую эффективность очень велико. Все экономические показатели прямо пропорциональны значению h, но в расчетах принято не максимально возможное его значение. Поэтому изменяться он может только в сторону увеличения с пропорциональным ростом самой экономической эффективности.

Сделанный анализ показывает высокую устойчивость полученных результатов расчетов экономической эффективности и наличие существенных резервов.

8.6. Экономическая устойчивость проектов МГЭС Устойчивость проектов МГЭС, то есть обеспечение необходимой безопасности и надежности их работы в течение всего жизненного цикла обеспечивается комплексом мер, реализуемых на стадии подготовки проекта, подготовки кадров, технической эксплуатации и финансового менеджемта.

На стадии разработки проекта безопасность обеспечивается за счет:

• выбора площадок строительства и размещение сооружений МГЭС на наиболее благоприятных территориях и участках с минимальным риском проявления опасных природно-геологических процессов.

• выбора наиболее простых компоновочных и конструктивно-технологических решений.

Применение ремонтопригодных конструкций основных сооружений, в первую очередь водозаборов, то есть обеспечение устойчивой работы МГЭС не за счет 100-процентной прочности сооружений, что невозможно при таких малых мощностях МГЭС, а за счет их регулярного ремонта с минимальными затратами.

Эффективная техническая эксплуатация МГЭС, так же, как и подготовка кадров возможна также только в кооперации МГЭС и других аналогичных предприятий. Опять же лучше всего это может быть обеспечено в рамках Центров по Поддержке Джомоатов.

Также может оказаться полезным специализированная поддержка эксплуатации и обслуживание МГЭС со стороны специализированных организаций. Например, в августе 2006г. ОАХК «Барки-Точик» заключил договор на такие услуги с Санкт-Петербургской фирмой «Интек». Целесообразно распространить сферу деятельности этой фирмы на все МГЭС республики, независимо от их подчиненности.

Кроме этого для нормальной эксплуатации МГЭС необходима организация постоянного мониторинга и регулярные обследования всех сооружений гидроузлов с привлечением квалифицированных специалистов соответствующих профилей.

Основной задачей финансового менеджмента в обеспечении устойчивости проектов МГЭС является разработка и реализация системы оплаты за электроэнергию со стороны всех потребителей, обеспечивающей, как минимум покрытие всех затрат на эксплуатацию.

Учитывая высокую степень бедности отдельных слоев населения, для обеспечения им соответствующих дотаций необходимо распространить принятый Правительством Республики Таджикистан в 2003г. МКЭ на потребителей проектируемых МГЭС 9. Малая гидроэнергетика и механизмы чистого развития Республика Таджикистан присоединилась к Рамочной Конвенции ООН об изменении климата (РКИК) 7 января 1998 года, приняв обязательства как Сторона, не включенная в Приложение I названной Конвенции. Обязательства республики, согласно Рамочной Конвенции включают:

Формулирование и осуществление мер по смягчению последствий изменения климата путем решения проблемы антропогенных выбросов парниковых газов и содействия адекватной адаптации к изменению климата;

• Сотрудничество в разработке, применении и распространении технологий, приводящих к ограничению, снижению или прекращению выбросов парниковых газов и содействие рациональному использованию поглотителей и накопителей всех парниковых газов, их охране и повышении их качества;

• Сотрудничество в разработке и принятии подготовительных мер с целью адаптации к последствиям изменения климата;

• Интеграцию проблемы изменения климата в социальную, экономическую и экологическую политику;

• Содействие международным усилиям по укреплению систематического наблюдения, потенциала и возможностей в области научных исследований, связанных с климатической системой;

• Содействие и сотрудничество в области обмена информацией, образования, подготовки кадров и информирования общественности по вопросам изменения климата;

• Представление информации, касающейся осуществления Рамочной Конвенции, включая национальный кадастр антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями всех парниковых газов.

Рамочная конвенция ООН об изменении климата является крупнейшим экологическим международным соглашением 20 века, направленным на стабилизацию концентраций парниковых газов в атмосфере и предотвращение опасных изменений климата. Конвенция была принята на Конференции ООН по окружающей среде и развитию (Саммит Земли) в Рио-де-Жанейро в мае 1992 г., вошла в силу в марте 1994 г. Стороны Конвенции взяли на себя обязательство не увеличивать выбросы ПГ выше уровня, достигнутого им к 1990 г. В настоящее время Сторонами Конвенции являются 187 стран.

