Постановление Совета Министров Республики Беларусь от 27.10.2000 N 1667 "Об одобрении Основных направлений энергетической политики Республики Беларусь на 2001 - 2005 годы и на период до 2015 года"

Стр. 2

Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 |

Другими, наиболее эффективными и используемыми видами горючих отходов являются метано-водородная фракция (162 тыс.ту.т.), масла (14,5 тыс.ту.т.), концентрат бисульфита щелока (9,2 тыс.ту.т.), льняная костра (36,9 тыс.ту.т.), отходы мазута (2,4 тыс.ту.т.), уровень использования которых в технологических и котельных установках составляет 70 - 100%.

При довольно высоком выходе (54 тыс.ту.т., или 9,4% общего выхода горючих отходов) до настоящего времени в ограниченных объемах используются накопленные запасы лигнина Бобруйского и Речицкого гидролизных заводов, что обусловлено трудностями его подготовки к сжиганию из-за высокой влажности (65 - 70%), экологическими, технологическими и другими факторами. Текущие объемы образования лигнинов используются на торфобрикетных заводах.

Основные направления по повышению

эффективности использования ВЭР

В настоящее время уровень использования ВЭР в промышленности ограничивается отсутствием потребителей при излишках ВЭР на отдельных предприятиях, несовпадением режимов выхода и работы потребителей, финансовыми трудностями по внедрению утилизационного оборудования и отражает, по существу, возможности вовлечения ВЭР непосредственно в топливно-энергетические балансы предприятий.

Дальнейшее повышение эффективности использования ВЭР в народном хозяйстве республики требует комплексного подхода, который должен обеспечить как удовлетворение собственных нужд предприятий за счет ВЭР, так и максимальное вовлечение в действующие системы теплоснабжения городов, поселков и промышленных узлов.

Для использования высоко- и среднепотенциальных ВЭР необходима разработка и обоснование типовой системы, включающей локальные утилизаторы ВЭР на базе выпускаемого отечественного и зарубежного утилизационного оборудования, оборудование для сбора (аккумулирования) тепловой энергии, подогрева теплоносителя и транспорта его как собственным потребителям, так и другим потребителям системы централизованного теплоснабжения, либо непосредственно в подающую магистраль тепловой сети, либо в обратную (с последующим ее догревом в централизованном источнике - в увязке с режимами и параметрами выхода ВЭР и сезонной потребности) с проработкой вопросов регулирования отпусков теплоты, резервирования и др.

Значительный объем низкопотенциальных ВЭР оборотной воды, выход которых составляет 9 млн.Гкал/год (50,2% от всего выхода ВЭР), а использование - 10 тыс.Гкал/год (0,1%), указывает на необходимость разработки типовых технических решений по их утилизации на основе тепловых насосов и передачи тепловой энергии в системы централизованного теплоснабжения в увязке как с существующими температурными графиками обратной воды, так и со сниженными, обеспечивающими более глубокое использование теплоты в отопительных системах и оптимальные условия работы тепловых насосов.

Для увеличения объемов использования горючих отходов требуется решение задач освоения производства формованного лигнина, других видов топлива на его основе, решение технологических и экологических; вопросов при их сжигании.

Общий объем собственных ресурсов за счет местных нетрадиционных и возобновляемых источников (в случае реализации намечаемых объемов их использования) составит к 2015 г. 5,59 млн.ту.т.

6.2. Развитие систем снабжения нефтью и нефтепродуктами

6.2.1. Нефтеперерабатывающая промышленность

Переработкой нефти в Беларуси занимаются два нефтеперерабатывающих предприятия - открытое акционерное общество "Мозырский нефтеперерабатывающий завод" и Новополоцкий нефтеперерабатывающий завод (ПО "Нафтан"). Суммарный объем переработки двух заводов за 1999 г. составил 11,3 млн.т нефтяного сырья, что составляет менее 1/3 уровня, достигнутого в 1990 г., при этом 90% - давальческая нефть. В будущем к 2015 г. для нужд республики прогнозируется увеличение поставок до 18,7 млн.т нефти в год.

