Document Type : Research Paper
Authors
Abstract
Utilizing modern financing methods have been focused by governments either for low public budgets or for higher cost productivity of private sector. The financing method of Build-Operate-Transfer (BOT) is one of the most applicable methods for participation of private and public sectors. This paper examines two price determination methods in Iranian electric industry and compares them. Two pricing methods are compared in this paper: 1) two parts pricing (i.e. one part of price is extended and one part of price is non-extended during the operation period of the project) and 2) one part pricing (i.e. totally extended pricing during the operation period of the project). The results show that applying either model depends on policies of government against deregulation of prices.
Keywords
بررسی مقایسه‌ای تعیین قیمت صنعت برق ایران به روش BOT
مصطفی سلیمی‌فر[1] و علیرضا قدیمی[2]
تاریخ دریافت:03/06/1394 تاریخ پذیرش: 22/10/1394
چکیده:
استفاده از روشهای نوین تامین مالی هم به دلیل کمبود منابع مالی دولتی و هم به دلیل بهره‌وری بالاتر هزینه در بخش خصوصی، مورد توجه دولت‌ها بوده است. استفاده از روش تامین مالی «ساخت ـ بهره‌برداری ـ انتقال» که به اختصار (BOT) نامیده می‌شود، یکی از پرکاربردترین این روش‌ها در مشارکت بخش خصوصی و دولتی است. این مقاله به بررسی دو روش تعیین قیمت در صنعت برق ایران پرداخته و آنها را با یکدیگر مقایسه کرده است. قیمت‌گذاری در این مقاله به دو صورت بررسی شده است: 1) قیمت‌گذاری دو بخشی شامل یک بخش تعدیل‌ناپذیر قیمتی و یک بخش تعدیل‌پذیر و 2) قیمت‌گذاری تک بخشی و تماماً تعدیل‌پذیر در دوره بهره‌برداری تجاری طرح. در نتیجه این بررسی نشان می‌دهد که استفاده از هر یک از این دو مدل به سیاست‌های پیش‌روی دولت در زمینه آزادسازی قیمت‌ها بستگی دارد.
طبقهبندیJEL: G38, K12, L94, Q48
کلمات کلیدی: تامین مالی، مشارکت بخش خصوصی و دولتی، قیمت‌گذاری، صنعت برق، روش BOT
1- مقدمه
ساخت نیروگاه‌های جدید مهم‌ترین گزینه برای برآورده ساختن تقاضای در حال رشد انرژی الکتریکی است. با این وجود هزینه های سرمایه‌ای بالا در ساخت نیروگاه‌ها به خصوص در کشورهای در حال توسعه مهم‌ترین مساله و مشکل است. الزام به ساختن نیروگاه‌های جدید برای برآورد ساختن تقاضای انرژی الکتریکی منجر به استفاده از مدل‌های مختلف برای غلبه بر مشکل تامین مالی است. یکی از این مدل‌ها مدلBOT در قالب قراردادهای مشارکت بخش خصوصی و دولتی است.
در کشور ما، تقاضای فزاینده برق از یک سو و عدم تکاپوی سرمایه‌گذاری دولتی، استفاده از این روشهای تامین مالی را در دستورکار تصمیم‌گیران دولتی قرار داده است. نتایج کاربرد این روش‌ها، به خصوص مدل‌های تعیین قیمت، می‌تواند به عنوان ابزاری در دست سیاست‌ذاران اقتصادی، توجه مصرف‌کنندگان را به قیمت‌های واقعی و تمام شده انرژی در کشور منعطف کرده و نیز مبنایی برای ورود به مباحث مرتبط با آزادسازی قیمت‌ها باشد.
2- پیشینه تحقیق
یی و تیونگ[3] اثر دوره های مختلف بهره برداری برکارایی پروژه بررسی کرده اند. آنها اثر دوره بهره‌برداری را در پروژه هایBOT از طریق مطالعات همزمان نشان دادند. این دو از ارزش حال فایده خالص برای تحلیل خود استفاده و نشان دادند که یک دوره بهره برداری خوب طراحی شده هم برای شرکت پروژه هم برای دولت میزبان سودمند خواهد بود.
آریکان[4] استفاده از مدل BOT در پروژههای انرژی الکتریکی ترکیه را بررسی کرده است. او در مورد مناسب بودن سرمایه‌گذاری در صنعت برقابی با استفاده از چارچوب منفعت به هزینه تحقیق کرده و نشان داده است که مدل‌های BOT نسبت به نرخ تنزیل و دوره بهره‌برداری حساسیت دارند به گونه‌ای که این دو مقدار باید به صورت مناسب تعیین شوند.
اسمیت و همکارانش[5] تمام مراحل نصب و بهره برداری از یک نیروگاه ذغال سوز 600 مگاواتی را با استفاده از مدلBOT بررسی کرده‌اند. ژنگ و وو[6] یک مطالعه بهینه‌سازی به منظور تعیین جایگاه مدل‌های BOT در برنامه افزایش تولید انرژی داشته‌اند. یئو و تیونگ[7] هم راهبردهایی را برای کاهش و مدیریت ریسک در پروژه های BOT خود داشته‌اند. در ادبیات موضوع ارزیابی ریسک‌ها در مدل‌های BOT با روشهای مختلف و در مطالعات بسیاری انجام پذیرفته است.