РКИК поделила страны на две большие группы: страны Приложения 1, включающие индустриальные страны и часть стран с переходной экономикой (Российская Федерация, страны Балтии, Украина, страны Центральной и Восточной Европы). Все другие страны называют странами, не вошедшими в Приложение 1.

По Киотскому протоколу в первый период (2008-2012 г.г.) обязательства по сокращению эмиссию ПГ принимают только страны Приложения 1. Количественные обязательства стран Приложения 1 даны в Приложении Б к Киотскому протоколу.

Чтобы помочь странам Приложения 1 снизить расходы по выполнению своих обязательств по Протоколу, были установлены три совместных механизма, так называемые Механизмы Киото, связанные с покупкой и продажей сокращенных объемов эмиссии. Такими механизмами являются:

Международная торговля эмиссией - позволяет странам Приложения 1 продавать и покупать часть их квот, (установленное число единиц сокращения эмиссии), определенных Киотским протоколом для первого периода обязательств.

Совместное осуществление (СО) - позволяет странам Приложения 1 продавать и покупать сокращенные объемы эмиссии, полученные при реализации проектов на территории их стран. Сделки возможны только между странами Приложения 1.

• Механизм чистого развития (МЧР) - разрешает странам, не вошедшим в Приложение 1, продавать сертифицированное сокращение эмиссии, полученное при реализации проекта на территории их стран, правительствам или компаниям стран Механизмы Киото дают возможность странам и частным компаниям развитых стран вкладывать деньги в проекты, направленные на сокращение эмиссии, по всему миру. Однако, согласно статьям Киотского протокола, любое такое сокращение должно быть дополнительным к внутренним действиям по сокращению эмиссии ПГ в странах Приложения 1.

МЧР позволяет странам Приложения 1 финансировать проекты по сокращению эмиссии ПГ на территории стран, не вошедших в Приложение 1. Сертифицированное сокращение эмиссии (ССЭ), полученное в результате реализации проекта затем может быть использовано странами Приложения 1 для выполнения их количественных обязательств по снижению эмиссии. Статья 12 Киотского протокола устанавливает три цели для МЧР:

• помочь смягчению изменения климата;

• помочь странам Приложения 1 достичь их обязательств по снижению эмиссии;

• помочь развивающимся странам в достижении устойчивого развития.

Участниками МЧР проекта могут быть, как государственные, так и частные предприятия. Причем частные предприятия должны иметь специальное разрешение на участие в МЧР проектах, поскольку государство несет ответственность за выполнение обязательств по РКИК и Киотскому протоколу. Кто и на каких условиях будет выдавать разрешение частным предприятиям на участие в МЧР проектах, внутреннее дело государства.

Для того чтобы участвовать в МЧР проекте принимающие страны (не вошедшие в Приложение 1) должны выполнить три основных требования:

участие в МЧР проектах является добровольным;

в стране должен быть создан создание Национальный орган по МЧР;

страна должна ратифицировать Киотский протокол.

Одно из наиболее важных условий участия в МЧР - правительство должно назначить национального координатора по МЧР и создать структуру, которая от имени государства утверждает МЧР проекты на национальном уровне, отстаивает национальные интересы при заключении соглашения о покупке сертифицированного сокращения эмиссии.

В качестве МЧР проекта может быть рассмотрен любой проект, направленный на сокращение эмиссии парниковых газов, который не мог бы быть реализован без МЧР инвестиций (принцип дополнительности).

Сертифицированное сокращение эмиссии (ССЭ), заработанное в МЧР проектах, является товаром, который может быть продан в рамках реализации МЧР проекта. Как правило, условия продажи оговариваются в контракте при подписании проекта. Например, Экспериментальный углеродный фонд Всемирного банка заключает Соглашение о покупке эмиссии, где рассматриваются условия покупки не только запланированного ССЭ, но и дополнительного ССЭ. Полученное ССЭ сокращение эмиссии поступает на счет компаний инвесторов, которые могут распоряжаться им по своему усмотрению.

