Стр. 1
Страницы: Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 |
Зарегистрировано в НРПА РБ 1 ноября 2000 г. N 5/4432
В целях обеспечения надежного и экономичного энергоснабжения народного хозяйства и населения республики Совет Министров Республики Беларусь ПОСТАНОВЛЯЕТ :
Одобрить Основные направления энергетической политики Республики Беларусь на 2001 - 2005 годы и на период до 2015 года, подготовленные Министерством экономики, Министерством финансов, Государственным комитетом по энергосбережению и энергетическому надзору, Белорусским государственным энергетическим концерном, Белорусским государственным концерном по нефти и химии, Белорусским концерном по топливу и газификации, Белорусским государственным предприятием по транспортировке и поставке газа "Белтрансгаз", Национальной академией наук Беларуси на основе уточнения Основных направлений энергетической политики Республики Беларусь на период до 2010 года, одобренных постановлением Кабинета Министров Республики Беларусь от 5 марта 1996 г. N 168 (Собрание указов Президента и постановлений Кабинета Министров Республики Беларусь, 1996 г., N 10, ст. 259).
Премьер-министр Республики Беларусь В.ЕРМОШИН
ОДОБРЕНО
Постановлением
Совета Министров
Республики Беларусь
27.10.2000 N 1667
ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ
РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ НА 2001 - 2005 ГГ.
И НА ПЕРИОД ДО 2015 ГОДА
ВВЕДЕНИЕ
Основные направления энергетической политики Республики Беларусь на период до 2010 года (далее - Основные направления) были разработаны в 1995 - 1996 годах и одобрены коллегией Кабинета Министров Республики Беларусь в марте 1996 г. (постановление Кабинета Министров Республики Беларусь от 5 марта 1996 г. N 168).
За истекший период принятый комплекс мер по реформированию и либерализации экономики, государственной поддержки приоритетных отраслей и производств создали условия, при которых прекратился спад и начиная с 1996 г. обеспечен ежегодный прирост валового внутреннего продукта (ВВП), величина которого составила в 1996 г. - 2,8%, в 1997 г. - 11,4%, в 1998 г. - 8,3%, в 1999 г. - 3,0%.
Дальнейшее закрепление такой тенденции - основополагающий фактор развития производительных сил республики. Оживление промышленного производства базируется на адаптации предприятий к изменившимся условиям, активизации их усилий в восстановлении и поиске новых рынков сбыта готовой продукции.
Итоги работы отраслей экономики республики показывают, что фактические данные по основным показателям социально-экономического развития выше ранее прогнозируемых в Основных направлениях: ВВП вырос в сравнении с 1995 г. на 28,2%, производство промышленной продукции увеличилось на 51,6%.
В результате внедрения организационно-технических энергосберегающих мероприятий на всех стадиях производства, транспорта и потребления энергоносителей, а также принятые Правительством жесткие меры по реализации энергосберегающей политики позволили обеспечить прирост ВВП без суммарного прироста потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), что способствовало реализации положительной тенденции снижения энергоемкости ВВП на 24,7%.
Достигнутые результаты только несколько смягчили, но не исключили кризисные тенденции в обеспечении республики энергоносителями.
Объемы топливных ресурсов, ежегодно добываемых на территории республики (нефть, попутный газ, топливный торф, дрова и прочее) находятся на уровне 4,6 - 5,2 млн.ту.т., что составляет около 15% общей потребности в ТЭР.
За весь истекший период реализации Основных направлений из-за систематической задержки платежей многих потребителей ТЭР финансовое состояние отраслей топливно-энергетического комплекса (ТЭК) из года в год ухудшалось. В результате не реализованы запланированные темпы обновления и модернизации основных фондов, т.е. кризис морального и физического старения оборудования в отраслях продолжает усугубляться, а дальнейшее промедление с обновлением оборудования может вызвать неуправляемую цепь серьезных аварий и техногенных катастроф.
Существующая тарифная политика, при которой часть оплаты за потребленные энергоносители населением осуществляется за счет промышленности путем увеличения для нее тарифов на электрическую и тепловую энергию, получаемую от энергосистемы, способствует снижению выработки электроэнергии по теплофикационному циклу и увеличению доли потребления теплоты от производственно-отопительных котельных, вводу новых мощностей в зоне ТЭЦ на котельных при их избытке на ТЭЦ, что в конечном итоге приводит к перерасходу топлива и неэффективным расходам инвестиционных средств в целом для республики.
Названные положительные и отрицательные тенденции, а также другие факторы требуют тщательного анализа правильности ранее сформулированных Основных направлений энергетической политики и путей ее реализации и, при необходимости, их корректировки на прогнозируемый период. Такая задача была поставлена поручением Президента Республики Беларусь А.Г.Лукашенко в ходе посещения им Академического научно-технического комплекса "Сосны" НАН Беларуси 3 февраля 1998 г.
С целью выполнения названного поручения решением совещания при Минэкономики (протокол от 7 мая 1998 г.) была образована постоянно действующая комиссия (22 человека) во главе с заместителем Министра экономики В.А.Найдуновым и рабочая группа (13 человек) под руководством председателя Комитета экономики ТЭК и химической промышленности Минэкономики А.В.Сивака, в состав которых вошли представители руководства, отраслей ТЭК (ГП "Белтрансгаз", концернов "Белтопгаз", "Белэнерго", "Белнефтехим"), руководители академических и отраслевых институтов (АНК "ИТМО", ИПЭ, ИПИПРЭ НАН Беларуси, ГП "БелНИПИэнергопром", ГП "Белэнергосетьпроект", НИГП "БелТЭИ"), представители Минэкономики, Минфина, Госкомэнергосбережения.
В качестве исходных данных для выполнения данной работы использованы статистические показатели из форм статотчетности за 1990 г., 1995 - 1999 гг. и показатели проекта "Концепции социально-экономического развития Республики Беларусь до 2015 г.".
1. АНАЛИЗ ОБЩИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ХОДА РЕАЛИЗАЦИИ
ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) в экономике любых государств является важнейшей составляющей в обеспечении функционирования и развития производительных сил, в повышении жизненного уровня населения, а для государств с дефицитом собственных энергоресурсов, к которым относится и Республика Беларусь, оптимизация развития и функционирования ТЭК - одно из приоритетных направлений деятельности законодательной и исполнительной власти, всех производителей и потребителей ТЭР для обеспечения конкурентоспособности продукции на мировом рынке.
Сказанное подтверждается тем, что основные фонды отраслей ТЭК составляют около 25% производственных фондов промышленности, а ежегодные затраты на энергообеспечение потребителей составляют около 30% ВВП.
1.1. Общие показатели
Данные в таблице 1.1 свидетельствуют, что принятый комплекс мер по реформированию и модернизации экономики, адаптация предприятий к изменившимся условиям их функционирования, их усилия по восстановлению и поиску новых рынков сбыта готовой продукции создали условия, при которых прекратился спад, а с 1996 г. обеспечен ежегодный прирост ВВП. При этом полученный результат достигнут при условии опережающего, по сравнению с прогнозируемым, роста продукции промышленности, но снижения производства продукции сельского хозяйства.
Таблица 1.1
Основные показатели ТЭК за период 1995 - 1999 гг.
