ЭНЕРГЕТИКА УЗБЕКИСТАНА: СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ

Мурат КЕНИСАРИН


Мурат Кенисарин, кандидат технических наук, заместитель генерального директора НПО "Академприбор" Академии наук Республики Узбекистан (Ташкент, Узбекистан)


В нынешнем столетии социально-экономическое развитие республики будет определяться эффективностью использования ее углеводородных запасов. В связи с этим следует комплексно изучать состояние производства энергоресурсов и потребления энергии во всех отраслях народного хозяйства, постоянно отслеживать уровень энергопотребления, влияния налоговой и ценовой политики государства на динамику в данной сфере с учетом длительной перспективы. Кроме того, необходим тщательный анализ энергоемкости отдельных отраслей в сопоставлении с показателями развитых стран, а также возможных путей снижения энергоемкости экономики страны.

Наиболее важные показатели мировой и узбекистанской энергетики представлены в таблице 1. По энерговооруженности республика на 23% превосходит среднемировой уровень, а по электровооруженности уступает ему на 20%, то есть по этим показателям находится примерно на среднемировом уровне. Эффективность же использования этих ресурсов весьма низка: энергоемкость народного хозяйства нашей страны примерно в 9 раз превышает средний мировой уровень, а удельное потребление электроэнергии на единицу ВВП — в 6 раз. В сравнении же с аналогичными показателями наиболее развитых стран мира этот разрыв намного больше — соответственно в 2 228 раз и 1 114 раз. Столь неблагоприятное положение сложилось из-за заниженных внутренних цен на энергоносители как в СССР, так и во многих странах СНГ, что не способствовало освоению энергосберегающих технологий. А энергетический кризис 1973—1974 годов, наоборот, способствовал ускоренному развитию таких технологий в западных странах. Особенно в этом преуспели Австрия, Дания, Германия, Норвегия, Швеция, Швейцария, Япония, так как все они (кроме Норвегии) вынуждены импортировать энергоносители. Достижения в сфере использования энергосберегающих технологий отмеченных стран обусловлены развитой законодательной базой, достоверной и обширной статистикой, развитой системой норм и стандартов, а также комплексными и системными научными исследованиями в данной области.

В свете изложенного выше, Узбекистан не может рассчитывать на стабильное и устойчивое развитие национальной экономики без структурных изменений в народном хозяйстве и реализации комплекса мер, направленных на существенное снижение энергоемкости.

Таблица 1

Ключевые показатели мировой и узбекистанской энергетики в 2000 году

Показатель

Весь мир

Узбекистан

Место в мире

Население, млн чел.

6 023,17

24,75

39

Внутренний валовой продукт (ВВП), млрд долл.

3 4037,0

12,01

82

ВВП на душу населения, долл./чел.

5 651

485

113

Производство первичных энергоносителей, млн тонн нефтяного эквивалента (тнэ)

10 078

55,07

35

Экспорт энергоносителей, млн тнэ

 

4,89

39

Потребление первичных энергоносителей (ППЭ), млн тнэ

10 109,6

50,15

33

ППЭ на душу населения (энерговооруженность), тнэ/чел.

1,68

2,03

58

ППЭ на единицу ВВП, тнэ/1 000 долл.

0,30

4,18

2

Потребление электрической энергии (ПЭЭ), ТВтч

14 114,5

44,02

39

ПЭЭ на душу населения (электровооруженность), кВтч/чел.

2 343

1 778

73

ПЭЭ на единицу ВВП, кВтч/долл.

0,414

3,67

7

Выбросы СО2 (углекислый газ) в атмосферу, млн т

23 444,2

117,52

32

Выбросы СО2 на душу населения, т

3,89

4,64

57

Выбросы СО2 на единицу ВВП, кг/долл.

0,69

9,57

6

Выбросы СО2 на единицу ППЭ, т/тнэ

2,32

2,29

7

Источник: Key World Energy Statistics from the IEA. 2002 Edition. Paris: IEA, 2002.

1. Топливная промышленность
Нефтегазовая отрасль

В 1992 году в республике была создана Национальная корпорация нефтяной и газовой промышленности "Узбекнефтегаз". В 1998-м в соответствии с указом президента страны она преобразована в Национальную холдинговую компанию "Узбекнефтегаз", в которую входят восемь фирм: "Узгеонефтегаздобыча" (разведка и добыча газа и нефти); "Узнефтегазстрой" (обустройство месторождений и строительство нефтегазопроводов); "Узнефтепродукт" (распределение нефтепродуктов по регионам); "Узнефтепереработка" (переработка сырой нефти); "Узтрансгаз" (транспортировка газа по магистральным газопроводам); "Узбурнефтегаз" (разведка и бурение нефтяных и газовых скважин); "Узнефтегазмаш" (оборудование для добычи нефти и газа); "Узнефтгазишчитаъминотчи" (торговые и сервисные услуги).

Основу энергоресурсов составляют углеводороды: "кладовые" природного газа в республике сопоставимы с запасами Нидерландов и Индонезии. (Отметим, что Узбекистан входит в число 15 стран, обладающих наиболее крупными в мире залежами газа.) С 1996 года страна полностью обеспечивает собственные энергетические потребности, занимая ныне восьмое место в мире по добыче голубого топлива. По заключению геологов1, 60% территории страны перспективны на нефть и газ (в пяти ее нефте- и газоносных районах открыто 171 месторождение). Добыча ведется на 51 месторождении нефти, 27 — газа и 17 — газового конденсата. Степень выработки разведанных запасов нефти составляет 32%, газа — 37%.