استفاده از روش مشابه BOT در ایران مطابق ﻣﺎﺩﻩ ﻭﺍﺣـﺪﻩ ﻗـﺎﻧﻮﻥ ﺍﺣـﺪﺍﺙ ﭘـﺮﻭﮊﻩﻫـﺎﻱ ﻋﻤﺮﺍﻧـﻲ ﺑﺨﺶ ﺭﺍﻩ ﻭ ﺗﺮﺍﺑﺮﻱ ﺍﺯ ﻃﺮﻳﻖ ﻣﺸﺎﺭﻛﺖ بانک‌ها و ﺳـﺎﻳﺮ ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﻣـﺎﻟﻲ ﻭ ﭘـﻮﻟﻲ مصوب 1366 برای طرح های بخش راه و ترابری اعلام شد، اما پس از آن زمزمه استفاده از روش BOT در پروژههای نیروگاهی برای اولین بار در سال 1372 مطرح شد. اولین کاربرد این روش در وزارت نیرو به پروژه نیروگاه سیکل ترکیبی شهرستان کرمان (1376) برمی‌گردد که ادامه نیافت و تا سال 1377 اقدام جدی صورت نگرفت و بعد از آن سال چند پروژه نیروگاهی به ویژه پره سرگیلان به شیوه BOT اجرا شد.
سابقه استفاده از روشهای فوق در صنعت آب و آبفا به احداث آب شیرین‌کن‌ها و خرید تضمینی آب آنها برمی‌گردد.
در این میان چند تصویب‌نامه در خصوص BOT تصویب شد تا آنکه با تصویب قانون تشویق و حمایت سرمایه‌گذاری خارجی در سال 1380 در بنده ب ماده 3 این قانون به عنوان یکی از روش‌ها و ترتیبات قراردادی سرمایه‌گذاری خارجی مدنظر قرار گرفته و از حمایت‌ها و تسهیلات قانونی برخوردار شده است. چنین رویکردی در خصوص پروژههای وزرات نیرو در بخش تولید انرژی نیز دیده می‌شود به گونه‌ای که هم در برنامه‌های پنج ساله توسعه و هم در برنامه‌های سنواتی سالانه، می‌توان چنین رویکردی را مشاهده کرد.
همانگونه که مشخص است، اتکا به منابع بخش غیردولتی در اجرای پروژههای زیربنایی تا قبل از برنامه سوم توسعه، چندان مورد تاکید قرار نگرفته است و لزوماً با هدف افزایش کارایی هزینه در اجرای پروژههای زیربنایی به عنوان اولویت اول و افزایش نقش بخش خصوصی در اجرای این پروژه‌ها به عنوان اولویت دوم سیاست‌گذاری دولت بوده است، اما در برنامه‌های توسعه بعدی بیشتر کاهش نقش دولت در تامین هزینه‌های زیربنایی مد نظر بوده است به طوری که در برنامه پنجم، کمبود منابع مالی و بودجه عمرانی دولت از الزامات این رویکرد بوده است.
از مهم‌ترین سیاست‌ها، سیاست‌های تشویقی دولت در اجرای این پروژه‌ها بیشتر به صورت سیاست‌های خرید تضمینی محصول در قالب‌های شناخته شده و رایج از جمله BOT و BOO بوده است. این سیاست‌ها با هدف افزایش انگیزه بخش خصوصی در سرمایه‌گذاری پروژههای زیربنایی است که به دلیل اعمال سیاست‌های تعرفه‌ای، محصولاتشان با قیمتی زیر قیمت تمام شده، به فروش می‌رود، از این رو از خوداتکایی مالی برخوردار نبوده و امکان ورود بخش غیرخصوصی در این پروژه‌ها، در وضع موجود نیست.
از جمله این قوانین و مقررات می‌توان موارد زیر را به عنوان مهم‌ترین سیاست‌ها برشمرد:
طبق ماده 122 برنامه سوم توسعه و همچنین بند «ل» تبصره 31 لایحه بودجه سال 1382 که هم اکنون به عنوان ماده 6 قانون الحاق وجود دارد، دولت موظف شد حداقل 12000 مگاوات از انرژی الکتریکی مورد نیاز کشور را از طریق این‌گونه سرمایهگذاریها تأمین کند. در این راستا دولت و وزارت نیرو تصمیم به استفاده از قراردادهای BOO و BOT به عنوان روشهای جلب مشارکت بخشخصوصی در ساخت نیروگاه گرفته و اقدام به معرفی و شناسایی پارهای از پروژههای جذاب برای سرمایهگذاران بخشخصوصی کرد.
در برنامه چهارم توسعه نیز رویکرد استفاده مشارکتی از سرمایه و توان بخش خصوصی مورد تاکید قرار گرفته است. بر اساس بند «ب» ماده 25 قانون برنامه چهارم توسعه و آیین‌نامه اجرایی آن، خرید برق توسط دولت و با نرخ‌های تضمینی امکان‌پذیر
شده است.
بار دیگر در برنامه پنجم توسعه و در دستورالعمل بند «ب» ماده 133 این قانون، این رویکرد مورد تاکید قرار گرفته است. براساس این دستورالعمل، شرکت توانیر و شرکت‌های وابسته و تابعه وزارت نیرو می‌تواند به منظور ترغیب هرچه بیشتر سرمایهگذاران بخش خصوصی و تعاونی برای توسعه نیروگاه‌ها نسبت به انعقاد قرارداد بلندمدت خرید تضمینی برق تولیدی این نیروگاه‌ها بر اساس مفاد این دستورالعمل اقدام کند. بر همین اساس، چنانچه نیروگاه‌ها برق تولیدی خود را در سطح شبکه توزیع عرضه کنند، نرخ خدمات انتقال به قیمت خرید برق اضافه می‌شود.
گفتنی است معاونت برنامه‌ریزی و نظارت راهبردی رییس جمهور همه ساله به پیشنهاد وزارت نیرو، منابع لازم برای تامین مابه التفاوت خرید برق از نیروگاه‌هایی را که قراردادهای آنها به تایید معاونت فوق رسیده باشد، با رعایت مفاد تبصره ذیل بند «ب» ماده 133 قانون برنامه پنجساله پنجم توسعه جمهوری اسلامی ایران، در بودجه های سنواتی پیش‌بینی می‌کند.