Будущее глобального рынка будет зависеть главным образом от спроса на МЧР проекты со стороны компаний и стран Приложения 1. Международный рынок для ССЭ находится в стадии становления. В настоящее время уровень цен на карбоновом рынке колеблется в пределах 3-5 долл. США за тонну выбросов. Обычная цена, предлагаемая Экспериментальным углеродным фондом (PCF), равна 3-3.5 долл. США. Программа Center (Нидерланды) покупает СОЭ парниковых газов за 3-5 Евро, правительство Финляндии – 2.47-3.2 Евро.

Величина доходов от продажи эмиссии зависят от нескольких факторов, ключевыми из которых являются вид МЧР проекта, период кредитования и мировые цены на углеродном рынке.

Опыт Экспериментального углеродного фонда Всемирного Банка (PCF) показывает, что поток доходов, рассчитанный даже при стоимости в 3 USD за тонну сокращенной эмиссии СО2, может существенно влиять на изменение внутренней ставки окупаемости (IRR) МЧР проекта. Как следует из таблицы 50, величина IRR увеличивается на 1-5 % процентов. Расчеты показывают, что пятилетний доход от продажи СОЭ (5 Euro/тонну) покрывает инвестиционные расходы от 10 до 100 % в зависимости от типа проекта.

В общем, МЧР рынок должен следовать тем же самым правилам, как для любых других товаров. Выплата производится после поставки товара, т.е. сокращение эмиссии получено и сертифицировано. Предоплата (не более 25 %) производится в исключительных случаях. График выплат оговаривается в контракте. Например, по условиям Экспериментального углеродного фонда Всемирного банка, выплата за ССЭ инициатору проекта производится ежегодно после того, как сокращение эмиссии будет сертифицировано.

По существу МЧР проекты – это такие же инвестиционные проекты. Основная разница между обычным инвестиционным проектом и МЧР проектом состоит в дополнительных требованиях, связанных со снижением эмиссии парниковых газов и устойчивым развитием. Так как инвестиционные риски, в основном, являются одинаковыми, то они рассматриваются и при реализации МЧР проектов. Однако существуют дополнительные риски, связанные с МЧР, такие как – в рамках реализации проекта не получили запланированное снижение эмиссии, и, следовательно, нет выпуска сертифицированного сокращение эмиссии.

За мониторинг МЧР проекта отвечают инициаторы проекта (группа реализации МЧР проекта). План мониторинга разрабатывается и утверждается Исполнительным советом одновременно с Изучением базовой линии и Документом дизайна проекта. Разработчики МЧР проекта должны гарантировать выполнение этого плана, контролируя, что в рамках реализации проекта происходит запланированное снижение эмиссии. Результаты мониторинга будут верифицироваться назначенным оперативным органом (независимый аудит).

Одной из основных целей МЧР является помощь странам, не вошедшим в Приложение 1, в достижении устойчивого развития. Пока не существует общих руководящих принципов для определения критериев устойчивого развития. Вопрос разработки национальных критериев находится в компетенции принимающей страны. В общих чертах критерии устойчивого развития могут быть поделены по следующим категориям:

• Социальные критерии. Проект улучшает качество жизни, снижает бедность, и способствует праву справедливости.

• Экономические критерии. Проект обеспечивает финансовыми доходами местные предприятия, дает в результате положительное воздействие на баланс платежей, и передачу новых технологий.

• Экологические критерии. Проект сокращает эмиссию парниковых газов и использование ископаемого топлива, сохраняет местные ресурсы, снижает давление на окружающую природную среду, направлен на улучшение здоровья и другие экологические выгоды и соответствует энергетической и экологической политике Поскольку снижение эмиссии на углеродном рынке представляет собой товар, то он, как и любой другой товар, должен быть сертифицирован. Для этого, назначенный оперативный орган (НОО), проводивший сертификацию снижения эмиссии от конкретного проекта, должен передать запрос на выпуск сертификата в Исполнительный совет при Секретариате РКИК. Выпуск ССЭ производится в течение 15 дней после получения запроса от НОО.