Природный газ

Ресурсы природного газа оцениваются в 5 430 млрд куб.м2. Промышленные запасы есть на 12 основных месторождениях, включая Газли, Шуртан, Памук и Хаузак, которые ныне дают более 95% его добычи в стране. Они расположены в бассейне реки Амударья и вблизи города Мубарек. Залежи в Газли — крупнейшие и самые старые. Второе по значимости — месторождение Шуртан, разработка которого началась в 1980 году, а в 2000-м здесь было получено более 1/3 общего объема добычи.

К настоящему времени открыто семь крупных месторождений: одно газовое и шесть — газоконденсатных3. Наиболее крупные по запасам — Шахпахты, Урга, Акчалак. Их начальные запасы (по промышленным категориям) превышают 95 млрд куб. м. В Устюртском регионе выделено шесть инвестиционных блоков4.

В 2002 году было добыто 58,4 млрд куб. м. Чтобы компенсировать снижение добычи на Учкырском и Янгиказенском промыслах, ускоренно осваиваются Габрийское и Кандымское месторождения. Добычу в стране в основном ведут компании "Мубарекнефтегаз", "Шуртаннефтегаз" и "Устюртгаз".

Таблица 2

Добыча, потребление и экспорт природного газа в Узбекистане в 1992—2000 годах

 

1992

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Добыча

Мтнэ

34,95

38,13

38,32

39,72

44,61

45,26

45,92

Млрд куб. м

43,1

47,1

47,3

49,0

55,1

55,9

56,7

Потребление

Мтнэ

33,57

32,73

33,93

34,04

40,93

41,57

41,32

Млрд куб. м

41,4

40,4

41,9

42,0

50,5

51,3

51,0

Экспорт

Мтнэ

0,81

3,43

3,97

5,81

3,68

3,69

4,60

Млрд куб. м

1,0

4,2

4,8

7,2

4,5

4,6

5,7

Источник: Energy Balances of Non-OECD Countries 1999—2000. 2002 Edition. Paris: IEA, 2002.

Природный газ страны — многокомпонентное сырье, состав которого значительно меняется в зависимости от месторождения. Наряду с метаном в нем содержится значительное количество легких и тяжелых углеводородов. В целом же большую его часть необходимо перерабатывать из-за высокого содержания серы (2,5—2,7%). Соответствующие мощности сосредоточены на Мубарекском газоперерабатывающем заводе и на Шуртанском газохимическом комплексе.

Мубарекский завод введен в эксплуатацию в 1973 году (первая очередь). Он предназначен для обессеривания и производства серы, низкотемпературной сепарации и стабилизации конденсата. В настоящее время завод перерабатывает около 24 млрд куб. м газа, выпуск серы составляет более 330 тыс. т в год5. Предприятие нуждается в модернизации и введении дополнительных мощностей по обессериванию, мощности по производству газового конденсата планируется довести до 745 000 т в год, что позволит полностью удовлетворить рыночный спрос.

В конце 2001 года начала работу насосная станция строящегося Шуртанского газохимического комплекса, стоимость которого оценивается в 1 млрд долл. После завершения строительства комплекс сможет ежегодно выпускать 125,0 тыс. т полиэтилена, 137,0 тыс. т сжиженного газа и 37,0 тыс. т легкого конденсата. Ввод в эксплуатацию всего этого комплекса и модернизация Мубарекского завода позволит к 2010 году увеличить объем переработки газа до 45 млрд куб. м (в 2001-м — 30—35 млрд куб. м) и расширить ассортимент выпускаемой продукции.

Узбекистан стал экспортером газа практически со дня организации его добычи в промышленных масштабах на месторождении в Газли. В настоящее время республика поставляет голубое топливо в Казахстан, Кыргызстан, Россию и Таджикистан и связана с ними магистральными трубопроводами. Самый крупный покупатель — Россия, причем ее газовые компании своевременно расплачиваются за поставки, чего не скажешь о фирмах других республик, поэтому Ташкент порой "перекрывает кран" до полного погашения ими своей задолженности.

Российский "Газпром" и "Узбекнефтегаз" заключили соглашение6 на поставки узбекского газа на 2003—2012 годы, согласно которому к 2005 году объем закупок достигнет 10 млрд куб. м (в 2003-м, по предварительным данным, было 5 млрд куб. м).

В соответствии с генеральным соглашением7 (в 2001 г. между фирмами "КазТрансГаз" и "Узтрансгаз") в течение пяти лет наша республика поставит Казахстану необходимые объемы газа по договорным ценам. Однако в связи с несвоевременной оплатой Астаной узбекского газа в 2003 году Казахстан более, чем в два раза сократил эти закупки (согласно договору на условиях предоплаты он приобрел 600 млн куб. м. по 40 долл. за 1 тыс. куб. м)8.

"Узтрансгаз" и акционерное общество "Кыргызгаз" заключили генеральный контракт9 на поставку природного газа в 2003 году по 42 долл. за 1 тыс. куб. м. При этом планировалось, что 45% объема закупок Кыргызстан должен оплатить материально-техническими ресурсами и 55% — валютой. В среднем Бишкек ежегодно покупает 600—650 млн куб. м узбекского газа.

Следует отметить, что магистральный газопровод, соединяющий Ферганскую долину с газодобывающими районами Узбекистана, пролегает по территории Таджикистана. В качестве оплаты за транзит Душанбе ежегодно получает 640—650 млн куб. м узбекского газа. Кроме того, "Узтрансгаз" обязался ежегодно поставлять государственному унитарному предприятию "Таджикгаз" 100 млн куб. м (на условиях обязательной предоплаты). Нарушение предусмотренных сроков оплаты ведет к прекращению поставок до погашения таджикской стороной образовавшейся задолженности.