3- مبانی نظری روش BOT
مدل‌های BOT در زمره مدل‌های مشارکت بخش عمومی و خصوصی[8] دسته‌بندی می‌شوند. تعریف منحصر به فردی برای مشارکت عمومی و خصوصی وجود ندارد. مراجع مختلف، متناسب با رویکرد و حوزه کاری خود، تعریف خاص خود را از مشارکت بخش عمومی و خصوصی ارائه کرده‌اند.
صندوق بین‌المللی پول، مشارکت بخش عمومی و خصوصی را ترتیباتی می‌داند که در آنها بخش خصوصی، در تامین دارایی و خدماتی مشارکت می کند که به طور سنتی توسط دولت عرضه می‌شود. در این راستا، چهار نکته مورد تاکید قرار گرفته است: 1) پذیرش مسئولیت کمیت و کیفیت خدمات ارائه شده توسط بخش خصوصی، 2) پرداخت بهای معینی بابت هر واحد کالا یا خدمات ارائه شده توسط دولت یا مصرف‌کننده، 3) اتخاذ رویکرد کل دوره پروژه به معنی پذیرش مسئولیت ساخت و بهره‌برداری توسط شریک خصوصی و 4) پوشش ریسک توسط شریک خصوصی به کاراترین روش تسهیم ریسک به معنی پذیرش بعضی از خطرات توسط دولت و برخی نیز توسط شریک خصوصی.
روش BOT نیز در قالب روشهای مشارکت عمومی و خصوصی دسته‌بندی می‌شود. در اینجا، هدف روش BOT استفاده از توانایی تامین مالی بخش خصوصی در بخش تولید انرژی الکتریکی و کاهش فشار بر بودجه دولتی است.
در این مدل، تمام هزینهها و تامین مالی توسط بخش خصوصی انجام می‌شود. در مقابل بخش خصوصی، حق بهره‌برداری در یک دوره معین را که از ابتدای بهره‌برداری آغاز شود، داراست. طی این دوره بخش خصوصی انرژی را که تولید کرده به دولت می‌فروشد و در انتهای دوره بهره‌برداری معین شده، نیروگاه را به دولت واگذار کرده و انتقال می‌دهد. عملیات انتقال ممکن است یک قیمت خاص داشته باشد، اما انتقال بدون قیمت مطلوب‌تر است. پس منبع سرمایه‌گذاری که بخش عمومی مجبور بود خرج کند، کاهش یافته و دیگر پروژه‌هایی که اولویت بیشتری برای دولت دارند، اجرا خواهند شد. به علاوه در فاز سرمایه‌گذاری این قبیل پروژه‌ها، در فاز بهره‌برداری و توسعه پروژه، کارایی خدمات در نتیجه انتقال تکنولوژی توسط بخش خصوصی اتفاق افتاده و بهره برداری موثر و کارا و مدیریت خوب به دست می آید.
این مدل هم برای بخش خصوصی و هم برای بخش دولتی منافع و مضراتی دارد. درآمدهای بیشتر از هزینه سرمایه‌گذاری و بهره‌برداری، انتقال درآمدها به خارج از کشور تحت شرایط خاص، بهره‌برداری از نیروگاه‌ها براساس تجربیات و سیاست‌های خودشان، استفاده از منابع ملی طی دوره بهره‌برداری، تخصیص سرمایه‌گذاری برای مدلBOT ، معافیت‌های مالیاتی، گمرکی و... مهم‌ترین منافع این مدل برای بخش خصوصی است.
حساسیت بالای مدل به ثبات اقتصادی و سیاسی کشور، هزینه‌های بالای سرمایه‌گذاری و به صوص تغییرات احتمالی در سیاست‌های سرمایه‌گذاری خارجی دولت مهم‌ترین مضرات برای این فعالیت‌ها است. به منظور غلبه بر این مضرات، بخش خصوصی در جست‌وجوی تضمین بازگشت سرمایه خود هستند.
فرصت‌های مالی افزایش یافته، عدم تاثیرپذیری جمع بدهی‌های خارجی دولت، افزایش ظرفیت وام‌گیری خارجی دولت و در نتیجه تاثیرگذاری بر موازنه مثبت خارجی منافع پروژه BOT برای دولت هستند. بعضی از مضرات این مدل‌ها برای دولت افزایش قیمت فروش محصول به دلیل سود بالای تقاضا شده توسط بخش خصوصی به دلیل پذیرش ریسک بالاتر و بیشتر است.
احتمال انتقال نیروگاه‌ها قبل از پایان دوره عمر مورد انتظار به دولت به واسطه کمتر کردن هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری به منظور به دست آوردن سود بیشتر و کاهش اثرات زیست محیطی دیگر اثرات منفی پروژه BOT است.
بزرگ‌ترین ضرر پروژههای BOT برای دولت، قیمت بالاتر خرید برق در دوره بهره‌برداری توسط بخش خصوصی است. تمایل دولت برای به دست آمدن نیروگاه بدون پرداختن هرگونه هزینه‌ای دلیل این امر است. به منظور تحقق انتقال بدون هزینه، بخش خصوصی باید بازده سرمایه‌گذاری خود را طی دوره معین شده به دست آورد.