Мозырский нефтеперерабатывающий завод введен в действие в январе 1975 г. В 1994 г. вошел в состав первой российско-белорусской транснациональной нефтегазовой компании "Славнефть". Основными акционерами ОАО "Мозырский НПЗ" являются: государство - 42,7% акций, НГК "Славнефть" - 42,5%, физические лица - 14,8%.

Проектная мощность завода по переработке - 16 млн.т сырья в год. На протяжении последних нескольких лет завод перерабатывает около 5 млн.т в год. В 1999 г. на заводе было переработано 5,3 млн.т сырья - 119% к уровню 1998 г.

На Мозырском НПЗ производится до 35 видов продукции. Основными товарными продуктами являются бензин, дизельное топливо, мазут. На внешних рынках пользуются спросом реактивное и печное топливо, нефтебитумы и вакуумный газойль. Традиционными рынками сбыта для завода являются северные области Украины, западные области России, Польша, Чехия. Расположение завода и железнодорожных коммуникаций позволяет доставлять нефтепродукты в любую точку Республики Беларусь в течение 4-х суток. Нефть поступает на завод по двум нефтепроводам: российская - по нефтепроводу "Дружба" и белорусская - по нефтепроводу с Речицких месторождений.

В 1995 г. глубина переработки нефти на Мозырском НПЗ составила 54,8%, что значительно ниже западноевропейского уровня (80 - 87%). В части реконструкции Мозырского НПЗ не был реализован ранее намечаемый проект с фирмой "Лурги" из-за отказа в кредите по линии страхового общества "Гермес" (Германия).

Однако была разработана новая концепция 4-этапного проведения реконструкции завода. Для проведения первых двух этапов завод под гарантии Правительства получил 2 немецких кредита на общую сумму 92,5 млн. немецких марок, и в результате их реализации увеличен выпуск высокооктановых бензинов почти в два раза, освоено производство экологически чистого дизельного топлива, соответствующего европейским стандартам (серы не более 0,05%), и практически удвоен экспорт нефтепродуктов.

В прогнозируемом периоде планируется строительство комбинированной установки каталитического крекинга. В результате глубина переработки достигнет 80%, а требуемые инвестиции составят 110 млн.долл. США. Мощность Мозырского НПЗ после реконструкции составит 6 - 8 млн. тонн нефти в год.

Новополоцкий нефтеперерабатывающий завод (ПО "Нафтан"), построенный в феврале 1963 г., был задуман по технологической схеме топливного варианта НПЗ с объемом переработки нефти 25 млн.т в год. Основу завода составили установки первичной переработки нефти, гидроочистки, каталитического риформинга бензина. С течением времени в объединении развивались и другие направления нефтепереработки: производство ароматики, комплекс по производству смазочных масел, производство присадок к маслам, битума и других продуктов.

Основной комплекс технологических установок объединения построен в 70-е гг., затем реконструирован и приближен к соответствующим стандартам технологических процессов. Как намечалось в Основных направлениях, завершено строительство установки вакуумной перегонки мазута, основанной на современной высокоэффективной одноканальной схеме, завершен монтаж оборудования и начаты предпусковые работы на установке производства параксиолола методом адсорбции.

Собственником ПО "Нафтан" является в настоящее время государство.

В течение последних лет экспортный потенциал Новополоцкого НПЗ снизился из-за использования устаревших и энергоемких технологий. Объем переработки в 1999 г. составил 6 млн.т. Нефть поступает в объединение по нефтепроводу "Дружба", а отправка готовой продукции (72 наименования) - железнодорожным и автомобильным транспортом.