В соответствии с имеющимися соглашениями через газотранспортную систему Узбекистана в Россию поставляется туркменский газ. В 2000 году объем этого транзита составил около 2 млрд куб. м10, а в ближайшие годы он может увеличиться до 7 млрд куб. м.

Нефть и газовый конденсат

В январе 2000 года объем запасов нефти11, включая конденсат, оценивался в 5 060 млн т. Однако лишь 770 млн т относились к разведанным ресурсам, и еще меньшие объемы классифицировались как доказанные запасы. Кокдумалакское месторождение (Бухаро-Хивинский регион) ныне дает около 70% добычи. Второе место занимает Ферганский регион (около 20% месторождений). На большинстве же из 85 нефтяных месторождений запасы небольшие. Наиболее перспективные залежи сосредоточены в Устюртском регионе, их суммарные запасы оцениваются в 1 120 млн т.

Работы в этой сфере ведут дочерние предприятия компании "Узгеонефтегаздобыча": "Мубарекнефтегаз", "Шуртаннефтегаз", "Джаркурганнефть" и "Мингбулакнефть".

Таблица 3

Добыча сырой нефти и газового конденсата, потребление, импорт нефти и нефтепродуктов в республике в 1992—2000 годах (млн т)

 

1992

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Добыча

3,31

7,56

7,74

8,15

8,38

8,36

7,73

Потребление

8,74

6,95

6,83

7,6

7,11

7,34

7,33

Импорт

5,00

–0,47

–1,09

–1,25

–1,26

–1,02

–0,40

Источник: Energy Balances of Non-OECD Countries 1999-2000. 2002 Edition. Paris: IEA, 2002.

В стране действуют два старых нефтеперерабатывающих предприятия (в Фергане и Алтыарыке) и новый нефтеперерабатывающий завод в Бухаре (сдан в эксплуатацию в 1997 г.). Сырая нефть с высоким содержанием серы поставляется для переработки на Ферганский НПЗ. В его модернизации (с целью наращивания мощностей по сероочистке) с 1998 года участвуют японские компании "Мицуи" и "Тойо Инжиниринг", в 1999 сдана в эксплуатацию современная установка мокрого обессеривания. Производственные мощности этого НПЗ составляют 5,6 млн т в год. Завод построен для производства трансмиссионных и гидравлических смазочных материалов из местной нефти. Мощность Алтыарыкского НПЗ — 3,2 млн т в год (это предприятие выпускает разные виды топлива). Первая очередь Бухарского завода (мощность 2,5 млн т/год) перерабатывает конденсат Кокдумалакского месторождения и выпускает высококачественные — на уровне мировых стандартов — бензин, дизельное топливо, керосин.

Таблица 4

Производство важнейших нефтепродуктов (тыс. т)

Виды продукции

1998

1999

2000

Первичная переработка нефти

7 177

6 739

6 787

Бензин

в том числе автомобильный

1 621

1 638

1 722

1 603

1 622

1 709

Дизельное топливо

2 219

2 221

1 972

Топочный мазут

1 976

1 747

1 709

Источник: Энергетика в Республике Узбекистан 2000. Статистический сборник. Ташкент, 2001.

После завершения строительства Бухарского НПЗ общие перерабатывающие мощности республики достигли 11,1 млн т в год, а ежегодная добыча нефти в стране составляет 7,5—7,8 млн т.

Газопроводы

Длина газотранспортной системы республики ныне превышает 70 тыс. км. Государственная акционерная компания "Узтрансгаз" эксплуатирует 13 980 км трубопроводов, 26 компрессорных станций и 304 распределительные станции12. Общая протяженность магистральных газопроводов диаметром 720—1 420 мм (в однониточном исчислении) — более 7 700 км. Однако транзитная часть системы на газопроводе Средняя Азия — Центр13 не может обеспечить перекачку более 40 млрд куб. м. Техническое же состояние казахского участка14 этой магистрали позволяет пропускать не более 30 млрд куб. м газа. Российская компания "Итера" и "Интергаз Центральная Азия" договорились увеличить пропускную способность газопровода до 60 млрд куб. м в год. Москва и Ашхабад заключили соглашение15на поставку в Россию туркменского газа в следующих объемах (млрд куб. м): 2004 год — 5—6; 2005-й — 6—7; 2006-й — 10; 2007-й — 60—70; 2008-й — 63—73; 2009—2028 гг. — 70—80.

Несомненно, что для транзита такого объема туркменского и узбекского газа по трубопроводам Средняя Азия — Центр и Бухара — Урал необходимо реконструировать транзитный участок. Москва рассматривает возможность строительства нового газопровода16 Туркменистан — Россия по территории Казахстана, минуя Узбекистан. Его стоимость оценивается в 1 млрд долл. При ежегодной мощности 30 млрд куб. м газа он может быть запущен в конце 2006 года.

Угольная промышленность

Разведанные запасы угля сосредоточены на Ангренском (Ташкентская область), Байсунском и Шаргунском (Сурхандарьинская область) месторождениях и оцениваются в 1 900 млн т. Из них 1850 млн т приходится на бурый уголь Ангренских и 50 млн т — на каменный уголь Байсунских и Шаргунских залежей.