4- مدلسازی مالی در روش BOT
در تهیه مدل‌های مالی در این روش تامین مالی، هدف تعیین قیمت یک واحد انرژی با در نظر گرفتن مفروضاتی شامل: 1) نرخ بازده انتظاری سرمایه‌گذار، 2) نسبت آورده به وام، 3) طول دوره بهره‌برداری، 4) نرخ تعدیل هزینه‌های سرمایه‌گذاری اولیه در طول دوره ساخت، نرخ تعدیل هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری و درآمدهای طرح در طول دوره بهره‌برداری و 5) حجم تولید انرژی است. بر این اساس قیمت محصول باید به گونه‌ای تعیین شود که با مفروضات فوق، ارزش حال فایده خالص طرح با اعمال نرخ بازده داخلی پروژه، برابر با صفر شود.
در حال حاضر دو مدل قیمت‌گذاری در قراردادهای واگذاری به روش BOT در وزارت نیرو در جریان است. در اولین مدل، قیمت یگانه و تک بخشی بوده و به گونه‌ای تعیین می‌شود که طی دوره بهره‌برداری، بازده داخلی کل پروژه را محقق سازد.
(1)
ماخذ: تحقیقات کاربردی نویسنده
که در آن، k: نرخ تورم درآمدها طی دوره بهره‌برداری، j: نرخ تعدیل هزینه‌های دوره ساخت، l: نرخ تورم هزینه‌های بهره‌برداری طی دوره ساخت، n: طول دوره ساخت و بهره‌برداری، m: طول دوره ساخت، Pj: قیمت محصول در سال jام، An: حجم محصول، C1m: سرمایه‌گذاری اولیه، C2n: هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری و i: نرخ بهره - تنزیل برابر با نرخ بازده داخلی پروژه است.
در مدل اول، همانگونه که در معادله (1) مشخص است، قیمت در دوره بهره‌برداری با نرخ مشخصی متورم شده و در محاسبات وارد می‌شود، اما در مدل دوم، قیمت دو بخشی است؛ بخشی از قیمت در طول دوره بهره‌برداری ثابت بوده و کل سرمایه‌گذاری اولیه را به همراه هزینه‌های تامین آن (بازده انتظاری آورده سرمایه‌گذار و تامین مالی) پوشش می‌دهد. دومین بخش از قیمت طی دوره بهره‌برداری با نرخ مشخصی )معمولا براساس میانگین هندسی نرخ رشد شاخص عمومی قیمت‌ها و نیز نرخ رشد ارز) متورم شده و هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری و هزینه‌های جایگزینی تاسیسات را در طول این دوره پوشش می‌دهد.
(2)
ماخذ: تحقیقات کاربردی نویسنده
که در آن، k: نرخ تورم درآمدها طی دوره بهره‌برداری، j: نرخ تعدیل هزینه‌های دوره ساخت، l: نرخ تورم هزینه‌های بهره‌برداری طی دوره ساخت، n: طول دوره ساخت و بهره‌برداری، m: طول دوره ساخت،P1: قیمت ثابت (تعدیل‌ناپذیر) محصول، 2Pj: قیمت متغیر (تعدیل‌پذیر) محصول در سال jام، An: حجم محصول، C1m: سرمایه‌گذاری اولیه، C2n: هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری و i: نرخ بهره - تنزیل برابر با نرخ بازده داخلی پروژه است.
استفاده از این دو مدل قیمت‌گذاری باعث می‌شود تا نتایج مختلفی در خصوص یک پروژه مشخص حاصل شود که در ادامه با بررسی یک مدل واقعی به ان پرداخته می‌شود.
5- طرح نیروگاه سد تنظیمی زاینده‌رود
5-1- معرفی طرح
هدف از انجام مطالعات نیروگاه سد تنظیمی زاینده‌رود، طراحی و ساخت نیروگاه در مجاورت سد تنظیمی موجود به منظور استفاده از پتانسیل برق‌آبی جریان عبوری از سد تنظیمی زاینده‌رود است. این امر در راستای سیاست‌های وزارت نیرو مبنی بر استفاده حداکثری از پتانسیل سدهای تنظیمی در تولید برق در کنار دیگر اهداف احداث سد است.
سد تنظیمی زاینده‌رود، جهت آبیاری و تامین آب شرب از سد مخزنی زاینده‌رود در 4 کیلومتری پایاب آن در سال 1349 توسط شرکت فرانسوی ساسر احداث شد. در مطالعات و عملیات اجرایی ساخت سد مخزنی و سد تنظیمی زاینده‌رود هیچ‌گونه تدبیری برای احداث نیروگاه برق آبی روی سد تنظیمی اندیشیده نشده بود. از این رو مطالعه پروژه نیروگاه آن در قالب یکی از پروژههای 12گانه طرح نیروگاه‌های آبی کوچک در اواخر 1375 به مهندسین مشاور قدس نیرو ارجاع و در همین راستا اسناد مناقصه تجهیزات تهیه شد. در سال 1380 بازنگری اسناد مناقصه قبلی و تکمیل مطالعات از طرف شرکت آب و نیرو به شرکت مشانیر واگذار شد.
مطالعات مرحله اول که نتیجه آن طراحی گزینه برتر و تهیه گزارش مطالعات توجیهی است در خرداد 1382 به پایان رسید و مطالعات فاز دو توسط شرکت مشانیر آغاز و مرداد ماه 1384 تکمیل شذ و در نیمه اول سال 1385 مطالعات تکمیلی آن توسط شرکت آب و نیرو به تصویب رسید.
از جمله اهداف اجرای این طرح می‌توان به موارد زیر اشاره کرد:
1- جلوگیری از هدر رفت انرژی پتانسیل موجود در سد تنظیمی زاینده‌رود (سالیان متمادی است به دلیل عدم احداث نیروگاه، انرژی پتانسیل آن بلااستفاده شده و به هدر می‌رود.)