В прогнозируемом периоде предполагается модернизация завода в направлении создания комплекса глубокой переработки нефти (гидрокрекинг). Глубина переработки нефти увеличится до 80%, а необходимый объем финансирования определен на уровне 220 млн. долларов США. Мощность Новополоцкого НПЗ после реконструкции составит 9 - 12 млн. тонн нефти в год.

Беларусь имеет избыточные нефтеперерабатывающие мощности, а благодаря географическому расположению и существующей системе продуктопроводов эти мощности вызывают интерес у иностранных партнеров.

Прогнозируемые объемы переработки нефти на обоих НПЗ составят, млн.т: 2000 г. - 14,3; 2005 г. - 16,1; 2010 г. - 16,8; 2015 г. - 18,7.

6.2.2. Транспорт нефти и снабжение нефтепродуктами

Магистральные нефтепроводы связывают нефтеперерабатывающие заводы с нефтедобывающими регионами Западной Сибири. Имеется сеть трубопроводов для транспортировки нефтепродуктов потребителям Республики Беларусь и за ее пределы.

Эксплуатация нефтепроводов в Беларуси осуществляется двумя предприятиями по транспорту нефти: Новополоцким - на севере и Гомельским - на юге.

По южной ветке нефть поставляется из Самары через Брянск на Мозырский НПЗ. Часть нефти поступает транзитом на Дрогобычский НПЗ (Украина) и через Брест на Плоцкий НПЗ (Польша). По северной ветке нефть поступает из Ярославля на Новополоцкий НПЗ, а затем на Мяжейкяйский НПЗ (Литва) и в Вентспилский порт (Латвия).

Нефтепродуктопроводы связывают Полоцк - Вентспилс, а также Мозырь - Дрогобыч и Мозырь - Брянск.

Суммарная пропускная способность двух веток составляет 135 млн.т в год (северная 70 млн.т, южная - 65 млн.т). Фактическое использование трубопроводов в последние годы значительно снизилось. В 1998 г. было прокачано по северной - 27,5 млн.т нефти, по южной - 56,8 млн.т.

В Польшу и Германию было поставлено 33,3 млн.т, на Украину, в Чехию, Румынию - 18,7 млн.т, в Литву и Латвию - 20,8 млн.т.

Объем резервуарного парка Новополоцкого предприятия "Дружба" составляет 310 тыс.куб.м, а Гомельского предприятия "Дружба" - 216 тыс.куб.м.

Поставка нефтепродуктов потребителям осуществляется в основном через нефтебазы концерна и транзитом. На территории республики действуют 37 нефтебаз и 7 их филиалов, подведомственных концерну "Белнефтехим", с поставкой нефтепродуктов по железной дороге, 10 из них имеют возможность получать нефтепродукты по нефтепродуктопроводам.

Реализация бензинов и дизельного топлива осуществляется на 590 автозаправочных станциях, в т.ч. принадлежащих предприятиям, концерна - 370. Присутствуют и частные компании ("Neste oil" BR, НК "Лукойл" и др.). Средняя мощность АЗС - 500 заправок в сутки.

Основной характеристикой сети АЗС является размещение станций как по направлениям движения основных транспортных потоков, так и по территории республики. В качестве основных транспортных потоков рассмотрены направления Брест - Москва, Брест - Гомель, Санкт-Петербург - Одесса. Плотность АЗС на этих трассах фактически полностью соответствует нормам (нормативное расстояние при размещении АЗС составляет не менее 1 станции на 50 км трассы). Имеющиеся резервы по пропускной способности, по хранилищам АЗС и др. достаточны для обеспечения республики нефтью и нефтепродуктами в прогнозируемый период. Предполагается замена отдельных видов оборудования, отдельных участков нефте- и продуктопроводов и строительство небольшого количества АЗС.