Таблица 5

Добыча и потребление угля в 1992—2000 годах

   

1992

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Добыча

Мтнэ

1,66

1,08

1,00

1,04

1,03

1,05

0,91

Мт

4,66

3,03

2,81

2,96

2,95

2,96

2,50

Потребление

Мтнэ

2,18

1,07

1,20

0,98

1,03

1,02

0,88

Мт

6,26

3,02

3,37

2,76

2,95

2,87

2,42

Источник: Energy Balances of Non-OECD Countries 1999—2000. 2002 Edition. Paris: IEA, 2002.

Его добычу ведет АО "Уголь" (пять предприятий). Ангренское месторождение разрабатывают три, причем с принципиально различной технологией: на разрезе "Ангренский" — открытым способом, на шахте № 9 — подземным, на станции "Подземгаз" — методом подземной газификации производят из бурого угля более 2 млрд куб. м газа в год. Два других предприятия добывают каменный уголь подземным способом. В 1990 году добыча составила 6,5 млн т, в 2000-м она снизилась до 2,5 млн т.

Горючие возобновляемые источники энергии

Как показывают оценки, количество биомассы и бытовых отходов, которые можно использовать в этой сфере, весьма значительно. Однако сегодня при составлении топливно-энергетического баланса страны государственные органы не рассматривают эти источники, да и в статистических материалах они не учытываются.

Лишь незначительная часть территории республики (3,2% от общей площади земель) покрыта лесами, в основном это саксаул, можжевельник, солянка. Подавляющее большинство естественных лесов малопродуктивно и редкостойно, поэтому коммерческая рубка в них запрещена. Проводятся лишь лесовосстановительные, санитарные и другие некоммерческие вырубки (с 1990 по 2000 год ежегодно от 50 до 80 тыс. куб. м17). Санитарная вырубка деревьев в городах и сельских районах республики может дать еще не менее 50—80 тыс. куб. м, то есть ежегодное производство древесины можно оценить в 100—160 тыс. куб. м, или около 30 000—40 000 тнэ.

Основа сельского хозяйства страны — орошаемое земледелие, большую часть земель занимают посевы хлопчатника, зерновых, риса и картофеля. Стебли и ботва этих культур используются в качестве корма для домашних животных или местного топлива. С одного гектара, засеянного хлопком, можно собрать от 2,3 до 7 т стеблей хлопчатника18 (при их влажности от 23 до 62%, что соответствуют 2—4 т/га для высушенных стеблей)19. Теплота их сгорания — 18,0—18,8 МДж/кг, что соответствует 0,43—0,45 тнэ/т или в среднем 1,33 тнэ/га20. В последние годы под хлопчатник выделяется около 1,5 млн га земли. Ожидаемый энергетический потенциал от использования его стеблей составит около 2 млн тнэ, что более чем вдвое превышает получаемый при нынешнем потреблении угля. Поэтому весьма важно наладить учет биомассы и ее использование в качестве топлива.

Кроме того, за год накапливается около 6,5 млн т твердых бытовых отходов (ТБО)21 (в среднем на одного жителя — 1,1 куб. м), а их плотность составляет 0,58—0,68 т/куб. м. В зависимости от времени года теплотворная способность мусора равна 1 500—2 500 ккал/кг, что вполне достаточно для поддержания процесса горения. Расчеты показывают, что в качестве альтернативного топлива экономически целесообразно ежегодно использовать 2,2 млн т таких отходов. Ожидаемый эффект от сжигания бытового мусора эквивалентен использованию 0,33—0,55 млн т нефти. Весьма перспективны в этом отношении крупные областные центры и столица республики город Ташкент.

Таким образом, потенциал горючих возобновляемых источников энергии составляет не менее 2,65—2,95 млн тнэ.

Нетрадиционные возобновляемые источники

Гидроэнергетические ресурсы в основном сосредоточены в Чирчик-Ангренском бассейне (33% валового потенциала), в Ферганской долине (24,0%), на юго-западе страны (34,8%) и в низовьях Амударьи (7,8%) — в общем свыше 100,0 ТВтч. Технический потенциал22 оценивается в 21—27 ТВтч, из которого половина — возможности малой гидроэнергетики (до 30 МВт). На реках, водохранилищах и каналах республики можно построить 250 гидростанций суммарной мощностью 5 800—11 000 МВт. Пока же этот потенциал освоен лишь на одну треть: сооружена 31 гидроэлектростанция с установленной мощностью 1 700 МВт.

Вместе с тем в республике есть и другие возобновляемые источники энергии. Так, продолжительность солнечного сияния23 составляет 2 400—3 100 часов в год, а радиационный баланс — 6,0—6,7 ГДж/м2. Валовой потенциал солнечной энергии оценивается в 51 млрд тнэ, технический — в 177 млн тнэ. В настоящее время солнечная энергия используется главным образом для нагрева воды, однако промышленное производство солнечных коллекторов не налажено. Небольшие партии плоских солнечных водонагревателей выпускает малое предприятие "Узгелиокурилиш". Общая площадь установленных и используемых солнечных коллекторов24 не превышает 24 тыс. м2. Другими словами, эти возможности используются незначительно, что обусловлено не только весьма низкими ценами на газ и электроэнергию, но и отсутствием государственной программы развития возобновляемых источников энергии.

Аналогичная ситуация сложилась и в сфере использования энергии ветра. Его среднегодовая скорость на равнинной части страны составляет 2—5 м/сек (ветровые потоки носят сезонный характер), а в Каракалпакии и в Ташкентской области — 5—6 м/сек. Однако пока нет возможности оценить технический потенциал перспективных районов, так как в стране не создана сеть метеорологических станций с современной системой сбора и регистрации данных, отвечающая требованиям зарубежных инвесторов. Для сравнения отметим, что во многих районах Дании и на севере Германии, где скорость ветра такая же, как на указанных территориях Узбекистана, строят ветряные электростанции25. Валовой потенциал энергии ветра26 в нашей республике оценивается в 2,2 млн тнэ, а его технический потенциал — в 0,427 млн тнэ.