2- استفاده از توان پیمانکار داخلی جهت اجرای پروژه‌ها
3- استراتژی دولت مبنی بر استفاده از توان بخش خصوصی در احداث و توسعه نیروگاه‌های برق آبی کوچک
4- شروع حرکتی نوع و بنیادی در حوزه تامین منابع مالی پروژه‌ها
5- مصوبه دولت در مورد خرید برق از انرژی‌های نو ( نیروگاه‌های برق‌آبی زیر 10 مگاوات شامل این دستورالعمل است.)
6- استفاده از پتانسیل‌های Low Head در سدهای تنظیمی
7- احداث و توسعه نیروگاه‌های کوچک که مانع از انتقال و افت انرژی است.
8- راندمان بالای نیروگاه‌های برق‌آبی
9- کوتاهی زمان ساخت
10- تولید انرژی پاک
11- سازگاری با محیط‌زیست
12- هزینه اندک بهره‌برداری
13- عمر مفید طولانی
14- اشتغال‌زایی در منطقه
محل اجرای طرح استان اصفهان و شهرستان چادگان است. مرکز شهرستان چادگان در فاصله تقریبی ۱۱۵ کیلومتری غرب مرکز استان اصفهان واقع شده و با مساحت ۱۲۰۰ کیلومتر مربع از سمت شمال و شرق با شهرستان تیران و کرون، از سمت شمال غرب با شهرستان فریدن، از سمت غرب با شهرستان فریدونشهر و از سمت جنوب با استان چهارمحال و بختیاری هم مرز است.
مختصات جغرافیایی سد تنظیمی زاینده‌رود “55 ‘46 o50 طول شرقی جغرافیایی و “5 ‘43 o32 عرض شمالی جغرافیایی می باشد. سد تنظیمی زاینده‌رود در 4 کیلومتری پایین دست سد مخزنی و در غرب شهر اصفهان به فاصله حدود 110 کیلومتر در محل گنج‌گاه واقع شده است.
5-2- مشخصات فنی پروژه
* نیروگاه
- نوع: مخزنی
- تعداد واحد: 2
- دبی هر واحد: 5/61 مترمکعب بر ثانیه
- هد: 8 متر
- ظرفیت نصب: 5/8 مگاوات
- انرژی تولیدی سالیانه: 03/39 میلیون کیلووات ساعت
* ساختمان نیروگاه
- سالن اصلی نیروگاه به ابعاد (7×26) متر
- طبقات سرویس نیروگاه در سه طبقه هر یک به ابعاد (7×20) متر
- سالن انتقال و نصب تجهیزات به ابعاد (2/4×20) متر
* تجهیزات مکانیکی نیروگاه
- 2 واحد توربین پیت هر یک با ظرفیت 25/4 مگاوات
- سرعت کار توربین 5/124 دور بر دقیقه
- جرثقیل سقفی اصلی 20 تن و کمکی 2 تن
- سیستم‌های کمکی مکانیکی
* تجهیزات الکترونیکی نیروگاه
- 2 دستگاه ژنراتور هر یک با قدرت 25/4 مگاولت آمپر، ولتاژ خروجی 3/6 کیلوولت و تعداد دور در دقیقه 750
- 2 دستگاه ترانسفورماتور هر یک با قدرت 5 مگاولت آمپر و نسبت تبدیل 20 به 3/6 کیلوولت
- سیستم‌های کنترل، اندازه‌گیری و حفاظت
* کانال پایاب
- جریان خروجی نیروگاه توسط کالورتی به ابعاد (20/4 × 25/7) متر و طول 26 متر پس از اتصال به یک کانال روباز به سمت رودخانه زاینده‌رود هدایت می‌شود.
* خط انتقال
- خط انتقال به طول حدود 5 کیلومتر، انرژی نیروگاه را به پست کرون تحویل می‌دهد.
* کانال تقرب
- به منظور انتقال جریان از مخزن سد تنظیمی زاینده‌رود به سمت آبگیر، کانالی به طول 96 متر در نظر گرفته شده است.
5-3- ورودی‌های مدل سرمایه‌گذاری
الف- هزینه‌های سرمایه‌گذاری
هزینه‌های پروژه شامل هزینه‌های سرمایه‌گذاری اولیه و بهره‌برداری و نگهداری می‌شود. در این بخش تامین تمامی منابع مالی موردنیاز برای اجرای طرح، توسط «سرمایه‌گذار» در نظر گرفته شده است.
الف-1- هزینه های سرمایه گذاری اولیه
هزینه‌های سرمایه‌گذاری اولیه بر مبنای فهارس بهای سال 1392 و نیز برآوردهای به روز اجرای طرح‌های مشابه، محاسبه شده است. طول دوره اجرا سه سال در نظر گرفته شده است (جدول 1). هزینه‌های اولیه با لحاظ تعدیل دوره اجرا تعدیل شده‌اند (جدول 2).
جدول (1)- هزینه‌های سرمایه‌گذاری اولیه
ارقام: میلیون ریال/ سال برآورد: 1392
|
ردیف |
1393 |
1394 |
1395 |
جمع |
|
هزینه‌های ابنیه |
42,500 |
85,000 |
42,500 |
170,000 |
|
هزینه‌های تجهیزات |
57,500 |
115,000 |
57,500 |
230,000 |
|
جمع |
100,000 |
200,000 |
100,000 |
400,000 |
هزینه سرمایه‌گذاری اولیه ارائه شده در جدول (1)، بدون لحاظ هزینه‌های مربوط به ایجاد و تاسیس «شرکت- پروژه» و هزینه‌های قبل از بهره‌برداری است. با اعمال این هزینهها و تعدیل‌های سالانه ریالی و ارزی، هزینه‌های سرمایه‌گذاری اولیه به شرح جدول (2) خواهد بود.