6.3. Развитие магистральных и распределительных

систем газоснабжения

6.3.1. Системы магистральных газопроводов и отводов

В настоящее время газоснабжение потребителей осуществляется от системы магистральных газопроводов Республики Беларусь общей протяженностью свыше 6 тыс.км. Транспорт газа по магистральным газопроводам обеспечивают 7 компрессорных станций общей мощностью 710 МВт, осуществляется от 201 газопроводов-отводов и газораспределительных станций (ГРС) общей проектной производительностью 79,7 млрд.куб.м в год через систему распределительных газовых сетей.

Подавляющее большинство ГРС (127) расположено в Брестской (43), Гродненской (34) и Минской (50) областях, имеющих относительно развитую систему магистральных газопроводов и распределительных газовых сетей (более 9,5 тыс.км). Отставание развития газификации Витебской (17), Могилевской (28) и Гомельской (29) областей было предопределено их отдаленностью от систем магистральных газопроводов или отсутствием таковых.

В целом существующая газотранспортная система республики, формировавшаяся в условиях низкой стоимости газа и необоснованной политики повсеместного наращивания объемов газопотребления, в настоящее время работает в режиме малой загрузки (на уровне 20%) газопроводов-отводов и ГРС.

Прогнозируемый рост объема газопотребления от существующих ГРС может быть обеспечен только частично, так как созданная сеть газопроводов-отводов и ГРС не позволяет обеспечить газификацию целого ряда негазифицированных районов в Гомельской, Могилевской, Витебской и Брестской (южная часть) областях.

В 1996 г. Российским акционерным обществом "Газпром" начато строительство магистрального газопровода "Ямал-Европа" диаметром 1420 мм, протяженностью по территории Беларуси 575 км, с пятью компрессорными станциями общей мощностью 752 МВт.

Дальнейшее развитие систем газоснабжения базируется на отсутствии альтернативных видов топлива, неравномерности газификации регионов республики, необходимости реализации мер по минимизации и преодолению последствий катастрофы на Чернобыльской АЭС, что в конечном итоге должно обеспечить выравнивание условий социально-экономического развития регионов.

При этом предлагается государственное программное регулирование многолетнего процесса развития сети магистральных и распределительных газопроводов с рациональным использованием денежных средств министерств, концернов, облисполкомов, других органов государственного управления и субъектов хозяйствования как из традиционных источников финансирования, так и источников, свойственных рыночным отношениям (акционерный и частный капитал, кредитные линии).

Основные приоритетные направления развития газификации на прогнозируемый период:

- строительство газопроводов в районах, не охваченных газификацией (Витебская область, юг Белорусского Полесья по линии Мозырь - Житковичи - Пинск - Кобрин, северо-западная часть Минской области), загрязненных радионуклидами районах Гомельской, Могилевской и Брестской областей;

- строительство распределительных газовых сетей от существующих малозагруженных ГРС к крупным потребителям топлива и перевод их на использование природного газа;

- опережающее строительство распределительных газопроводов от намечаемых к строительству ГРС и обеспечение готовности потребителей к приему газа в первый год эксплуатации ГРС в объеме не менее 5-процентной производительности ГРС;

- перевод жилого фонда городов и других населенных пунктов со сжиженного на природный газ, что сократит дотации государства на возмещение убытков газоснабжающих организаций и повысит безопасность жизнедеятельности населения.

В ходе реализации указанных направлений должно быть обеспечено снижение стоимости и продолжительности строительства систем и объектов газоснабжения на основе:

- широкого внедрения полиэтиленовых труб и соединительных деталей из полиэтилена Борисовского завода пластмассовых изделий;

- газификации жилых домов от сетей газоснабжения среднего давления с применением комбинированных домовых регуляторов давления газа;

- внедрения установок бестраншейной прокладки полиэтиленовых газопроводов и метода направленного горизонтального бурения при переходах газопроводов через искусственные и естественные преграды;

- внедрения ГРС для газификации сельскохозяйственных потребителей и населенных пунктов, находящихся вблизи трасс магистральных газопроводов и газопроводов-отводов.

Одной из главных составляющих в повышении надежности газотранспортной системы и покрытии сезонной неравномерности потребления газа являются подземные хранилища газа (ПХГ).