Практически во всех регионах страны есть низкопотенциальные геотермальные воды. Их средняя температура равна 45,5˚С, наиболее теплые (56˚С) — в Бухарской и Сырдарьинской (50˚С) областях. Их возможности оцениваются в 0,171 млн тнэ, однако не определен технический потенциал.

Перспективы развития топливной промышленности

В стране еще не разработана энергетическая программа, есть лишь ее отдельные элементы27, предусматривающие три варианта спроса на энергию. Первый вариантспрос при инерционном сценарии развития экономики и отсутствии у основной части потребителей возможности реализации мер по энергосбережению. Второй спрос при мобилизационном сценарии развития экономики, без учета разработанных потребителями мероприятий по энергосбережению. Третий вариантспрос при мобилизационном сценарии развития экономики, с учетом вовлечения в хозяйственный оборот новых месторождений нефти, по которым геологами запланирован прирост запасов, и внедрения разработанных министерствами, ведомствами и отдельными предприятиями мер по энергосбережению.

Прогноз потребности страны на перспективу до 2010 года по отдельным видам энергоресурсов представлен в таблице 6. Для сравнения там же приведены статистические данные за 2000 год.

Таблица 6

Прогноз потребности в топливе на период до 2010 года

Вид энергии

1990

2000 (прогноз)

2000

(факт.)

2005

2010

Нефть (млн тнэ)

12,5

7,2—7,3

7,33

7,8—8,0

8,5—10,0

Уголь (млн тнэ)

3,4

1,05

0,88

1,5—1,6

2,0—2,1

Газ (млн тнэ)

28,6

41,5—42,6

41,32

44,1—47,1

45,0—52,0

Электроэнергия (млрд кВтч)

54,2

47,7—49,2

46,84

54,5—60,4

59,4—70,1

Тепловая энергия (ПДж)

246

220—223

194

226—252

235–280

Источники: Первое национальное сообщение Республики Узбекистан в рамках конвенции ООН об изменении климата. Фаза 1. Ташкент: Главное управление гидрометеорологии, 1999; Energy Balances of Non-OECD Countries 1999—2000. 2002 Edition. Paris: IEA, 2002.

Итак, основным видом топлива останется природный газ, хотя его доля сократится. Вместе с тем следует отметить, что Постановлением Кабинета министров (№ 196, 4 июня 2002 г.) утверждена Программа развития угольной промышленности республики на 2002—2010 годы, в соответствии с которой предусматривается в 2010 году довести добычу угля до 9,4 млн т и к тому времени увеличить его долю при выработке электроэнергии с 4,7% в 2001-м до 15%.

Экономические показатели

Топливная промышленность — одна из ключевых отраслей народного хозяйства республики. Ее удельный вес в общем объеме промышленности страны составляет 15,3%28. Из них 97,5% произведено на государственных предприятиях этой сферы. (Основные экономические показатели топливной промышленности представлены в таблице 7.)

Балансовая стоимость основных фондов на конец 2000 года составляла 101,68 млрд сум (денежная единица республики). Однако эти данные очень занижены вследствие отсутствия индексации, связанной с инфляцией за все предыдущие годы, что видно также из сопоставления величины основных фондов и инвестиций в основной капитал. По решению правительства была проведена работа по переоценке основных фондов предприятий и учреждений (по состоянию на 1 января 2001 г.). Несомненно, что после завершения этой работы их стоимость будет близка к реальной рыночной стоимости, соответственно и уровень рентабельности существенно снизится. Стоимость продукции за 1 тнэ в 2000 году составила: нефть и газовый конденсат — 733,3 сум (1,52 долл.); бензин, дизельное топливо, топочный мазут и другие нефтепродукты — 24 567 сум (50,81 долл.); природный газ — 2 311 сум (4,78 долл.); бурый уголь — 14 066 сум (29,09 долл.).

Таблица 7

Основные экономические показатели топливной промышленности

Показатели

1998

1999

2000

Число предприятий

из них: нефтедобывающих

нефтеперерабатывающих

в газовой сфере

в угольной сфере

30

28

28

7

6

6

5

5

5

8

10

10

10

7

7

Численность персонала, тыс. чел.

По отраслям: нефтедобывающая

нефтеперерабатывающая

газовая

угольная

19,0

19,4

19,9

2,9

2,2

2,2

6,4

6,6

6,7

5,5

6,3

6,4

4,2

4,3

4,6

Добыча нефти, включая газовый конденсат, млн т

8,1

8,1

7,5

Первичная переработка нефти, млн т

7,18

6,74

6,79

Добыча природного газа, млрд куб. м

55,1

55,9

56,7

Добыча угля, млн т

2,95

2,95

2,50

Балансовая стоимость основных фондов на конец года

млрд сум

73,15

88,72

101,68

млн долл.

555,0

344,9

210,3

Инвестиции в основной капитал

млрд сум

33,5

39,0

44,8

млн долл.

253,2

151,6

92,6

Стоимость произведенной продукции

млрд сум

142,4

172,0

289,1

млн долл.

1080,4

668,7

597,9

из нее: нефтедобывающая промышленность, млрд сум

нефтеперерабатывающая промышленность

газовая промышленность

угольная промышленность

4,6

3,6

5,5

83,1

99,4

164,6

48,8

59.7

106,1

6,0

9,3

12,8

Индекс фондоотдачи (выпуск продукции на 1 сум

стоимости основных фондов)

1,95

1,94

2,84

Прибыль предприятий топливной промышленности

млрд сум

25,8

14,6

30,6

млн долл.