----+-------------+---------+---------------------------------------¬
¦NN ¦Показатели ¦Размер- ¦годы ¦
¦п/п¦ ¦ность +-------+-------+-------+-------+-------+
¦ ¦ ¦ ¦1995 ¦1996 ¦1997 ¦1998 ¦1999 ¦
+---+-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦1 ¦Валовой ¦трлн.руб.¦2251,7 ¦2314,8 ¦2578,7 ¦2795,3 ¦2890,3 ¦
¦ ¦внутренний ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦продукт <*> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦2 ¦Ввод общей ¦тыс.кв.м ¦1949 ¦2627 ¦3360 ¦3640 ¦2951 ¦
¦ ¦площади жилых¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦домов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦3 ¦Потребление ¦млрд. ¦ 32,1 ¦ 32,3 ¦ 33,7 ¦ 34,2 ¦ 33,7 ¦
¦ ¦электрической¦кВт·ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦энергии ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦4 ¦Потребление ¦млн.Гкал ¦ 72,7 ¦ 77,9 ¦ 79,8 ¦ 79,5 ¦ 73,1 ¦
¦ ¦тепловой ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦энергии ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦5 ¦Потребление ¦млн. ¦ 26,0 ¦ 26,38¦ 27,56¦ 26,91¦ 26,66¦
¦ ¦котельно- ¦ту.т. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦печного ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦топлива ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦6 ¦в т.ч. ¦млн. ¦ 15,92¦ 16,77¦ 19,09¦ 18,72¦ 19,35¦
¦ ¦природный ¦ту.т. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦газ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦7 ¦Суммарное ¦млн. ¦ 35,3 ¦ 35,48¦ 36,82¦ 36,58¦ 34,2 ¦
¦ ¦потребление ¦ту.т. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ТЭР ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+-------------+---------+-------+-------+-------+-------+-------+
¦8 ¦Энергоемкость¦кгу.т./ ¦ 15,7 ¦ 15,33¦ 14,28¦ 13,09¦ 11,85¦
¦ ¦ВВП ¦млн.руб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦---+-------------+---------+-------+-------+-------+-------+--------
--------------------------------
<*> Объем ВВП представлен по данным Минстата в ценах 1999 г.
Наряду с положительной тенденцией снижения энергоемкости ВВП (кгу.т. / долл. США) прослеживается негативная тенденция увеличения затрат на энергоносители для получения единицы ВВП (долл. США / долл. США). В 1998 г. по сравнению с 1996 г. энергоемкость ВВП снизилась на 14,9%, а затраты на энергоносители в расчете на единицу ВВП возросли на 6,3%, и, следовательно, усилия по экономии энергоносителей недостаточны для компенсации роста затрат на ТЭР.
Наличие такого факта обусловлено не столько ростом цен на импорт энергоносителей, сколько значительным ростом затрат на их транспорт и преобразование внутри республики. В частности, если стоимость 1 ту.т. природного газа на границе республики в 1998 г. составила 43,3 долл. США/ту.т., то с учетом транспорта и преобразования в республике средневзвешенная стоимость энергии для потребителя в расчете на 1 ту.т. первичного ресурса (с учетом светлых нефтепродуктов) достигла 101,9 долл. США, а в 1996 г. - 85,03 долл. США. Очевидно, резервы экономии затрат на ТЭР следует искать не только в технологиях транспорта и преобразования энергоносителей, но и в хозяйственных отношениях между поставщиками и потребителями ТЭР.
2. ЦЕЛИ И СРЕДСТВА РЕАЛИЗАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ
Основной целью энергетической политики Республики Беларусь является поиск путей и формирование механизмов оптимального развития и функционирования отраслей ТЭК, а также техническая реализация надежного и эффективного энергообеспечения всех отраслей экономики и населения, обеспечивающих производство конкурентоспособной продукции и достижение стандартов уровня и качества жизни населения высокоразвитых европейских государств при сохранении экологически безопасной среды.
Достижение поставленной цели должно базироваться на:
- определении влияния уровня развития производительных сил и социальных условий жизни населения на потребление энергоносителей;
- определении оптимального соотношения импорта и собственного производства энергоносителей, включая максимальное использование нетрадиционных и возобновляемых источников;
- выборе надежных и экономически выгодных поставщиков ТЭР из-за пределов республики;
- сохранении единства технологического управления в масштабах ТЭК;
- рациональной структуре энергетических мощностей и систем транспорта энергоносителей;
- надежном и экономичном энергообеспечении потребителей с максимально эффективным использованием энергоносителей за счет внедрения энергосберегающих организационно-технических мероприятий;
- использовании геополитического положения республики для транзита всех видов энергоносителей, а также экспорта электроэнергии собственного производства;
- удовлетворении интересов областей и отдельных городов в обеспечении энергоносителями путем расширения их доли собственности в основных фондах энергетических объектов, включая создание собственных муниципальных объектов;
- учете принципиальных особенностей энергообеспечения районов, загрязненных радионуклидами;
- технической политике, ориентированной на коренное повышение экономичности производства, распределения и использования ТЭР, экологической безопасности объектов ТЭК;
- приоритетах глубокой переработки нефти на НПЗ и комплексного использования углеводородного сырья;
- замещении светлых нефтепродуктов в двигателях внутреннего сгорания.
Цели энергетической политики достигаются с помощью:
- ценовой и налоговой политики, обеспечивающей ликвидацию диспропорций в ценах (тарифах) на энергоносители и другие товары, либо услуги при постепенном переходе к ценам и тарифам, которым соответствуют мировые цены в качестве верхнего предела и цены самофинансирования в качестве нижнего;
- формирования конкурентной среды во всех отраслях ТЭК путем создания полноценных хозяйствующих субъектов рынка и рыночной инфраструктуры;
- создания нормативной правовой базы и разработки системы нормативных актов, регулирующих взаимоотношения субъектов энергетического рынка между собой, с органами государственного управления и общественностью;
- совершенствования механизмов стимулирования широкого экономически целесообразного вовлечения в топливный баланс местных топливных ресурсов, возобновляемых источников энергии, бытовых и производственных отходов;
- проведения активной инвестиционной политики.
3. ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩАЯ ПОЛИТИКА
3.1. Анализ хода реализации
За истекший период 1996 - 1999 г.г. в республике создана правовая основа эффективного использования топливно-энергетических ресурсов: в июле 1998 г. вступил в силу Закон "Об энергосбережении", принят ряд постановлений Совета Министров, скорректированы и разработаны строительные нормы и правила, стандарты Республики Беларусь, подготовлен ряд документов методического плана, разрабатывались и реализовывались отраслевые и региональные программы энергосбережения. Финансирование наиболее значимых мероприятий по экономии топливно-энергетических ресурсов в рамках программ по энергосбережению осуществлялось за счет средств:
- инновационного фонда концерна "Белэнерго", направляемого на цели энергосбережения;
- отраслевых инновационных фондов;
- государственного бюджета;
- республиканского фонда "Энергосбережение" (начиная с 1998 г.);
- собственных средств предприятий;
- льготных кредитов.
В целях создания условий для реализации энергосберегающей политики разработаны экономические механизмы: тарифные, штрафные и поощрительные.
В проведении технической политики приоритетными считались малозатратные мероприятия со сроком окупаемости до 2 - 3 лет.
Всего за 1996 - 1999 гг. в результате внедрения энергосберегающих мероприятий получена экономия около 5,0 млн.ту.т., что достигнуто за счет:
разработки и внедрения новых энергосберегающих технологий, материалов, оборудования, включая использование инфракрасных излучателей, тепловых насосов;
оснащения потребителей приборами учета и регулирования топливно-энергетических и водных ресурсов;
замены неэффективных котлов (в том числе и электрокотлов) на более экономичные, перевода котельных на сжигание отходов производства и местных видов топлива;
внедрения частотно-регулируемых электроприводов и применения для теплотрасс труб с предварительной тепловой изоляцией;
применения автоматических систем управления освещением и энергоэффективных осветительных устройств.
По другим направлениям энергосбережения проводились научно-технические исследования, были созданы демонстрационные зоны и пилотные проекты.
С целью уменьшения зависимости от импорта топливных ресурсов проводилась работа по увеличению объема использования местных видов топлива, древесных и других горючих отходов производства, вторичных энергоресурсов, биомассы и других нетрадиционных и возобновляемых источников энергии.
В результате проведенной целенаправленной работы по переводу котельных на древесное топливо и отходы деревообработки, увеличения отпуска дров населению вместо угля и торфобрикетов использование дров и горючих отходов в 1999 г. по сравнению с 1996 г. увеличилось в 1,7 раза.