Сертификация – письменная гарантия, даваемая НОО, что в течение определенного периода в деятельности по проекту достигнуто снижение эмиссии ПГ, которое верифицировано. НОО стразу же после завершения процесса сертификации должен в письменном виде информировать участников проекта, стороны проекта и Исполнительный совет о решении сертифицировать сокращение эмиссии и представить письменный отчет по сертификации для широкого рассмотрения. Отчет по сертификации должен содержать запрос к Исполнительному совету о выпуске сертифицированного снижения эмиссии (ССЭ) эквивалентного верифицированному снижению эмиссии парниковых газов. Если участник проекта или трое из членов Исполнительного совета не потребует рассмотрения заявки в течение 15 дней, Исполнительный совет дает инструкцию МЧР регистру выпустить ССЭ.

МЧР регистр, созданный при Секретариате РКИК должен хранить информацию обо всех выпусках ССЭ. Когда Исполнительный совет выпускает ССЭ, его должны поместить на заявленный счет в МЧР регистре. Отсюда ССЭ будет передаваться на счет юридического лица стороны, согласно делению, определенному участниками проекта.

Сделанный анализ показывает, что проекты малой гидроэнергетики Таджикистана, безусловно, удовлетворяют всем требованиям и условиям, предъявляемым процедурами МЧР.

Его использование при реализации программы развития малой гидроэнергетики Республики может существенно повысить статус и экономическую эффективность проектов МГЭС и их инвестиционную привлекательность.

10. Технические и организационные вопросы развития малой гидроэнергетики 10.1. Конструктивно-компоновочные решения и оборудование МГЭС Малые ГЭС в Таджикистане сегодня и в ближайшей перспективе являются одним из основных источников энергии для населения отдаленных и труднодоступных сельских районов. Для этого практически в любом горном районе республики есть достаточное количество малых рек. Они равномерной сетью покрывают всю территорию горных и предгорных районов. Строительство на них гидростанций, одновременно с выработкой энергии, одновременно решает и вопрос ее доставки. Малые ГЭС могут работать, как изолированно, так и в общей энергосистеме. При этом они являются почти абсолютно чистыми источниками энергии.

Но малые ГЭС обладают целым рядом особенностей, без учета которых их достоинства могут обратиться в свою противоположность.

Прежде всего, малые станции на горных реках в Таджикистане принципиально отличаются от больших по режиму использования водотоков. Реки в горных районах отличаются резко неравномерным режимом реки в течение года. Большая часть их стока приходится на несколько весенне-летних месяцев, в зимний период расходы воды в малых горных реках могут падать практически до нуля.

Если запроектировать МГЭС на гарантированный зимний расход, то это приведет к большому недоиспользованию энергопотенциала реки, если же рассчитать мощность агрегатов ГЭС на максимальные расходы, то буде неэффективно использовано оборудование.

Для крупных гидроузлов это противоречие решается созданием регулирующего водохранилища. Для отдельных малых ГЭС это невозможно. Дело в том, что в любом водохранилище всегда существует, так называемый, мертвый объем, в котором в течение всего периода эксплуатации аккумулируются наносы реки. Мертвый объем не зависит ни от мощности станции, ни от объема водохранилища – он определяется только характеристиками самой реки – объемом ее твердого стока. Для горных рек мертвый объем, как правило, должен быть очень большой – горные реки в период паводка несут большое количество наносов. В отдельные периоды водный поток в горной реке может превращаться в сель, содержащий больше твердых частиц, чем воды. Поэтому построить небольшое регулирующее водохранилище, соответствующее мощности малой ГЭС на горной реке практически невозможно – с учетом мертвого объема для этого потребуется большая плотина со всеми вытекающими отсюда проблемами.

Таким образом, малые ГЭС в Таджикистане могут работать в основном в режиме естественного стока и выработка электроэнергии у них будет неизбежно неравномерна в течение года. Это ограничивает их возможности.

В качестве наиболее эффективных селезащитных мероприятий на горных реках Таджикистана можно рекомендовать строительство в их верхнем течении защитных плотин и дамб. Но эффект от этого будет проявляться только в случае строительства на реке не одной, а целого каскада МГЭС.