جدول (2)- هزینه‌های سرمایه‌گذاری اولیه با اعمال تعدیل سالیانه و هزینه‌های «شرکت- پروژه»
ارقام: میلیون ریال
|
ردیف |
1393 |
1394 |
1395 |
جمع |
|
هزینه‌های ابنیه |
50,065 |
117,953 |
69,474 |
237,493 |
|
هزینه‌های تجهیزات |
59,225 |
122,004 |
62,832 |
244,060 |
|
هزینه‌های بیمه تمام خطر مهندسی |
3,279 |
7,199 |
3,969 |
14,447 |
|
جمع |
112,569 |
247,155 |
136,275 |
495,999 |
الف-2- هزینه های بهره‌برداری و نگهداری
هزینه‌های سالیانه بهره‌برداری و نگهداری متشکل از هزینه‌های پرسنلی، نگهداری و تعمیرات تجهیزات و ساختمانها و حق گذر آب بوده که برابر 5 درصد درآمد در نظر گرفته شده است.
جدول (3)- هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری سالیانه
ارقام: میلیون ریال/ سال برآورد: 1392
|
ردیف |
شرح |
ساختمانی |
تجهیزات |
جمع |
|
1 |
هزینه های پرسنلی |
852 |
359 |
1,211 |
|
2 |
نگهداری تجهیزات |
341 |
1,437 |
1,778 |
|
3 |
نگهداری ساختمانها |
511 |
0 |
511 |
|
4 |
حق گذر آب |
5 درصد درآمد فروش محصول |
||
|
جمع کل |
1,703 |
1,797 |
3,500 |
|
در محاسبات مالی با توجه به نسبت رشد هر یک از اقلام مختلف هزینه به کل هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری، هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری سالانه 6/17 درصد رشد داشته است. حق گذر آب با توجه به تاثیرپذیری از درآمد محصول، نرخ رشدی معادل نرخ رشد درآمدها داشته است.
الف-3- منابع تامین مالی
«سرمایه‌گذار» با شقوق مختلف تامین مالی در اجرای طرح‌ها روبرو است. در این بررسی در فرض اولیه محاسباتی، 20 درصد هزینه‌های سرمایه‌گذاری اولیه از طریق آورده «سرمایه‌گذار» و مابقی از طریق وام تامین می‌شود. در این بررسی فرض شده است که این وام از صندوق توسعه ملی و با نرخ بهره 16 درصد سالانه تامین شود.
ب- درآمدها
در این حالت درآمدهای پروژه از دیدگاه سرمایه‌گذار مورد بررسی قرار گرفته است. این درآمد با توجه به میزان تولید انرژی سالیانه برابر با 03/39 گیگاوات ساعت مورد محاسبه قرار گرفته است.
مبنای تعدیل درآمدها در این بررسی، آیین‌نامه اجرایی بند «ب» ماده 25 قانون برنامه چهارم توسعه در خصوص قراردادهای بلندمدت خرید برق است. در این قرارداد روش تعدیل محصول تولیدی در طول دوره قرارداد بر اساس رابطه (3) پیشنهاد شده است:
(3)
که در آن،AF : ضریب تعدیل نرخ‌های مندرج در قراردادهای بلندمدت، CPI1: شاخص قیمت خرده فروش CPI در ابتدای سال پرداخت، CPI2: شاخص قیمت خرده فروش CPI در قراردادهای بلندمدت، R1: متوسط نرخ تسعیر ارز (یورو) در یک ماهه قبل از موعد پرداخت، R2: متوسط نرخ تسعیر ارز (یورو) در یک ساله قبل از زمان عقد قرارداد است.
انتخاب مقدار α به عهده سرمایه‌گذار گذاشته شده است و با توجه به سهم هزینه‌های ارزی و ریالی می‌تواند بین 5/0 تا 1 متغیر باشد. برای محاسبه نرخ تعدیل قیمت فروش محصول در این بررسی، متوسط نرخ رشد شاخص قیمت خرده فروشی در 10 ساله
91-1382 و متوسط نرخ رشد ارز (دلار) در این فاصله مورد توجه قرار گرفته است. با توجه به برآورد سهم هزینه‌های ارزی پروژه به کل هزینه‌های آن، مقدار α برابر با 3/0 در نظر گرفته شده و نرخ تعدیل قیمت فروش محصول در دوره بهره برداری حدود 9 درصد در نظر گرفته شده است.
ج- فرضیات محاسباتی
به منظور ارائه قیمت فروش برق، فرضیاتی در نظر گرفته شده است. جدول (4) فرضیات محاسباتی مورد استفاده در این بررسی را نشان می‌دهد. براساس این جدول، نتایج مدل مالی، ارائه قیمتی برای فروش برق خواهد بود که نرخ بازده داخلی مالی «سرمایه‌گذار» را برابر با 25 درصد سازد.
جدول (4)- فرضیات محاسباتی مورد استفاده در مدل
|
دوره ساخت |
3 |
سال |
|
نرخ تسعیر |
24738 |
دلار / ریال |
|
تعدیل ریالی دوره ساخت |
1.178 |
درصد |
|
تعدیل ارزی دوره ساخت |
1.03 |
درصد |
|
ضریب مالیات بر درآمد (ماده 105 قانون مالیاتهای مستقیم) |
25 |
درصد |
|
تورم سالانه هزینهها |
116 |
درصد |
|
تورم سالانه درآمدها |
109 |
درصد |
|
نرخ بهره سالانه وام |
16 |
درصد |
|
عمر مفید طرح |
50 |
سال |
|
دوره بازپرداخت وام |
5 |
سال |
|
دوره بهره برداری |
10 |
سال |
|
دوره معافیت مالیاتی |
0 |
سال |
|
تسهیلات بلند مدت |
80 |
درصد |
|
آورده شرکت پروژه |
20 |
درصد |
|
هزینه‌های مالی |
1.5 |
درصد |
|
میزان α |
0.3 |
--- |
|
نرخ بازده انتظاری سرمایه‌گذار |
25 |
درصد |
|
نرخ جایگزینی تجهیزات |
15 |
درصد |
|
نرخ بیمه دوره ساخت |
3 |
درصد |
|
نرخ بیمه دوره بهره برداری |
2 |
درهزار |
د- نتایج محاسباتی
د-1- مدل قیمت یگانه (تماما تعدیل‌پذیر)
همانطور که پیشتر اشاره شد، قیمت در این مدل یگانه بوده و به کل قیمت طی دوره بهره‌برداری تورمی برابر با 9 درصد در هر سال اعمال می‌شود. در جدول (5)، قیمت فروش برق در دوره بهره‌برداری نشان داده شده است.