3.2. Приоритеты на перспективу
Стратегической целью деятельности в области энергосбережения в период до 2015 г. должно стать снижение энергоемкости ВВП в сравнении с 1999 г. на 40 - 45% и в результате этого - снижение зависимости республики от импорта ТЭР, что может быть достигнуто за счет:
- структурной перестройки отраслей экономики и промышленности, повышения коэффициента полезного использования энергоносителей в результате внедрения новых энергосберегающих технологий, оборудования, приборов и материалов, утилизации вторичных энергоресурсов;
- увеличения в топливном балансе республики удельного веса местных видов топлива и отходов производства, нетрадиционных и возобновляемых источников энергии.
Организационно-экономической основой политики энергосбережения в перспективе должно стать развитие необходимых нормативных правовых актов и нормативно-технической базы, в состав которой войдут ГОСТы, СНиПы, отраслевые нормы технологического проектирования и ряд других документов нормативного характера, определяющих требования в области энергосбережения. Основные организационно-экономические направления деятельности в области энергосбережения:
- осуществление государственной экспертизы энергетической эффективности проектных решений с целью их оценки на соответствие действующим нормативам и стандартам в области энергосбережения и определения достаточности и обоснованности предусматриваемых мер по энергосбережению;
- переход к проведению регулярных аудитов хозяйствующих субъектов, а также сертификации продукции;
- пересмотр тарифной политики на тепловую, электрическую энергию и топливо с целью поэтапной ликвидации перекрестного субсидирования, а также включение в тариф затрат на производство и транспортировку соответствующих видов энергоресурсов в пределах утвержденных норм расходов ТЭР для этих целей;
- разработка новых и совершенствование существующих экономических механизмов, стимулирующих повышение энергоэффективности производства продукции и оказания услуг и определяющих меры ответственности за нерациональное потребление ТЭР как для хозяйствующих субъектов в целом, так и для конкретных руководителей и должностных лиц;
- разработка и реализация республиканской, региональных и отраслевых программ энергосбережения на пятилетний период с периодическим их пересмотром с целью уточнения приоритетов в деятельности по энергосбережению.
К основным техническим приоритетам деятельности в области энергосбережения относятся следующие:
- повышение эффективности работы и изменение структуры генерирующих источников за счет внедрения парогазовых и газотурбинных технологий, увеличения выработки электрической энергии на тепловом потреблении, преобразования котельных в мини-ТЭЦ, строительство ГЭС;
- снижение расхода энергоресурсов на их транспорт путем технического перевооружения систем транспорта энергоносителей, оптимизации режимов работы энергоисточников, тепловых и электрических сетей, магистральных и распределительных газо-, нефте- и продуктопроводов;
- применение более современных систем теплоснабжения с переходом на качественно-количественное регулирование;
- внедрение котельного оборудования, работающего на горючих отходах производства, сельского и лесного хозяйства, деревообработки, бытовых отходах;
- разработка и внедрение биогазовых установок для производства горючего газа из отходов животноводческих комплексов, отходов растениеводства, специально выращиваемой биомассы;
- максимально целесообразная утилизация высоко- и среднетемпературных тепловых вторичных энергоресурсов с использованием их в схемах теплоснабжения городов, использование избыточного давления природного газа на ГРС;
- внедрение в системы теплоснабжения теплонасосных установок и других способов утилизации вторичных энергоресурсов;
- организация разработки и производства необходимых видов энергосберегающего оборудования, приборов и материалов;
- экономически целесообразное внедрение ветро- и гелиоэнергетики и других нетрадиционных и возобновляемых источников энергии;
- максимальное снижение энергозатрат в жилищно-коммунальном хозяйстве путем внедрения эффективных систем освещения, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения с использованием гелиоподогревателей, рекуперации тепла уходящего воздуха, утилизации тепла сточных вод, использования энергоэффективных строительных материалов и конструкций и т.д.
Внедрение мероприятий по повышению эффективности использования ТЭР в промышленности потребует определенных финансовых затрат, которые оцениваются в 1,5 - 1,8 млрд.долл. США на период до 2015 г., или ежегодно по 100 - 120 млн.долл. США. Финансирование внедрения энергосберегающих мероприятий должно осуществляться в основном за счет собственных средств предприятий, частных инвесторов, иностранного капитала. Государственная поддержка крупномасштабным проектам по экономии энергии будет оказываться и в перспективе в виде долевого участия в финансировании из государственного и местных бюджетов, средств инновационных фондов и республиканского фонда "Энергосбережение".
4. ПРОГНОЗ ОБЪЕМОВ СПРОСА НА ТЭР
4.1. Прогноз потребления энергоносителей по видам
Исходя из зарубежного опыта по росту энергопотребления при выходе государств из экономического кризиса, складывающихся тенденций и взаимосвязей между ростом ВВП и объемами потребления энергоносителей за анализируемый стабилизационный период, а также прогноза развития производительных сил, изложенного в проекте Концепции социально-экономического развития Республики Беларусь до 2015 г., выполнен расчет потребности в энергоносителях с помощью пакета прикладных программ ENPEP, используемого для этих целей в мировой практике.
В качестве основных исходных данных приняты следующие показатели:
отчетные данные о фактическом потреблении ТЭР отраслями и структура ВВП по отраслям за 1990 г., 1995 - 1999 гг.;
- темпы роста ВВП по отношению к 1990 г.:
2000 г. - 84,6 - 85,4%;
2005 г. - 104,5 - 113,9%;
2010 г. - 146,6 - 167,3%;
2015 г. - 203,1 - 214,4%;
- снижение энергоемкости ВВП в 2015 г. по отношению к 1999 г. на 40 - 45%;
- изменение структуры ВВП в 2015 г. в сравнении с 1999 г.:
промышленность с 32,5% в 1999 г. до 30,6 - 30,9% в 2015 г.; сельское хозяйство с 8,9% в 1999 г. до 8,1% в 2015 г.; строительство соответственно 6,0% и 6,3%; сфера услуг - 36,7% и 40,5 - 39,9%; чистые налоги на продукты и импорт - 14,8 и 14,5 - 14,8%;
- ввод в действие общей площади жилых домов с 2,95 млн.кв.м в 1999 г. до 5,6 - 6,8 млн.кв.м в 2015 г.
Для достижения конечной цели выделяется три характерных этапа развития:
первый (2001 - 2005 гг.) - реформирования и реструктуризации предприятий, удержания и завоевания новых товарных рынков;
второй (2006 - 2010 гг.) - технологического перевооружения производства, обеспечения динамического развития инвестиционных процессов;
третий (2011 - 2015 гг.) - формирования основ постиндустриального общества, приближения к уровню жизни населения экономически развитых государств.
На перспективу предусматривается два сценария социально-экономического развития:
первый - инерционный, ориентированный на умеренные темпы роста инвестиционной активности, на некоторые улучшения использования производственных мощностей и относительно медленные темпы обновления основного капитала;
второй - целевой, предусматривающий достижение рациональных норм потребления, обеспечение к концу периода процессов расширенного воспроизводства основных фондов.
В соответствии с вышеназванными исходными данными и тенденциями развития экономики определены объемы потребления ТЭР, которые представлены на графиках рис. 1 - 4.
В расчетах принято, что удельный вес импортной электроэнергии будет постепенно снижаться. Энергоемкость ВВП с 11,85 кгу.т./млн.руб. в 1999 г. снизится до 6,52 - 7,11 кгу.т./млн.руб. к 2015 г. за счет внедрения энергоэффективных технологий и оборудования, сокращения потребления ТЭР в коммунально-бытовом секторе.