Принципиально отличаются малые ГЭС от больших и в отношении надежности их конструкций. Большие станции, разрушение которых связано с катастрофическими последствиями, проектируют на практически 100-процентную надежность даже при самых неблагоприятных условиях. Такой подход для малых ГЭС является неэффективным. Требование неразрушаемости всех без исключения элементов малых ГЭС, в условиях мощных плохо прогнозируемых паводков и селей, неизбежно приведет к необходимости строительства мощных защитных сооружений. Но последние, даже не говоря о их высокой стоимости, будут являться естественными отстойниками – накопителями наносов. В результате, даже сохранив прочность, сооружение потеряет работоспособность. Более разумным в этих условиях является допущение определенных разрушений в критических случаях с периодическими восстановлениями. Примером этому являются хорошо известные в народной практике «туземные» водозаборы для ирригации. Таким образом, для сооружений МГЭС наиболее важным является не абсолютная надежность, а ремонтопригодность всех элементов конструкций.

Малые ГЭС имеют все те же технологические элементы, что и большие, и каждый из них требует для надежной работы систематического контроля. Для больших станций для этого имеется целый штат специалистов – десятки и сотни человек. Наличие такого штата сотрудников на отдельной МГЭС невозможно. Малые станции могут быть экономически эффективными только при автоматическом их управлении. При этом сервисная обслуживающая организация должна быть общей для целого ряда станций. То есть необходимо объединение МГЭС в ассоциацию.

Следующий важный вопрос – это оборудование малых ГЭС. Для каждой большой станции такое оборудование вследствие своей уникальности изготавливается по специальному проекту в единственном экземпляре. Соответственно высока и его стоимость. В малой гидроэнергетике такой подход сведет на нет все ее преимущества. Для МГЭС в Таджикистане необходимо использование типового оборудования с минимальным количеством типоразмеров. Возможность такого подхода показывают разработки НПО ЦКТИ (Россиия), выполненные для схем развития горных районов Таджикистана. Рассматривая намеченные в этих схемах станции, напор на которых изменяется в пределах 73178 м., а расход от 0,3 до 1,6 м3/сек. было установлено, что для всех них достаточно использовать всего два типа турбин: РО 170/1128 и К –400/560 –В650, Неприменим для малых ГЭС и традиционный принцип строительства, предусматривающий опережающее широкое развитие дорожно-транспортных сетей и промышленных баз непосредственно на стройплощадках ГЭС. Эффективность малых ГЭС может быть достаточно высокой, только если их строительство будет представлять из себя по сути дела только монтаж элементов, централизованно изготавливаемых в виде отдельных модулей и доставляемых на место строительства в готовом виде. Кстати, этот метод может значительно упростить и ремонт оборудования и конструкций МГЭС. Такой подход делает целесообразным создание в республике специального строительно-монтажного подразделения по строительству малых ГЭС, а также по их эксплуатации и ремонту.

Должны измениться и методы проектирования МГЭС. При наличии типовых решений и серийно выпускаемых модулей конструкций весь процесс проектирования должен заключаться в привязке их к местности, аналогично типовому проектированию в гражданском строительстве. Инженерные изыскания при этом должны проводиться только в самом необходимом объеме. Основным этапом при этом должно стать комплексное обследование участков строительства комиссией, включающей представителей местных Джомоатов, общин, заказчика, проектировщиков и подрядчиков-строителей.

Для эффективного освоения ресурсов малой гидроэнергетики Таджикистана необходимо предусмотреть составление комплексных схем использования малых рек в целях гидроэнергетики для всей Республики в целом и для отдельных основных районов с выделением первоочередных объектов и этапов строительства МГЭС. Только такой подход сможет определить действительно правильную роль и место малой гидроэнергетики в народном хозяйстве Таджикистана.

Эффективность малой гидроэнергетики может быть обеспечена только при достаточно широком ее использовании. Только в этом случае можно рассчитывать на индустриальные методы строительства и надежную эксплуатацию. И только в этом случае МГЭС могут внести ощутимый вклад в решение энергетической программы Республики.

В то же время в любом случае малая гидроэнергетика не может рассматриваться, как альтернатива большой. У каждой из них свои задачи и необходимо их разумное сочетание.

Крупные ГЭС в любом случае будут оставаться основой энергосистемы страны, обеспечивая основную выработку электроэнергии и определять устойчивость системы в целом.