جدول (5)- قیمت فروش برق در مدل قیمت یگانه
ریال بر کیلووات ساعت
|
سال بهره‌برداری |
قیمت |
سال بهره‌برداری |
قیمت |
|
1 |
3,315 |
6 |
5,141 |
|
2 |
3,619 |
7 |
5,613 |
|
3 |
3,951 |
8 |
6,128 |
|
4 |
4,314 |
9 |
6,690 |
|
5 |
4,709 |
10 |
7,303 |
نمودار (1)- قیمت فروش برق در مدل قیمت یگانه
در این حالت، میزان درآمد خالص کسب شده در دوره 10 ساله بهره‌برداری برابر با 561 میلیارد ریال است.
جدول (6)- درآمدها و هزینه‌های کسب شده به قیمت‌های جاری
میلیون ریال
|
ردیف |
شرح |
به قیمت جاری |
|
1 |
درآمدها |
1,982,054 |
|
2 |
هزینه ها |
1,420,531 |
|
3 |
درآمد خالص در کل دوره |
561,523 |
دوره بازگشت سرمایه در این حالت، حدود 10 سال از ابتدای ساخت پروژه است.
نمودار (2)- دوره بازگشت سرمایه در مدل قیمت یگانه
د-2- مدل قیمت دو بخشی
پیشتر اشاره شد که قیمت در این مدل دو بخشی بوده و در دوره بهره‌برداری به بخشی از قیمت که پوشش‌دهنده سرمایه‌گذاری اولیه به همراه هزینه تامین آن است، تورمی تعلق نمی‌گیرد، اما به بخشی از قیمت که پوشش‌دهنده هزینه بهره‌برداری و نگهداری و هزینه‌های جایگزینی تجهیزات است، در دوره بهره‌برداری، تورمی برابر با 9 درصد در هر سال اعمال می‌شود. در جدول (7)، قیمت فروش برق در این مدل و در دوره بهره‌برداری نشان داده شده است.
جدول (7)- قیمت فروش برق در مدل قیمت دو بخشی
ریال بر کیلووات ساعت
|
سال بهره‌برداری |
بخش تعدیل‌پذیر |
بخش تعدیل‌ناپذیر |
بهای کل |
|
1 |
597 |
3,607 |
4,204 |
|
2 |
652 |
3,607 |
4,258 |
|
3 |
712 |
3,607 |
4,318 |
|
4 |
777 |
3,607 |
4,383 |
|
5 |
848 |
3,607 |
4,455 |
|
6 |
926 |
3,607 |
4,532 |
|
7 |
1011 |
3,607 |
4,617 |
|
8 |
1103 |
3,607 |
4,710 |
|
9 |
1205 |
3,607 |
4,811 |
|
10 |
1315 |
3,607 |
4,922 |
نمودار (3)- قیمت فروش برق در مدل دو بخشی
در این حالت، میزان درآمد خالص کسب شده در دوره 10 ساله بهره‌برداری برابر با 422 میلیارد ریال است.
جدول (8)- درآمدها و هزینه‌های کسب شده به قیمت‌های جاری
میلیون ریال
|
ردیف |
شرح |
به قیمت جاری |
|
1 |
درآمدها |
1,764,555 |
|
2 |
هزینه ها |
1,342,154 |
|
3 |
درآمد خالص در کل دوره |
422,400 |
دوره بازگشت سرمایه در این حالت، حدود 10 سال از ابتدای ساخت پروژه و کمی کمتر از مدل قیمت یگانه است.
نمودار (4)- دوره بازگشت سرمایه در مدل قیمت دو بخشی
هـ- مقایسه نتایج در دو مدل
در جداول (9) و (10)، قیمت کل در دو مدل و کل پرداختی به شرکت پروژه مورد مقایسه قرار گرفته است.
جدول (9)- مقایسه قیمت در دو مدل محاسباتی
ریال بر کیلووات ساعت
|
سال بهره‌برداری |
مدل یگانه |
مدل دو بخشی |
|
1 |
3,315 |
4,204 |
|
2 |
3,619 |
4,258 |
|
3 |
3,951 |
4,318 |
|
4 |
4,314 |
4,383 |
|
5 |
4,709 |
4,455 |
|
6 |
5,141 |
4,532 |
|
7 |
5,613 |
4,617 |
|
8 |
6,128 |
4,710 |
|
9 |
6,690 |
4,811 |
|
10 |
7,303 |
4,922 |
قیمت در مدل یگانه، در ابتدای دوره بهره‌برداری کمتر از مدل دو بخشی است، اما در انتهای دوره بهره‌برداری، قیمت در مدل یگانه بیشتر از مدل دیگر می‌شود (نمودار 5).
نمودار (5)- مقایسه قیمت در دو مدل قیمت‌گذاری
چنین اثری در کل پرداختی‌ها به شرکت پروژه هم مشاهده می‌شود. در این حالت هم در مدل قیمت یگانه، پرداختی‌ها در ابتدای دوره بهره‌برداری کمتر از مدل قیمت دو بخشی است اما در انتهای دوره بهره‌برداری این روند معکوس می‌شود (نمودار 6).