4.2. Прогноз потребления котельно-печного топлива по видам
Для условий республики на рассматриваемую перспективу наиболее вероятным видом топлива, за счет которого возможно удовлетворение существующей потребности, а также прироста потребления либо замещения выбывающих видов, будет природный газ. Существенное участие других альтернативных видов - ядерное топливо либо уголь за счет строительства электростанций маловероятно, т.к. реальные сроки строительства АЭС и ТЭС на угле сопоставимы с продолжительностью прогнозируемого периода. При этом следует учитывать, что требуемые инвестиции для альтернативных вариантов как минимум в два раза выше варианта с природным газом.
На основании изложенного, а также с учетом прогнозируемых объемов выхода мазута на НПЗ, объемов использования местных видов топлива и нетрадиционных энергоносителей, импортного угля, сжиженного газа, газа НПЗ, ТПБ и прочих видов в табл. 4.1 представлен базовый вариант баланса котельно-печного топлива по минимальному уровню потребления. В названном балансе принят объем угля на существующем уровне (под существующие установки на угле), а предполагаемое сокращение использования сжиженного газа - за счет его вытеснения природным, объемы прочих (местных) видов на - основании прогнозных данных (раздел 6.1).
Таблица 4.1
Баланс котельно-печного топлива (по минимальному уровню)
----------+-----------------------------------------------------------¬
¦ Виды ¦ годы ¦
¦ топлива +-----------+-----------+-----------+-----------+-----------+
¦ ¦ 1999 ¦ 2000 ¦ 2005 ¦ 2010 ¦ 2015 ¦
¦ +-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ ¦ млн.¦ % ¦ млн.¦ % ¦млн. ¦ % ¦млн. ¦ % ¦ млн.¦ % ¦
¦ ¦ту.т.¦ ¦ту.т.¦ ¦ту.т.¦ ¦ту.т.¦ ¦ту.т.¦ ¦
+---------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦Газ при- ¦19,35¦ 72,6¦19,65¦ 71,5¦ 22,0¦ 72,9¦ 24,1¦ 74,2¦ 25,1¦ 73,9¦
¦родный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦Мазут ¦ 3,9 ¦ 14,6¦ 4,1 ¦ 14,9¦ 4,4¦ 14,6¦ 4,4¦ 13,5¦ 4,4¦ 12,9¦
+---------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦Уголь, ¦ 0,50¦ 1,9¦ 0,5 ¦ 1,8¦ 0,4¦ 1,3¦ 0,4¦ 1,2¦ 0,4¦ 1,2¦
¦включая ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦кокс ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦Газ сжи- ¦ 1,13¦ 4,2¦ 1,15¦ 4,2¦ 1,1¦ 3,6¦ 1,1¦ 3,4¦ 1,1¦ 3,2¦
¦женный, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦НПЗ, ТПБ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦Прочие ¦ 1,78¦ 6,7¦ 2,1 ¦ 7,6¦ 2,3¦ 7,6¦ 2,5¦ 7,7¦ 3,0¦ 8,8¦
¦виды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦(торф, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦дрова, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦горючие ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦отходы, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦нетрад.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+
¦ИТОГО ¦26,66¦100 ¦27,5 ¦100 ¦ 30,2¦100 ¦ 32,5¦100 ¦ 34,0¦100 ¦
¦---------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------
Рис. 1. Темпы роста ВВП
*****НА БУМАЖНОМ НОСИТЕЛЕ
Рис. 2. Прогноз потребления электроэнергии
*****НА БУМАЖНОМ НОСИТЕЛЕ
Рис. 3. Прогноз потребления тепловой энергии
*****НА БУМАЖНОМ НОСИТЕЛЕ
Рис. 4. Валовое потребление топливно-энергетических ресурсов
*****НА БУМАЖНОМ НОСИТЕЛЕ
5. ВАРИАНТЫ ИМПОРТА ТЭР
В 1999 г. потребности республики в энергоносителях были обеспечены за счет собственных ресурсов на 15,2%, остальные 84,8% - за счет импорта, при этом в общем импорте доля России - 98,4%, Литвы - 1%, прочие (Украина, Казахстан, Польша) - 0,6%.
Структура импорта поставок ТЭР по годам стабильна, а незначительные изменения идут в сторону увеличения доли поставок из России и сокращения - из других государств. В прогнозируемом периоде соотношение удельного веса местных ТЭР и импортируемых изменится незначительно, но в сторону уменьшения местных.
Выбор возможных и экономически приемлемых вариантов энергообеспечения республики, в отличие от уже сложившейся практики и прогнозируемой схемы межгосударственных транспортных коммуникаций, предельно ограничен.
С учетом практически полной зависимости республики по импорту энергоносителей от одного государства - России необходимо, для целей энергетической безопасности республики, наряду с существующей системой, рассмотреть альтернативные варианты энергообеспечения.
5.1. Газоснабжение
Реально возможные варианты в прогнозируемом периоде:
первый - из России по существующей и вновь сооружаемой системе газопроводов;
второй - из стран Центральной Азии.
Ранее рассматриваемые варианты газоснабжения из месторождений Северного моря, из Ирана через Азербайджан и Украину, а также сжиженного природного газа из государств, его экспортирующих (Алжир, Ливия, ОАЭ, Бруней и др.), маловероятны из-за необходимости вложения огромных инвестиций в транспортную инфраструктуру и последующих больших затрат на транспортировку.
Вариант импорта газа из Центральной Азии технически может быть реализован в короткие сроки при относительно небольших инвестициях, т.к. предполагается максимально использовать уже существующую сеть газопроводов.
Эти страны, как и Россия, в настоящее время обладают избыточными ресурсами природного газа и осуществляют экспорт в различные государства.
Туркменское правительство ведет активный поиск возможностей самостоятельного выхода по экспорту газа в другие государства, т.к. разведанные запасы, составляющие около 3 трлн.куб.м, геологические 15 - 20 трлн.куб.м, обеспечивают Туркменистану выход в число крупнейших поставщиков природного газа на мировом рынке.
Результативная реализация крупных инвестиционных программ в Туркменистане иностранными инвесторами позволяет, по оценкам специалистов, повысить добычу природного газа к 2010 г. до 120 млрд.куб.м и более при наличии спроса. Максимальная добыча была в 1990 г. - 88 млрд.куб.м, а в 1995 г. упала до 30 млрд.куб.м из-за отсутствия спроса. Собственное потребление Туркменистана к 2010 г. планируется на уровне 17 млрд.куб.м.
Исходя из сложившейся в настоящее время ситуации с ценами на природный газ, когда цена российского газа на границе с Белоруссией составляет 30 долл. США/тыс.куб.м, а туркменского оценивается в 80 долл. США/тыс.куб.м, по экономическим соображениям использование туркменского газа однозначно невыгодно.
Однако в прогнозируемом периоде необходимо тщательно отслеживать тенденцию изменения этих цен, т.к. возможна ситуация, когда цены станут сопоставимы, а варианты поставок из России и Туркмении равноэкономичны.
Необходимость диверсификации поставок газа обусловлена не столько экономическими показателями, сколько условиями энергетической безопасности, т.к. в случае ограничения поставок ТЭР республика терпит ущерб в виде недопроизводства ВВП в размере 347 долл. США/ту.т. (по уровню 1999 г.), что многократно превышает стоимость недопоставленных энергоносителей и дает ориентир для поиска альтернативных поставок либо принятия мер по созданию соответствующих резервов ТЭР.
Очевидно, вопросы диверсификации поставок с целью обеспечения энергетической безопасности требуют самостоятельных исследований. Однако проработку туркменского варианта необходимо начать незамедлительно, предусмотрев подачу газа в республику путем замещения им объемов российского газа, предназначенного для потребителей Украины.
Одновременно следует рассмотреть вопрос строительства магистрального газопровода по линии Мозырь - Житковичи - Пинск - Кобрин для соединения существующих систем магистральных газопроводов Торжок - Долина и Ивацевичи - Кобрин - Брест. Реализация данного варианта значительно повысит надежность газоснабжения и энергетическую безопасность Республики Беларусь. Особенно в свете перспективы строительства Василевичского ПХГ в районе г.Мозыря.