195,7

56,8

63,3

Уровень рентабельности, %

71,7

54,0

71,4

Доля топлива в затратах на производство, %

8,6

8,7

7,0

Индексы цен на произведенную продукцию

к декабрю предыдущего года, %

173,9

104,0

191,3

Индекс-дефлятор, %

145.7

146,0

144,4

Среднегодовой обменный курс, сум за долл.

131,8

257,2

483,5

Износ основных фондов, %

19,0

23,1

Выбытие основных фондов, %

4,0

4,9

Уровень использования среднегодовой мощности, %

Первичная переработка нефти

Уголь

Переработка газа на газоперерабатывающих заводах

64,5

60,2

64,6

67,7

91,8

66,3

77,6

74,2

75,4

Источники: Энергетика в Республике Узбекистан 2000. Статистический сборник. Ташкент, 2001; Strategy for Uzbekistan: as approved by the Board of Directors on 4 March 2003. London: EBRD.

Из этой таблицы видно, насколько внутренние цены на энергетические ресурсы не сопоставимы с мировыми. А это — основное препятствие для реализации в стране энергосберегающей политики. К тому же столь низкие цены на природный газ по сравнению с ценой на уголь способствуют расточительному расходованию этого основного природного богатства республики.

Другой важный показатель развития отрасли — прибыль. В 2000 году на предприятиях топливной промышленности она составила всего 30,6 млрд сум, что почти на 50% ниже суммы, инвестированной в отрасль. Учитывая высокую фондоемкость и необходимость модернизации этой базовой сферы народного хозяйства, такой прибыли не достаточно для устойчивого развития.

2. Электроэнергетика

Энергетическая система республики — составная часть (половина всех генерирующих мощностей) Объединенной энергосистемы Центральной Азии (ОЭС), что, учитывая к тому же географическое положение и развитую энергетическую сеть Узбекистана, позволяет ему быть активным участником рынка электрической энергии в регионе. В стране функционирует 37 электростанций, суммарная мощность которых равна 11 200 МВт (тепловые — 9 800 МВт, гидростанции — 1 400 МВт), а потенциальные возможности 56—57 млрд кВтч электрической энергии29.

Таблица 8

Производство электрической энергии в 1992—2000 годах (ГВтч)

 

1992

1995

1996

1997

1998

1999

2000

Производство

50 911

47 453

45 453

46 054

45 900

45 300

46 840

В том числе за счет использования

Угля, %

4,89

3,45

4,02

4,08

4,09

4,77

3,98

Нефти, %

6,87

11,23

11,16

11,91

11,91

9,16

11,27

Газа, %

75,90

72,28

70,45

71,47

71,46

73,53

72,21

Гидроресурсов, %

12,34

13,04

14,37

12,54

12,54

12,55

12,54

Потребление

45 651

42 020

42 450

42 975

42 808

43 015

44 017

Источник: Energy Balances of Non-OECD Countries 1999—2000. 2002 Edition. Paris: IEA, 2002.

Основа энергосистемы республики — крупные тепловые электростанции30: Сырдарьинская (3 000 МВт), Ташкентская (1 920 МВт), Ново-Ангренская (2 100 МВт) и Навоийская (1 250 МВт) ГРЭС. На них установлено 37 блоков с единичной мощностью от 150 до 300 МВт. На тепловые электростанции приходится около 88%, остальное — на ГЭС. Основным энергоносителем является природный газ (около 72%), доля нефти и угля составляет около 12%.

Передача и распределение электроэнергии

Как мы уже отмечали, энергетические системы республик Центральной Азии входят в Объединенную энергетическую систему, в которой генерирующие мощности Узбекистана составляют 51%. Вклад Таджикистана — 15%, Кыргызстана — 14%, Туркменистана — 11%, Южного Казахстана — 9%. Управление энергосистемой осуществляется Единым диспетчерским центром (ЕДЦ), расположенным в Ташкенте. Оборудование электростанций, ОЭС и ЕДЦ устарело и требует существенной модернизации.

Электрическое сетевое хозяйство нашей республики включает в себя более 230 тыс. км линий электропередачи всех напряжений и трансформаторные подстанции суммарной мощностью около 45 млн кВА. Магистральные линии электропередачи напряжением свыше 10 кВ находятся в ведении предприятия "Узэлектросеть", которое имеет свои структурные подразделениями во всех областях республики, 15 распределительно-сбытовых компаний входят в состав "Узбекэнерго".

Перспективы развития

В 2000 году производство электрической энергии составило 46 840 ГВтч, в 1992-м — 50 911 ГВтч. За этот же период население страны увеличилось с 21,4 до 24,8 млн человек, в результате чего за это время потребление электрической энергии на одного человека соответственно снизилось с 2 128 до 1 778 кВтч в год. "Узбекэнерго" разработана программа развития отрасли на период с 2000 по 2010 год31, в частности, предусмотрено строительство новых генерирующих мощностей и модернизация действующих (всего 1 379 МВт), а также ввод в строй новых и реконструкция имеющихся энергетических сетей с пропускной способностью 6 480 МВт. Здесь уместно упомянуть, что все оценки стоимости проектов были выполнены из расчета обменного курса: 1 долл. = 387,5 сум. Но на 1 декабря 2003 года это соотношение составляло: 1 долл. = 979 сум, то есть для реализации указанных планов потребуется около 1 568 млн долл., причем 855 млн намечено покрыть за счет внешних займов и прямых зарубежных инвестиций.