10.2. Территориальное размещение МГЭС Во всех странах мира размещение производств, обеспечивающих функционирование народного хозяйства, производится исходя из основного принципа - равномерного освоения заселённой территории. Этим достигается вполне понятное приближение производств к трудовым ресурсам. Понятно, что такой подход требует также равномерного обеспечения заселенной территории электроэнергией. Но, как строительство, так и эксплуатация электростанций мало связаны с трудовыми ресурсами, поэтому размещение генерирующих мощностей в стране может быть произведено самыми разными способами.

Единственным условием является только доступность для станций энергоносителей. Например, понятно, что гидроэлектростанции могут размещаться только непосредственно на реках. Тепловые станции располагаются обычно или около наиболее крупных потребителей или в районах топливодобычи.

С 70-х годов нашего столетия народное хозяйство Таджикистана ориентировалось, в основном, на создание крупных территориально-промышленных комплексов, например, Южно-таджикского, в ленинабадской зоне и др. Это было возможно только за счет строительства мощных ГЭС, что почти автоматически определяло их размещение - на крупных реках - Вахше, Пяндже. Обихингоу. Вопрос передачи электроэнергии играл при этом подчиненное значение.

Сегодня основными приоритетами в республике становятся развитие рыночных отношений, повышение уровня трудовой занятости населения, равномерное экономическое развитие всех территорий, в том числе горных, отдаленных и труднодоступных. Такие цели проще всего достигаются за счет строительства малых ГЭС. МГЭС не требуют крупных капиталовложений, могут возводиться, практически, в течение одного сезона, относительно просты в эксплуатации и могут обеспечить быстрый возврат инвестиций.

В этой ситуации очень важным является вопрос размещения ГЭС на территории республики с учетом необходимого уровня обеспечения электроэнергией всех потребителей.

Критерием оптимизации при этом будет минимизация суммарных капиталовложений на строительство ГЭС для выработки электроэнергии и на строительство линий электропередач (ЛЭП) для её транзита 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:

опт.

L мах. — максимальное расстояние передачи мощности, км.

N — передаваемая мощность, кВт.

гэс.

Р уд. — удельные капиталовложения в ГЭС, долл./ кВт.

лэп.

Р уд. — удельные капиталовложения в ЛЭП, долл./км.

Дополнительным критерием является также техническая возможность передачи электроэнергии тем или иным типом ЛЭП, то есть:

Стоимость ГЭС, конечно, зависит от её типа, мощности, района строительства и пр. Но опыт гидростроительства в Таджикистане показывает, что для наших условий с достаточной точностью можно принять её постоянной, равной Р гэс = 700 долл./кВт. Такие стоимости фактически сложились в республике при строительстве МГЭС с 1990-го года.

Такая же удельная стоимость определена проектами Сангтудинской и Рогунской ГЭС, находящимися в стадии строительства.

Максимально допустимые расстояния передачи электроэнергии, при которых эта передача эффективней строительства новой станции, приведены в таблице 51.

Таблица 51 Максимально допустимые расстояния передачи электроэнергии ЛЭП МощЛЭП 10 кВ. ЛЭП 35 кВ. ЛЭП 110 кВ. ЛЭП 220 кВ. ЛЭП 500 кВ.

ность, Оптимальные, с учетом всех возможных вариантов, расстояния передачи электроэнергии для каждого значения мощности выделены в этой таблице тёмным цветом. Для большей наглядности, они приведены отдельно в таблице 52.

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 интересных для МГЭС малых значений мощности, максимально допустимые расстояния передачи её также очень 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.

Таблица 52 Максимально допустимые расстояния передачи электроэнергии при Мощсть, 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.

Сделанный анализ позволит не только оптимизировать общую схему размещения генерирующих мощностей и линий электропередач, но и снизить общую стоимость их строительства. Последнее будет возможно за счет применения типовых конструктивных решений, унифицированного оборудования и снижения затрат на эксплуатацию и ремонт.

Полученные выводы хорошо подтверждаются прошлым опытом.

10.3. Подготовка кадров для малой гидроэнергетики Таджикистана Одним из наиболее сложных вопросов, связанных с подготовкой кадров для МГЭС, является определение численного состава работников: администрации, технического и вспомогательного персонала. По общепринятой для гидроэнергетики методике, разработанной еще во времена СССР и действующей до настоящего времени, штатная численность ГЭС определяется в по ее мощности, в соответствии со штатным коэффициентом – числом работников на единицу установленной мощности ГЭС.