В данной концепции для дальнейших расчетов принимается вариант импорта природного газа из России по существующим и вновь строящимся магистральным газопроводам.
5.2. Нефтеобеспечение
Для Беларуси, расположенной в центре Восточно-Европейского региона и не имеющей выхода к морю, возможные пути поставки нефти остаются прежними, как и в ранее принятых Основных направлениях:
- из России и Казахстана по существующей системе магистральных нефтепроводов;
- через территории сопредельных государств (Украина, Литва, Латвия, Польша), имеющие и создающие морские нефтеперевалочные комплексы для приема нефти из танкеров, при этом реализуется комбинированная трубопроводно-морская транспортная схема поставки нефти либо железнодорожно-морская.
В качестве альтернативы существующей схеме поставок возможны два основных направления:
ЮЖНОЕ - через порты на Черном море (Одесса);
СЕВЕРНОЕ - через порты на Балтийском море (Вентспилс, Гданьск, Росток, Бутинге).
Поставщиками могут быть страны - экспортеры нефти, ведущие добычу как в районах Северного моря (Англия, Норвегия), так и в зоне Персидского залива (страны Ближнего и Среднего Востока).
Несмотря на то, что расстояние до Беларуси от месторождений Северного моря ближе, чем от региона Персидского залива, имеющиеся там запасы недостаточны для обеспечения даже близлежащих стран Западной Европы. С учетом того, что разведанные запасы нефти в странах Ближнего и Среднего Востока более чем в два раза превышают запасы всех остальных месторождений на Земле, а также в связи с наличием стабильных грузопотоков нефти из этих стран в Европу, для Республики Беларусь в качестве основного альтернативного варианта следует рассматривать поставки нефти из этого региона двумя путями:
южный - через Одессу;
северный - через Роттердам.
В Роттердаме необходима перегрузка нефти из танкеров дедвейтом 200 - 500 тыс. тонн в танкеры дедвейтом до 60 тыс. тонн для последующей перевозки ее в порты Балтийского моря (Вентспилс, Бутинге, Гданьск, Росток). В свою очередь, транспорт из портов до НПЗ республики обеспечивается трубопроводами при максимальном использовании существующих систем. Всего рассмотрено 5 основных вариантов на общий объем поставки 21 млн.т в год.
При отсутствии российской нефти на условиях взаимозаменяемости по критерию минимума затрат оптимальным из альтернативных является юго-западный вариант по схеме Одесса - Броды - Мозырь - Бобовичи - Костюковичи - Полоцк со строительством участка 183 км Бобовичи - Костюковичи. Из общего количества 21 млн.т в год: 12 - на Новополоцкий НПЗ и 9 - на Мозырский НПЗ.
По названному варианту требуется 80,3 млн. долларов США, а удельные затраты на доставку нефти составят 33,9 долларов США за тонну.
Для реализации северного варианта требуется 173,5 млн. долларов США инвестиций, а за доставку 1 т нефти - 48,7 долларов США. Следует учесть, что затраты на доставку нефти по рассмотренным вариантам рассчитаны без учета строительства новых транспортных коммуникаций на территориях сопредельных государств, таких как нефтетерминалы в Одессе и Бутинге, нефтепроводы Одесса - Броды, Бутинге - Мажейкяй. Создание дополнительных мощностей с учетом потребностей Республики Беларусь потребует помимо принятия политического решения значительных капиталовложений в качестве долевого участия в строительстве этих объектов. Если учесть, что на 01.03.2000 г. стоимость сырой нефти в портах Персидского залива находится на уровне 117 - 121 долларов США за тонну, то с учетом транспортных затрат стоимость одной тонны нефти для республики по юго-западному варианту без привлечения российской нефти составит 151 - 155, с привлечением - 146 - 150 долларов США, по северному - 166 - 170 долларов США. Для сравнения: стоимость нефти, получаемой из России в 1996 - 1998 гг., составляла 80 - 87 долларов США за тонну, а в начале 1999 г. было резкое падение до 45 - 47 долларов США за тонну, затем интенсивный рост до 115 - 120 долларов США за тонну.
Из приведенных данных следует, что все рассмотренные альтернативные варианты по уровню цен настоящего времени дороже поставок из России почти в 2 раза. Если предположить, что Россия в перспективе будет продавать нефть на границе по мировым ценам, то в этом случае ее стоимость в республике будет дешевле альтернативных вариантов на величину транспортных издержек.
Очевидно, политику нефтеобеспечения следует ориентировать на создание совместных с Россией комплексов по транспортировке и переработке нефти и реализации нефтепродуктов, однако использование нефти для диверсификации поставок менее выгодно, чем использование природного газа из Туркмении.
5.3. Углеобеспечение
При существующих объемах потребления угля (1999 г. - 0,49 млн.ту.т.) отсутствует монополия одного поставщика, так как нужды республики удовлетворяются за счет Украины на 50%, России - 30%, Казахстана - 11%, Польши и других - 9%.
Однако если рассматривать в перспективе сооружение крупных энергоисточников на угле в качестве альтернативы газомазутным ТЭС, то возникает необходимость существенного увеличения объема поставок до 3,0 млн.ту.т. в год и необходимость поиска новых поставщиков.
В качестве наиболее вероятных поставщиков могут рассматриваться: Россия, Польша, а также Южная Африка и Австралия через порты Балтийского моря.
По названным поставщикам и фактическим сделкам в 1997 г. цены на энергетический уголь в долларах США за 1 ту.т. составили: польский в портах Балтийского моря - 33 - 36, южноафриканский в портах Южной Африки - 30 - 31, австралийский в портах Австралии - 34 - 35, российские угли по предложениям АО "Межрегионуголь" - от 28 до 32 на границе Беларуси (данные на 07.1998 г.).
Транспортные затраты австралийских и южноафриканских углей в Европу (Роттердам) составляют 7 - 10 долларов США/ту.т., а с учетом доставки в республику эта величина оценивается в 11 - 14 долларов США/ту.т.
В итоге для республики цены на уголь составят (в долларах США/ту.т.):
- российский - 28 - 32;
- польский - 34 - 37;
- южноафриканский - 41 - 45;
- австралийский - 45 - 49.
Имеются предложения польской стороны на базе шахты "Богданка" создать совместное предприятие по добыче польских углей для энергетических нужд республики. Для полного завершения строительства шахты необходимо от республики 142 млн. долларов США, а стоимость угля на границе республики составит 27 долларов США/ту.т.
В перспективе возможно изменение абсолютной величины цен на уголь, однако соотношение по поставщикам будет находиться в таких же пределах. Из приведенных данных следует, что наиболее выгодный вариант получения углей - из России, а из альтернативных - из Польши на базе создания совместного предприятия.
6. РАЗВИТИЕ ОТРАСЛЕЙ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА
Топливно-энергетический комплекс Республики Беларусь включает: добычу торфа и производство торфобрикетов, нефтедобычу и нефтепереработку, разветвленную сеть газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов и отрасль электроэнергетики.
6.1. Местные, нетрадиционные и вторичные энергоресурсы
6.1.1. Местные ТЭР
За счет энергоресурсов, добываемых в республике, обеспеченность в 1999 г. составила 15,2%, что соответствует 5,2 млн.ту.т., в прогнозируемом периоде на уровне 4,8 млн.ту.т.
Развитие топливной промышленности республики базируется на местных видах топлива (торф, нефть, попутный газ, дрова) и импортируемых (нефть, газ, уголь).
Нефть и попутный газ
Месторождения нефти на территории Беларуси сосредоточены в единственной нефтегазоносной области - Припятской впадине, площадь которой около 30 тыс.кв.км. Начальные извлекаемые ресурсы нефти оценены в 355,560 млн.т. В промышленные категории переведено 46% указанных ресурсов. В период с 1965 г. по 1999 г. были открыты 181 залежи нефти на 62 месторождениях с суммарными запасами 164,99 млн.т. Соответственно неразведанные ресурсы нефти оцениваются на уровне 190,57 млн.т. С начала разработки добыто 101,963 млн.т нефти и 10,7 млрд.куб.м попутного газа, остаточные запасы нефти промышленных категорий составляют 63,03 млн.т, попутного газа - 35 млрд.куб.м.