Исходя из инерционного развития отрасли (см. табл. 6), в 2010 году производство электроэнергии может увеличиться до 59 400 ГВтч. Для достижения к тому времени ее душевого потребления уровня, соответствующего 1992 году (с учетом нынешних темпов роста численности населения), ее производство должно составить не менее 63 000 ГВтч, то есть увеличиться на 33,5%. Но при планируемом чистом приросте мощностей на 1 379 МВт и нынешнем коэффициенте использования действующих мощностей поставленные задачи вряд ли можно решить, даже если к тому времени будут сданы в эксплуатацию все намеченные новые и полностью реконструированы имеющиеся мощности.

Производство и потребление тепловой энергии

На производство тепла в республике ежегодно расходуется около 5 млн тнэ, или 10% от общего потребления топлива. Теплоснабжение производственной и социальной сферы, а также населения осуществляется как централизованными источниками (электростанции общего пользования, районные и квартальные котельные), так и изолированными: теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) промышленных предприятий, локальные и индивидуальные источники. Часть потребностей производственной и социальной сферы покрывается за счет иных источников: утилизационных установок и электрических котлов.

Более трети тепловой энергии идет на отопление и горячее водоснабжение населения. Доля социальной сферы составляет почти 17%. Централизованное снабжение развито во всех крупных городах. Однако в этой системе нет приборов учета расходования тепла потребителями, в результате чего ее эффективность и надежность весьма низкие, так как 4,5% суммарного отпуска тепла теряется при транспортировке по магистральным сетям — от источника до потребителя.

В промышленности значительная часть тепловой энергии затрачивается на переработку нефти и природного газа (около 15%), производство химических продуктов (около 3%), направляется в машиностроительную сферу, а также на изготовление хлопчатобумажной и шелковых тканей, пищевых продуктов, строительных материалов, в том числе и железобетонных изделий. Основной поставщик — котельные, на долю которых приходится 2/3 суммарного отпуска. Их в республике более 75 тыс., на них установлено оборудование разных типов и конструкций. В конце 2000 года только котельных мощностью от 3 до 100 Гкал насчитывалось 1 186.

Котельные принадлежат разным ведомствам, а самые большие (мощностью свыше 100 Гкал/час) до 2001 года подчинялись "Узбекэнерго". В 2001-м правительство республики постановило передать все районные котельные в ведение местных органов власти.

Проектный коэффициент полезного действия наиболее крупных и совершенных котлов составляет 90—92%, фактический — 50—75%. Как мы уже отмечали, выход тепла из котельной не контролируется из-за отсутствия счетчиков. Персонал котельной рассчитывает отпуск тепла на основании показаний расходомеров воды32, с ошибкой измерения более 5%. Лишь 0,04% из 70 000 промышленных, сельскохозяйственных и бытовых потребителей имеют счетчики. Несмотря на высокие технические параметры оборудования крупных и средних котельных, их реальная эффективность не соответствует нормативам из-за устаревшей техники. Коэффициент полезного действия малых котельных — 60—75%, а без необходимой подготовки воды, дымососов, вентиляторов эксплуатация оборудования средних и малых котельных вызывает ускоренную поверхностную и внутреннюю коррозию тепловых сетей и засорение распределительных. Период эксплуатации котловых труб сокращается в два раза по сравнению с нормативными сроками. Наиболее уязвимая часть системы — тепловые сети, по которым тепло доставляют и распределяют потребителям. Общая протяженность коммунальных тепловых сетей (в двуниточном исчислении) — 3 495 км.

Экономические показатели электроэнергетики

В 2000 году доля электроэнергетики в общем объеме промышленности составляла 8,5%.

Таблица 9

Основные экономические показатели электроэнергетики

Показатели

1998

1999

2000

Число предприятий

84

71

68

Численность персонала, тыс. чел.

38,9

40

40,2

Мощность электростанций, млн кВт

в том числе: тепловых

ГЭС

11,726

11,726

11,702

10,017

10,016

9,992

1,709

1,709

1,709

Производство электроэнергии, млрд кВтч

в том числе: на тепловых электростанциях

на ГЭС

45,9

45,4

46,9

38,664

38,788

41,956

7,270

6,584

4,908

Отпущенная тепловая энергия, млн Гкал

41,8

39,4

39,7

Балансовая стоимость основных

фондов на конец года

млрд сум

36,76

42,78

52,52

млн долл.

278,9

166,3

108,6

Инвестиции в основной

капитал

млрд сум

11,6

13,1

11,8

млн долл.

88,0

50,9

24,4

Стоимость произведенной

продукции

млрд сум

94,9

131,8

161,1

млн долл.

720,0

512,44

333,20

Прибыль предприятий

электроэнергетики

млн сум

11 656

15 175

–9 272

млн долл.

88,44

59,00

–19,18

Индекс фондоотдачи (выпуск продукции на 1 сум стоимости основных фондов)

2,58

3,08

3,07

Доля топлива в затратах на производство, %

71,3

73,9

76,2

Индексы цен на произведенную продукцию к декабрю предыдущего года, %

194,8

102,0

144,4

Индекс-дефлятор, %

145.7

146,0

144,4

Среднегодовой обменный курс, сум за долл.

131,8

257,2

483,5

Износ основных фондов, %

27,7

28,5

Выбытие основных фондов, %

4,3

3,8

Уровень использования

установленной мощности, %

на тепловых станциях

44,0

44,2

47,8

на ГЭС

48,6

44,0

32,7

Источники: Энергетика в Республике Узбекистан 2000. Статистический сборник. Ташкент, 2001; Strategy for Uzbekistan: as approved by the Board of Directors on 4 March 2003. London: EBRD.