نمودار (6)- مقایسه کل پرداختی به شرکت پروژه در دو مدل قیمت‌گذاری
6- نتیجه و بحث
در این مقاله دو مدل قیمت‌گذاری مورد مقایسه قرار گرفت. در مدل اول تنها یک قیمت از محاسبات به دست آمده و این قیمت بر اساس مفروضات محاسباتی در کل دوره بهره‌برداری تعدیل می‌شود.
در مدل دوم قیمت دو بخشی می‌شود، بخشی از آن که ثابت است و در دوره بهره‌برداری تعدیل نمی‌گیرد، پوشش‌دهنده هزینه‌های سرمایه‌گذاری اولیه به همراه هزینه تامین آن است و بخشی که طی دوره بهره‌برداری تعدیل می‌شود، پوشش‌دهنده هزینه‌های بهره‌برداری و نگهداری و هزینه‌های جایگزینی تجهیزات است.
جدول (10)- مقایسه نتایج در دو مدل محاسباتی
|
شرح |
واحد |
مدل یگانه |
مدل دو بخشی |
|
قیمت در سال اول بهره‌برداری |
ریال بر کیلووات ساعت |
3,315 |
4,204 |
|
قیمت در سال انتهای بهره‌برداری |
7,303 |
4,922 |
|
|
دوره بازگشت سرمایه |
سال از ابتدای ساخت |
9.8 |
9.5 |
|
درآمد خالص در کل دوره به قیمت‌های جاری |
میلیون ریال |
561,523 |
422,400 |
اگرچه ارزش حال فایده خالص در هر دو روش یکی است، اما در مدل قیمت دو بخشی، شرکت پروژه مبالغ بیشتری را در سالهای اولیه دوره بهره‌برداری دریافت و در سالهای انتهای بهره‌برداری و نگهداری، پرداختی‌ها به شرکت پروژه، کمتر از مدل قیمت یگانه است، بنابراین استفاده از این مدل بیشتر مورد استقبال بخش خصوصی است.
استفاده از رویکرد مدل قیمت یگانه، بیشتر به نفع دولت و دستگاه‌های اجرایی است که خرید تضمینی محصول را بر عهده دارند، زیرا پرداختی‌ها به شرکت پروژه در سالهای اول بهره‌برداری کمتر از مدل دیگر است.
با توجه به شرایط سیاسی و اقتصادی کشور، در قراردادهای بلندمدت منعقده بین بخش خصوصی و دولتی، حتی در صورتی که فرض شود که همه هزینه‌های یک طرح هزینه‌های ثابت باشند، تعدیل نرخ برای جبران اثرات تغییر شاخص قیمت‌ها و تغییرات نرخ ارز باید لحاظ شود چراکه در غیر این صورت نرخ محاسبه شده به صورت واقعی، عملا با افزایش شاخص قیمت‌ها کاهش کرده و موجب تحمیل زیان به سرمایه‌گذار می‌شود. به همین دلیل استفاده از این رویکرد در تعیین قیمت، هرچند به نفع دستگاه اجرایی و دولتی است، اما در دید میان‌مدت و حتی بلندمدت، سرمایه‌گذار را با ریسک کمتری مواجه خواهد ساخت.
بر اساس قانون هدفمندکردن یارانه‌ها، میانگین قیمت فروش داخلی برق باید به گونه‌ای باشد که تا پایان برنامه پنج ساله سوم، این نرخ معادل قیمت تمام شده باشد. همچنین در اجرایی شدن این قانون افزایش بازدهی نیروگاه‌های کشور نیز مورد تاکید قرار گرفته است. بنابراین با اتکا به نتایج این مدل‌ها از یک سو و ورود بخش خصوصی به مقوله مشارکت در توسعه طرخ‌های زیربنایی از سوی دیگر اتخاذ این رویکرد با توجه به سیاست‌های دولت در آزادسازی تدریجی قیمت‌ها به سمت واقعی شدن قیمت‌ها، بیشتر مورد تاکید قرار خواهد گرفت.چرا که در حال حاضر این سیاست تا اجرایی شدن فاصله زیادی دارد و تلاش‌های دولت و وزارت نیرو بر افزایش قیمت برق به دلیل تبعات آن در بخش صنعت و مصارف خانگی، ناکام بوده است. ضمن اینکه میزان بدهی انباشته وزارت نیرو به پیمانکاران و سرمایهگذاران حوزه تولید انرژی برق در حال حاضر به گونه‌ای است که چشم‌انداز مطلوبی را پیش‌رو قرار نمی‌دهد.
بنابراین حرکت به سمت آزادسازی قیمت‌ها از تاثیر دوگانه بر صنعت برق خواهد داشت؛ اول اینکه منابع لازم برای جبران بخشی از بدهی وزارت نیرو را تامین خواهد کرد و دوم این امیدواری را خواهد داد که شاید با حرکت به سمت آزادسازی قیمت‌ها از شدت مصرف انرژی در کشور کاسته شود.
[1]- استاد دانشکده علوم اداری و اقتصادی دانشگاه فردوسی مشهد
Email: mostafa@um.ac.ir
[2]- دانشجوی دکتری اقتصاد دانشکده علوم اداری و اقتصادی فردوسی مشهد- نویسنده مسئول
Email: ghadim.ar@gmail.com
[3]- Tiong and Ye, 2003
[4]- Arikan, 1994
[5]- Smith et al, 2004
[6]- Xing and Wu, 2001
[7]- Yeo and Tiong, 2000
[8]- Public-Private-Partnership
)