Основная часть нефти (96%) добывается (в последнее время более 1,8 млн.т в год) из активных остаточных запасов, которые составляют 28,0 млн.т (44,2%). Обеспеченность активными запасами составляет 18 лет, а вместе с трудноизвлекаемыми (низкопроницаемые коллектора, обводненность более 80% и высокая вязкость) - 34 года.
Исходя из анализа динамики нефтедобычи как в мировой практике, так и в республике, после достигнутых максимальных уровней добычи нефти отмечается резкий спад добычи. Это происходит из-за того, что основные наиболее крупные месторождения нефти, обеспечившие достигнутые уровни добычи, постепенно истощались, а запасы по вновь открываемым небольшим залежам не восполняли объемы извлекаемой нефти. Кроме того, спад усугубляется ростом доли в общем объеме добычи трудноизвлекаемых нефтей, извлечение которых из недр требует применения новых дорогостоящих технологий. При этом значительно снижается экономическая эффективность добычи нефти.
Для того чтобы стабилизировать добычу нефти и создать предпосылки ее роста, требуется резко увеличить ресурсно-сырьевую базу путем открытия новых месторождений с запасами, превышающими объемы нефтеизвлечения.
В Республике Беларусь перспективными в нефтегазоносном отношении кроме Припятского прогиба являются Оршанская и Подлясско-Брестская впадины. Однако промышленная нефтеносность установлена только в Припятском прогибе. Перспективы Оршанской и Подлясско-Брестской впадин весьма проблематичны, но однозначно пока не определены.
Поэтому стратегия дальнейшего развития нефтедобывающей промышленности республики основывается на современных знаниях геологического строения Беларуси, опыта поисков, разведки и разработки месторождений нефти и рассчитывается исходя из ресурсной базы только Припятского прогиба. Так как в прогибе крупные месторождения нефти уже открыты и эксплуатируются, а объективные предпосылки увеличения добычи в настоящее время отсутствуют, то в основу расчета прогнозных показателей добычи положен принцип максимально возможного замедления темпов падения уровня добычи нефти и его стабилизации.
Прогнозируемые объемы годовой добычи нефти в млн.т составят:
2000 г. - 1,84; 2005 г. - 1,55; 2010 г. - 1,29; 2015 г. - 1,102.
Уровень добычи попутного газа к 2005 г. составит 230 млн.куб.м, в 2010 г. снизится до 210 млн.куб.м, а к 2015 г. - до 180 млн.куб.м.
Для решения поставленных задач необходимо открывать и быстро вводить в разработку новые месторождения нефти и производить интенсивное и наиболее полное извлечение нефти из недр на основе новейших и передовых технико-технологических средств поиска, разведки и добычи нефти, которые направлены на:
- повышение степени достоверности структур (объектов), подготавливаемых к бурению сейсморазведкой (расширение применения пространственных сейсморазведочных работ, совершенствование способов обработки и интерпретации материалов);
- улучшение проводки, крепления и испытания скважин, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при первичном и вторичном вскрытии (перевооружение буровых установок, внедрение современного породоразрушающего инструмента и промывочной жидкости);
- повышение эффективности геофизических и геохимических исследований скважин по выявлению коллекторов и выяснению их нефтегазоносности (техническое переоснащение промыслово-геофизических и скважинных сейсмических исследований):
- интенсификацию нефтедобычи и увеличение нефтеотдачи пластов (приобретение установок для бурения вторых стволов, применение физико-химических методов воздействия на пласт, внедрение системы контроля СКАД за работой электропогружных установок, развитие системы ППД посредством приобретения высоконапорных установок);
- добычу высоковязкой нефти (испытание различных технологий).
Для осуществления этих мероприятий в период 2000 - 2015 гг. планируется освоить около 830 млн.долл. США капитальных вложений. Финансирование будет производиться практически полностью за счет собственных средств предприятий по периодам в млн.долл. США: 2000 г. - 80; 2001 - 2005 гг. - 300; 2006 - 2010 гг. - 250; 2011 - 2015 гг. - 200.
Торф
В республике разведано более 9000 торфяных месторождений общей площадью в границах промышленной глубины залежи 2,54 млн.га и первоначальными запасами торфа 5,65 млрд.т. К настоящему времени оставшиеся геологические запасы оцениваются в 4,3 млрд.т, что составляет 75% от первоначальных.
Основные запасы торфа залегают на месторождениях, используемых сельским хозяйством (1,7 млрд.т, или 39% оставшихся запасов) или отнесенных к природоохранным объектам (1,6 млрд.т, или 37%).
Ресурсы торфа, отнесенные в разрабатываемый фонд, оцениваются в 260 млн.т, что составляет 6% оставшихся запасов. Извлекаемые при разработке месторождений запасы оцениваются в 110 - 140 млн.т.
Приведенные данные свидетельствуют, что республика располагает значительными запасами торфа, однако без пересмотра направлений использования имеющихся ресурсов использование торфа для энергетических целей нереально. Основным потребителем торфяных брикетов является население. Учитывая имеющиеся ресурсы торфа и то, что - брикеты достаточно дешевый вид топлива, можно говорить о целесообразности поддержания их производства на достигнутом уровне. Однако в связи с выработкой запасов на ряде действующих брикетных заводов в ближайшей перспективе ожидается снижение объемов выпуска топливных брикетов. Частичная компенсация этого возможна за счет добычи кускового торфа, а также строительства мобильных заводов мощностью 5 - 10 тыс.т. К 2005 г. объемы добычи кускового торфа могут быть доведены до 100 - 110 тыс.т.
Для повышения коэффициента использования залежи и, таким образом, увеличения извлекаемых запасов торфа необходимо широкое внедрение новых направлений использования выработанных торфяных месторождений - выработка запасов торфа с оставлением 0,2 - 0,3 метра защитного слоя, повторное заболачивание выработанных месторождений.
Намечаемые объемы производства торфяного топлива не будут превышать 1 млн.ту.т.
Горючие сланцы
Прогнозные запасы горючих сланцев (Любанское и Туровское месторождения) оцениваются в 11 млрд.т, промышленные - 3 млрд.т. Наиболее изученным является Туровское месторождение, в пределах которого предварительно разведано первое шахтное поле с запасами 475 - 697 млн.т, 1 млн.т таких сланцев эквивалентен примерно 220 тыс.ту.т. Теплота сгорания - 1000 - 1510 ккал/кг, зольность - 75%, выход смол - 6 - 9,2%, содержание серы - 2,6%.
По своим качественным показателям белорусские горючие сланцы не являются эффективным топливом из-за высокой их зольности и низкой теплоты сгорания. Они требуют предварительной термической переработки с выходом жидкого и газообразного топлива. Стоимость получаемых продуктов выше мировых цен на нефть.
Бурые угли
По состоянию на 01.01.2000 г. в неогеновых отложениях известно 3 месторождения бурых углей: Житковичское, Бриневское и Тонежское с общими запасами 151,6 млн.т.
Разведаны детально и подготовлены для промышленного освоения две залежи Житковичского месторождения: Северная (23,5 млн.т) и Найдинская (23,1 млн.т), две другие залежи (Южная - 13,8 млн.т и Кольменская - 8,6 млн.т) разведаны предварительно.