В том же году Минфин и Министерство энергетики неадекватно повысили тарифы на электроэнергию, что привело к убыточности отрасли. По оценкам автора этих строк, стоимость произведенного тогда 1 кВтч электроэнергии составила 2,54 сум (0,005 долл.), 1 кВтч тепловой — 0,90 сум (0,002 долл.). Как уже отмечалось, балансовая стоимость основных фондов электроэнергетики (как и всей промышленности) занижена. В основной капитал отрасли инвестировано всего 24,4 млн долл., а для достижения запланированных объемов производства электроэнергии необходимо ежегодно вкладывать не менее 150 млн долл. Однако внутренних ресурсов для решения этих задач в стране нет.

(Окончание следует)


1 См.: Environmental Performance Review of Uzbekistan. UN Economic Commission for Europe. September 2001, Geneva.
2 См.: Газпром планирует увеличить покупку узбекского газа [www.uzreport.com], 21декабря 2002; Британская компания в Узбекистане // Энергия и промышленность России. [www.ep.spb.ru/epr/info/sklad/015/oil_gas.htm].
3 См.: Environmental Performance Review of Uzbekistan.
4 См.: Нефтегазовая промышленность. "Узбекнефтегаз" [www.uz/eng/industries/ung.htm], 19 марта 2003; об этом подробнее см.: Showcase Europe: Energy Guide for Uzbekistan [www.sce.doe.gov/documents/market_brief/pdf/uzbekistan.pdf].
5 См.: Нефтегазовая промышленность. "Узбекнефтегаз".
6 См.: Газпром планирует увеличить покупку узбекского газа; Британская компания в Узбекистане.
7 См.: ЗАО "КазТрансГаз" завершил переговоры с "Узтрансгаз" [www/kaztransgas/press/jul2001/html], 2001.
8 См.: Казахстан снизил наполовину закупки узбекского газа [www.uzreport.com], 17 января 2003.
9 См.: Там же.
10 См.: An Energy Overview of the Republic of Uzbekistan, US Department of Energy, Energy Information Agency [www.eia.doe.gov], 2002.
11 См.: Environmental Performance Review of Uzbekistan.
12 См.: Чистый доход "Узтрансгаз" за последний год составил 128,44 млн долл. [www.uzland.uz/2001/may/24.htm].
13 См.: Премьер-министр Узбекистана: "Нет никаких перспектив увеличить транзит туркменского газа через территорию Узбекистана" [www.uzland.uz/2002/august/29/02.html].
14 См.: Смирнов С. Газовые реалии Казахстана [www.kisi.kz/Parts/EconSec/07_03_01_smirnov.html].
15 См.: Соглашение между Россией и Туркменистаном в газовой отрасли [www.centrasia.ru/news2.php4?news=view&st=1050162600].
16 См.: Газпром [www.petroleumjournal.kz/russian/artcles/news.html].
17 См.: Первое национальное сообщение Республики Узбекистан в рамках конвенции ООН об изменении климата. Фаза 2. Ташкент, 2001.
18 См.: Gemtos T.A., Tsiricoglou Th. Harvesting of Cotton Residue for Energy Production // Biomass and Bioenergy, 1999, Vol. 16, No. 1. P. 51—59.
19 См.: Первое национальное сообщение Республики Узбекистан в рамках конвенции ООН об изменении климата. Фаза 2.
20 См.: Gemtos T.A., Tsiricoglou Th. Op. cit.; также см.: Haykırı-Açma H. Combustion Characteristics of Different Biomass Materials // Energy Convеrsion and Management, 2003, Vol. 44, No. 2. P. 155—162.
21 См.: Первое национальное сообщение Республики Узбекистан в рамках конвенции ООН об изменении климата. Фаза 2.
22 Там же.
23 См.: Климат СССР. Научно-прикладной справочник по климату СССР. Вып. 19. Л.: Гидрометиздат, 1989.
24 См.: Zakhidov R.A. Status and Prospects of Using Renewable Sources in Uzbekistan. В кн.: Proceedings of the International Congress "Business and Investment for Renewable Energy in Russia". Moscow, 1999.
25 См.: Kenisarin M.M. The State of Wind Power Development in the World // Applied Solar Energy, 2002, Vol. 38, No. 4.
26 См.: Первое национальное сообщение Республики Узбекистан в рамках конвенции ООН об изменении климата. Фаза 2.
27 См.: Первое национальное сообщение Республики Узбекистан в рамках конвенции ООН об изменении климата. Фаза 1. Ташкент, 1999; Mavlany J. The Energy Sector of Uzbekistan [www.bisnis.doc.gov/bisnis/isa/011105uzenen1.htm], 2001.
28 См.: Энергетика в Республике Узбекистан 2000. Статистический сборник. Ташкент, 2001.
29 См.: Нефтегазовая промышленность. "Узбекнефтегаз"; об этом подробнее см.: Showcase Europe: Energy Guide for Uzbekistan.
30 Более подробно о тепловых электростанциях см.: Государственная акционерная корпорация "Узбекэнерго" [www.uzenergy.uzpak.uz/eng/about-eng.html].
31 Об этом подробнее см.: Schowcase Europe: Energy Guide for Uzbekistan; Mavlany J. Op. cit.
32 См.: Первое национальное сообщение Республики Узбекистан в рамках конвенции ООН об изменении климата. Фаза 2.

SCImago Journal & Country Rank
Реклама UP - ВВЕРХ E-MAIL