В мировой практике для обеспечения энергетической безопасности объем газовых хранилищ принимается на уровне 30% от годового потребления, что для условий Беларуси соответствует 7,5 млрд.куб.м к 2010 г. и 9 млрд.куб.м к 2015 г. Если же расчет осуществлялся по коэффициенту сезонной неравномерности газопотребления 0,15, то требуемый объем ПХГ составит: к 2005 г. - 3,2 млрд.куб.м; к 2010 г. - 3,8 млрд.куб.м; к 2015 г. - 4,5 млрд.куб.м.

Потребность республики в объемах, требуемых для удовлетворения сезонной неравномерности, может быть обеспечена за счет действующего Осиповичского ПХГ - 0,31 млрд.куб.м, строящегося Прибугского ПХГ - 1,35 млрд.куб.м и находящегося в геологической разведке Василевичского - 3,1 млрд.куб.м. Для сооружения Василевичского ПХГ потребуется около 200 млн. долларов США инвестиций при себестоимости хранения 7 долл. США/тыс.куб.м и стоимости услуг по хранению 16,3 долл. США/тыс.куб.м.

Процесс создания и строительства ПХГ весьма трудоемкий, дорогостоящий и продолжительный. Тем не менее это требование надежности, и оно должно быть соблюдено.

Альтернативой создания собственных газохранилищ может служить вариант закачки излишков природного газа, возникающих в летний период, в подземные хранилища, расположенные на территории Украины и Латвии.

Однако использование Инчукалнского ПХГ, расположенного на территории Латвии, даже путем замещения газа, предназначенного на транзит из Российской Федерации в Литву, в настоящее время не представляется возможным в связи с отсутствием пункта замера количества газа на границе между Латвией и Литвой. Для разрешения этой проблемы согласно современным требованиям необходимо строительство более 450 км газопровода из Беларуси в Латвию и узла замера количества газа на границе республик.

Имеется техническая возможность хранения белорусского природного газа в ПХГ УМГ "Львовтрансгаз" (Украина) с последующей его подачей обратным ходом в зимнее время в Беларусь по газопроводу "Ивацевичи - Долина". Ориентировочная стоимость хранения газа составит 10 - 12 долларов США за 1000 н.куб.м без учета затрат на транспортировку.

В соответствии с обозначенными приоритетами до 2005 г. предстоит построить 20 ГРС и 1439 км газопроводов-отводов, в т.ч.: в Брестской области соответственно 5 и 184, Витебской - 5 и 160, Гомельской - 5 и 220, Минской - 3 и 119, Могилевской - 5 и 55. Ввод указанных объектов позволит осуществить подачу природного газа в Иваново, Пинск, Лунинец, Столин, Бешенковичи, Шумилино, Оболь, Сенно, Городок, Мозырь, Лельчицы, Петриков, Житковичи, Вилейку, Мядель, Старые Дороги, Хотимск, Глуск.

В период после 2005 г. до 2015 г. необходимо будет продолжить строительство ГРС и газопроводов-отводов и обеспечить подачу природного газа в г.г. и г.п.: Давид-Городок, Микашевичи, Телеханы, Ганцевичи, Браслав, Миоры, Верхнедвинск, Шарковщина, Глубокое, Докшицы, Поставы, Россоны, Улла, Сураж, Кривичи, Озаричи, Октябрьский, Копаткевичи, Паричи, Туров, Любань, Березино, Плещеницы.

Кроме того, в прогнозируемый период необходимо будет выполнить работы по реконструкции целого ряда объектов газотранспортных систем, срок эксплуатации которых более 33 лет.