На базе Житковичского месторождения с учетом предварительно разведанных запасов возможно строительство буроугольного карьера годовой мощностью 2 млн.т (0,37 млн.ту.т.). Ориентировочная стоимость строительства первой очереди разреза мощностью в 1,2 млн.т в год (0,22 млн.ту.т.) составит 57 млн. долларов США, при увеличении мощности до 2,0 - 2,4 млн.т потребуется дополнительно 25,7 млн. долларов США. Угли низкокалорийные - низшая теплота сгорания рабочего топлива 1500 - 1700 ккал/кг, влажность - 56 - 60%, средняя зольность - 17 - 23% пригодны для использования как коммунально-бытовое топливо после брикетирования совместно с торфом.
Разработка угольных месторождений в ближайшей перспективе не рекомендована республиканской экологической комиссией, поскольку возможный экологический ущерб значительно превысит получаемые выгоды.
6.1.2. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии
В качестве нетрадиционных источников энергии с учетом природных, географических и метеорологических условий республики рассматриваются малые ГЭС (МГЭС), ветроэнергетические установки (ВЭУ), биоэнергетические установки (БЭУ) или установки по производству биогаза, гелиоводонагреватели (ГВН), установки для брикетирования и сжигания отходов растениеводства и др.
Хотя эти источники могут в совокупности обеспечивать не более 5% всей расчетной экономии топлива, их скорейшее широкое применение в республике очень важно по нескольким причинам.
Во-первых, работы по их использованию будут способствовать развитию собственных технологий и оборудования, которые впоследствии могут стать предметом экспорта; во-вторых, эти источники, как правило, являются экологически чистыми.
Для обеспечения быстрой окупаемости затрат на нетрадиционную энергетику во всех случаях предпочтение следует отдать техническим решениям с использованием оборудования, выпускаемого на предприятиях республики, и с максимальным использованием местных материалов.
Дрова
Централизованная заготовка дров и отходов деревообработки осуществляется предприятиями Министерства лесного хозяйства и концерна "Беллесбумпром".
В целом по республике годовой объем централизованных заготовок дров и отходов лесопиления составляет около 0,94 - 1,00 млн.ту.т. Часть дров поступает населению за счет самозаготовок, объем которых оценивается на уровне 0,3 - 0,4 млн.ту.т.
Предельные возможности республики по использованию дров в качестве топлива можно определить исходя из естественного годового прироста древесины, который приближенно оценивается в 25 млн.куб.м, или 6,6 млн.ту.т. в год (если сжигать все, что прирастает), в т.ч. в загрязненных районах Гомельской области - 20 тыс.куб.м, или 5,3 тыс.ту.т. Для использования древесины из данных районов в качестве топлива необходимо разработать и внедрить технологии и оборудование по газификации и параллельной дезактивации. С учетом того, что к 2015 г. планируется удвоить заготовку деловой древесины, и разработанной Программы по использованию отходов древесины для производства тепловой энергии прогнозируемый годовой объем древесного топлива к 2015 г. может возрасти до 1,9 - 2 млн.ту.т.
Гидроэнергетические ресурсы
Установленная мощность ГЭС на 01.01.2000 г. составила 6,8 тыс.кВт. В 1999 г. за счет использования природоресурсов было выработано 19,2 млн.кВт·ч электроэнергии, что эквивалентно вытеснению импортного топлива в 8,0 тыс.ту.т.
Потенциальная мощность всех водотоков Беларуси составляет 850 МВт, в том числе технически доступный - 520 МВт, а экономически целесообразный - 250 МВт. За счет гидроресурсов к концу прогнозируемого периода возможна выработка 0,8 - 0,9 млрд.кВт·ч и соответственно вытесненные 250 тыс.ту.т.
Основными направлениями развития малой гидроэнергетики являются:
- сооружение каскада ГЭС на реках Западная Двина - Витебская (50 МВт), Бешенковичская (30,5 МВт), Полоцкая (23 МВт), Верхнедвинская (29 МВт) и Неман-Гродненская (24,5 МВт) и Немновская (20,5 МВт);
- восстановление ранее существовавших малых ГЭС (МГЭС) путем капитального ремонта и частичной замены оборудования;
- сооружение новых МГЭС на водохранилищах неэнергетического (комплексного) назначения;
- сооружение МГЭС на промышленных водосбросах;
- сооружение бесплотинных (русловых) ГЭС на реках со значительными расходами воды.
Единичная мощность гидроагрегатов МГЭС будет лежать в диапазоне от 50 до 500 кВт. Предпочтение будет отдаваться быстроремонтируемым гидроагрегатам капсульного типа. При мощностях гидроагрегатов от 50 до 150 кВт в качестве гидрогенераторов предполагается широко использовать асинхронные генераторы как более простые и надежные в эксплуатации. Как правило, все восстанавливаемые и вновь сооружаемые МГЭС должны работать параллельно с энергосистемой, что позволит значительно упростить схемные и конструктивные решения.
Особого рассмотрения требуют вопросы сооружения каскадов ГЭС на реках Сож, Днепр, Припять общей мощностью 200 - 215 МВт, т.к. возможные масштабы затопления ограничены зоной загрязнения радионуклидами прилегающих территорий.
Ветроэнергетический потенциал
На территории республики выявлено 1840 площадок для размещения ветроустановок с теоретически возможным энергетическим потенциалом 1600 МВт и годовой выработкой электроэнергии 6,5 млрд.кВт·ч.
Однако в рассматриваемый период времени технически возможное и экономически целесообразное использование потенциала ветра не превысит 5% от установленной мощности электростанций энергосистемы, т.е. может составить не более 300 - 350 МВт, или 1,0 - 1,5 млрд.кВт·ч.
Существующие способы преобразования энергии в электроэнергию с помощью традиционных лопастных ветроэнергетических установок (ВЭУ) в условиях Беларуси экономически неоправданы, во-первых, из-за высокой пусковой скорости ветра (4 - 5 м/сек), высокой номинальной скорости (8 - 15 м/сек) и небольшой годовой производительности в условиях слабых континентальных ветров, характерных для Беларуси, - 3 - 5 м/сек, во-вторых, стоимость ВЭУ составляет 1000 - 1500 долл. США/кВт установленной мощности.
Проведенный в последние годы в республике комплекс работ позволяет делать более оптимистический прогноз в части использования энергии ветра для производства электроэнергии. Для этих целей группой авторов рекомендуются новые ВЭУ, основанные на эффекте Магнуса, когда в качестве аэродинамических элементов используются не лопастные, а вращающиеся усеченные конусы специальной формы (роторы), подъемная сила в которых многократно (в 6 - 8 раз) превосходит подъемную силу в лопастях. По утверждениям авторов, главное их преимущество состоит в том, что они могут эффективно работать при скоростях ветра, характерных для условий Беларуси.
Для получения объективной оценки о возможности изъятия полного ветропотенциала (с помощью новых ВЭУ) требуется завершить цикл экспериментальных исследований и определить необходимые инвестиции для развития названного направления. С учетом необходимости параллельной работы ВЭУ с энергосистемой схема намного усложняется, и, естественно, значительно возрастут затраты на создание и эксплуатацию ВЭУ. При этом в затратах следует учитывать необходимость создания и содержания резерва мощностей на других типах электростанций.
Биомасса
Результаты испытаний биогазовых установок для производства биогаза из отходов животноводческих комплексов подтвердили требование комплексной оценки их эффективности, т.к. их использование только для получения биогаза экономически неконкурентоспособно с другими видами топлива. Основная составляющая эффекта состоит в том, что без дополнительных энергетических затрат можно получить экологически чистое высококачественное органическое удобрение и вследствие этого пропорционально сократить энергоемкое производство минеральных удобрений. Попутно применение биогазовых установок позволит существенно улучшить экологическую обстановку вблизи крупных ферм и животноводческих комплексов, а также на посевных площадях, куда в настоящее время сбрасываются отходы животноводства. Потенциально возможное получение товарного биогаза от животноводческих комплексов составляет 160 тыс.ту.т. в год.