Рисунок 7. Зависимость штатного коэффициента от мощности ГЭС Можно отметить, что штатный коэффициент достаточно точно определяется только для крупных ГЭС. Максимальное его значение для всех мощностей равно порядка единицы.

В соответствии с этим, численность персонала на проектируемых МГЭС должна быть равна единице – один человек на ГЭС.

штатный коэффициент, чел/МВт В то же время, для государственных предприятий, в соответствии с Гражданским Кодексом, численность работников на таких хозяйствующих субъектах должна быть, как минимум, 6 человек:

Как тот так и другой крайние варианты непригодны для нормальной эксплуатации МГЭС – в первом случае невозможно техническое и административное управление при работе в 3 смены, во втором – при существующих условиях не может быть обеспечена нормальная оплата труда работников, не говоря уже об эксплуатационных затратах.

Выходом из этого тупика является кооперация объектов МГЭС между собой и с другими предприятиями. В качестве одного из вариантов это может быть обеспечено в рамках Центров по Поддержке Джомоатов, уже созданных и действующих во всех сельских районах Республики.

Это позволит обеспечить подготовку кадров и их тренинг по всем необходимым специальностям, и их эффективную занятость.

В будущем, за счет автоматизации, компьютеризации и разделения труда, возможно, будет расширять использование уже обученного персонала за счет их использования в проектах других МГЭС, интенсивное строительство которых является сегодня одной их приоритетных целей Правительства Республики Таджикистан.

В Таджикистане есть несколько ВУЗов, готовящих специалистов необходимых для ГЭС профилей.

В первую очередь, это Таджикский технический университет (Душанбе). На энергетическом факультете пять кафедр:

• Электроснабжение пром. предприятий, городов и с/х, • Автоматизированный электропривод, • Автоматизированные системы управления.

В Таджикском сельскохозяйственном университете (Душанбе) специалистов готовят кафедры:

• Гидротехнические сооружения, • Комплексное использование водных ресурсов.

В мае 2006г. начата организация нового энергетического института в г. КурганТюбе.

Во всех этих ВУЗах есть отделения экономики. Кроме того, есть несколько специальных экономических университетов и колледжей. Готовят экономистов и в Славянском Университете.

Таким образом, в сумме ежегодно в Таджикистане выпускается более 300 специалистов практически по всем энергетическим специальностям, необходимым не только для крупных, но и для малых ГЭС. Исключение составляют только, может быть, гидрологи.

Традиционно их все время готовил Одесский институт в Украине.

Специалистов среднего звена и повышение квалификации успешно осуществляет Учебный комбинат при ОАХК «Барки Точик». По-видимому, именно он может быть в дальнейшем основной базой для подготовки и переподготовки кадров для малой гидроэнергетики Таджикистана.

11. Матрица действий по реализации Стратегии развития малой гидроэнергетики Таджикистана Создание базы данных малых Повышение эффек- Обобщение результаОбмен опытом экс- 2008ГЭС Таджикистана и ее посто- тивности работы тов комплексного обплуатации МГЭС -2009 гг.

ционного проекта «Освоение ва МГЭС Создание Координационного Координация реали- Подготовка Положе- Создание благоприцентра (Агентства) МГЭС при зации Стратегии ния о Координацион- ятных условий для 2007 г.

сударственных и ведомствен- изыскания, конструк- ности и экономиче- 2007унификация проектов

МГЭС МГЭС МГЭС

Анализ проектов первоочередных МГЭС РТ. Разработка Повышение качества Сбор и анализ мате- Сокращение типопредложений по унификации и и удешевление тех- риалов проектов размеров используе- 2007стандартизации используемого нологического обо- МГЭС. Проведение мого оборудования -2008 гг.

технологического оборудова- рудования МГЭС консультаций МГЭС ния МГЭС Разработка программы обучения и повышение квалификации эксплуатационного персо- Повышение уровня Организация очного Повышение надежнала МГЭС. Организация спе- квалификации работ- и заочного обучения ности и безопасности комбината ОАХК «Барки То- чик»