Солнечная энергия
По метеорологическим данным в Республике Беларусь в среднем 250 дней в году пасмурных, 185 с переменной облачностью и 30 ясных, а среднегодовое поступление солнечной энергии на земную поверхность с учетом ночей и облачности составляет 243 кал на 1 см за сутки, что эквивалентно 2,8 кВт·ч на кв.м, а с учетом КПД преобразования 12% - 0,3 кВт·ч/сутки на кв.м.
Для удовлетворения потребности республики в электроэнергии в объеме 45 млрд.кВт·ч потребуется 450 кв.км гелиостатов, что при их стоимости 450 долларов США/кв.м соответствует стоимости 202,5 млрд. долларов США без учета затрат на эксплуатацию выпрямителей, строительно-монтажные работы, конструкции, кабели, системы управления, технические средства для обслуживания, инфраструктуру и т.п. Учет перечисленных составляющих удвоит названную сумму.
С учетом опыта создания солнечной электростанции в Крыму, а также зарубежного опыта удельные капвложения и себестоимость получаемой электроэнергии многократно превышают ее производство на других источниках. Технический прогресс в этой области, естественно, будет способствовать снижению затрат, однако для условий Беларуси в прогнозируемом периоде составляющая производства электроэнергии с помощью солнечной энергии будет практически не ощутима.
Основными направлениями использования энергии солнца будут гелиоводоподогреватели (ГВН) и различные гелиоустановки для интенсификации процессов сушки и подогрева воды в сельскохозяйственном производстве.
За счет использования солнечной энергии возможно замещение около 5 тыс.ту.т. в год органического топлива к 2010 г.
Геотермальные ресурсы
Температурные условия недр территории республики изучены недостаточно. По предварительным данным, наиболее благоприятные условия для образования термальных вод имеются в Припятской впадине.
Большая глубина залегания термальных вод, сравнительно низкая их температура, высокая минерализация и низкий дебит скважин (100 - 1150 куб.м/сутки) не позволяют в настоящее время рассматривать термальные воды республики в качестве заслуживающего внимания источника энергии.
Твердые бытовые отходы (ТБО)
Содержание органического вещества в бытовых отходах составляет 40 - 75%, углерода - 35 - 40%, зольность - 40 - 70%, горючие компоненты в бытовых отходах составляют 50 - 88%, теплотворная способность ТБО - 800 - 2000 ккал/кг.
В мировой практике получение энергии из ТБО осуществляется несколькими способами: сжиганием, активной и пассивной газификацией. Наиболее перспективна газификация, т.к. в случае прямого сжигания возникают экологические проблемы, для решения которых требуются инвестиции, двукратно превышающие стоимость самих сжигающих установок.
В Республике Беларусь ежегодно накапливается около 2,4 млн.т твердых бытовых отходов, которые направляются на свалки и два мусороперерабатывающих завода (Минский и Могилевский), на которые ежегодно вывозится, тыс.т в год: бумага - 648,6; пищевых отходов - 548,6; стекла - 117,9; металла - 82,5; текстиля - 70,8; дерева - 54,2; кожи и резины - 47,2; пластмассы - 70,8.
Потенциальная энергия, заключенная в твердых бытовых отходах, образующихся на территории Беларуси, равноценна 470 тыс.ту.т. При их биопереработке с целью получения газа эффективность составит не более 20 - 25%, что эквивалентно 100 - 120 тыс.ту.т. Кроме того, необходимо учитывать многолетние запасы ТБО, которые имеются во всех крупных городах и создают проблемы их складирования. Только по областным городам переработка ежегодных ТБО в газ позволила бы получить биогаза около 50 тыс.ту.т., а по г.Минску - до 30 тыс.ту.т. Эффективность данного направления следует оценивать не только по выходу биогаза, но и по экологической составляющей, которая в данной проблеме будет основной. Конкретные показатели эффективности могут быть получены на основании детальных проектных проработок, создания и эксплуатации опытно-промышленного полигона.
Фитомасса
В качестве сырья для получения жидкого и газообразного топлива можно применять периодически возобновляемый источник энергии - фитомассу быстрорастущих растений и деревьев. В климатических условиях республики с 1 га энергетических плантаций собирается масса растений в количестве до 10 т сухого вещества, что эквивалентно примерно 5 ту.т. При дополнительных агроприемах продуктивность гектара может быть повышена в 2 - 3 раза. Из этого количества фитомассы можно получать 5 - 7 т жидких продуктов, эквивалентных нефти. Наиболее целесообразно использовать для получения сырья площади выработанных торфяных месторождений, на которых отсутствуют условия для произрастания сельскохозяйственных культур. Площадь таких месторождений в республике составляет около 180 тыс.га, которая может стать стабильным, экологически чистым источником энергетического сырья. Отсутствие опыта массового использования фитомассы для энергетических целей не позволяет сделать оценку затрат и будущих цен на топливо, т.к. для этой цели потребуется разработка специальной техники, дорожная инфраструктура, перерабатывающие предприятия и т.п. По экспертным оценкам, к 2015 г. за счет названного источника может быть получено 250 - 300 тыс.ту.т., однако это требует уточнения после освоения опытных площадей, которые засеяны в Гомельской области.
Отходы растениеводства
Использование отходов растениеводства в качестве топлива является принципиально новым направлением энергосбережения. Практический опыт их применения в качестве энергоносителя накоплен в Бельгии и Скандинавских странах, а в нашей республике опыт массового применения отсутствует. Общий потенциал отходов растениеводства оценивается до 1,46 млн.ту.т. в год. Целесообразные объемы их сжигания для топливных целей следует решать в сопоставлении с конкретными нуждами хозяйств в индивидуальном порядке, а к концу прогнозируемого периода эта величина оценивается на уровне 140 - 200 тыс.ту.т.
6.1.3. Вторичные энергоресурсы
Тепловые ВЭР
Потенциал выхода тепловых ВЭР составляет 17,9 млн. Гкал/год, технически возможный объем использования - до 10 млн.Гкал/год, фактическое использование в 1999 г. - 2,7 млн.Гкал/год, или 15,1%, а прогноз к 2015 г. - до 6 млн.Гкал/год. Наибольший потенциал выхода ВЭР (около 96,5%) имеет место на предприятиях 5 ведомств - концерна "Белнефтехим" (11,1 млн.Гкал), концерна "Белэнерго" (2,72 млн.Гкал), Министерства архитектуры и строительства (1,77 млн.Гкал), Министерства промышленности (0,97 млн.Гкал) и концерна "Белбиофарм" (0,71 млн.Гкал).
Низкий уровень использования ВЭР обусловлен практически полным неиспользованием тепловой энергии низкопотенциальных ВЭР оборотной воды, доля которых в общем выходе ВЭР на предприятиях республики в настоящее время составляет 50,2%.
Другими ВЭР, имеющими наибольший выход, являются ВЭР отходящих газов технологического оборудования - 4 млн.Гкал, или 22,3% (при недостаточно высоком уровне использования - 1,33 млн.Гкал, или 33%), а также тепловой энергии продукционных газов и веществ, химических реакций, пиролиза и отработанного пара, уровень использования которых высок и составляет 84 - 100%. Достаточно эффективно используется тепловая энергия конденсата, продувочной воды и вторичного пара (56 - 76%), хотя в общей структуре выхода ВЭР их доля составляет около 3%.
Практически не используется тепловая энергия вентиляционных выбросов и охлаждающего воздуха, сточных вод и др. низкопотенциальных потоков (выход на уровне 0,6 млн.Гкал, или 3,3%, использование - около 12 тыс.Гкал, или 2%).
Горючие отходы
Общий выход горючих отходов оценивается в 575,8 тыс.ту.т./год, использование в 1999 г. - в 277,5 тыс.ту.т./год, или 48%, а к 2015 г. - до 85%.
Основным видом горючих отходов на предприятиях являются древесные отходы - 293 тыс.ту.т., или 51% отходов. Уровень их использования составил в 1999 г. 25,6% - в основном в качестве котельно-печного топлива (сжигание в котельных, технологических и бытовых установках).
Страницы: Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 |
| 