Магистральные газопроводы:

Дашава - Минск;

Ивацевичи - Вильнюс - Рига;

Торжок - Минск - Ивацевичи 1н;

Ивацевичи - Долина 1н;

Щорс - Гомель;

газопроводы-отводы, подключенные к вышеперечисленным магистральным газопроводом;

компрессорные станции, введенные в эксплуатацию в период с 1975 г. по 1983 г., а также оборудование компрессорных станций, а именно электрооборудование со сроком эксплуатации более 20 лет.

Необходимо будет провести реконструкцию более 50 ГРС, 7 компрессорных станций с установкой на них более 40 газоперекачивающих агрегатов, 7 автогазонаполняющих компрессорных станций и других объектов.

6.3.2. Газораспределительные системы

На конец 1998 г. протяженность газораспределительных сетей составила в целом 18,933 тыс.км и увеличилась с 1996 г. на 3,71 тыс.км, т.е. ежегодный прирост составил 1,24 тыс.км, что практически соответствует прогнозируемым данным - 1,3 тыс.км/год.

Ситуация с распределительными сетями относительно благоприятная, т.к. и по срокам службы 20% сетей имеют возраст менее 20 лет, а 63% менее 10 лет.

Дальнейшее развитие распределительных систем газоснабжения является одной из важнейших составляющих всей энергетической политики в части газификации республики. Отставание темпов развития распределительных систем от газотранспортных - основная причина низкой загрузки существующих ГРС. В этой связи следует упорядочить систему планирования строительства распределительных газопроводов и обеспечить государственное регулирование этим процессом путем разработки долгосрочных (5 - 7-летних) Государственных программ развития газификации республики, предусматривающих участие всех субъектов хозяйствования в финансировании строительства распределительных газопроводов коллективного пользования.

До 2005 г. необходимо осуществить строительство и ввод в эксплуатацию свыше 5,0 тыс.км распределительных газопроводов, из них в городах и городских поселках - более 2,4 тыс.км, в т.ч.:

по концерну "Белэнерго" - более 44 км;

по концерну "Белнефтехим" - более 36 км;

по Министерству промышленности - 28 км;

по Министерству архитектуры и строительства - более 32 км;

по Министерству сельского хозяйства и продовольствия - более 54 км;

по Министерству транспорта и коммуникаций - более 11 км.

Выполнение намеченных объемов строительства распределительных газопроводов позволит осуществить подачу природного газа в 17 городов и поселков городского типа, перевести со сжиженного на природный газ более 120 тыс. квартир, ликвидировать более 700 единиц групповых резервуарных установок сжиженного газа.

В этот же период необходимо обеспечить перевод на природный газ более 300 крупных отопительных и промышленных котельных, коммунально-бытовых предприятий и объектов энергетики с общим объемом газопотребления более 1,5 млрд.куб.м в год.

В период после 2005 г. до 2010 - 2015 гг. прогнозируется развитие газификации по двум вариантам, соответствующим концепции развития экономики:

- инерционный вариант - сдерживание объемов работ по строительству распределительных газопроводов и, прежде всего в сельской местности, снижение темпов перевода жилого фонда со сжиженного газа на природный. Основной объем инвестиций будет направлен только на строительство газовых сетей от существующих ГРС и реконструкцию изношенных газопроводов со сроком эксплуатации более 40 лет;

- целевой вариант - значительный рост объемов работ по строительству распределительных газопроводов в районах Витебской, Гомельской, Брестской и Минской областей и, прежде всего от вновь вводимых в эксплуатацию ГРС, закольцовке автономных существующих распределительных систем газоснабжения, реализация в полном объеме планов технического перевооружения систем и объектов газоснабжения, проведение активной политики энергосбережения, широкое внедрение достижений научно-технического прогресса.

6.3.3. Система обеспечения сжиженными газами

В республике потребление сжиженного газа ежегодно снижается с 0,55 млн.ту.т. в 1990 г. до 0,45 - 1998 г. вследствие его вытеснения в комбыте природным газом. Потребность в сжиженном газе обеспечена на 60% за счет производства на территории республики и 40% за счет импорта из России. В прогнозируемом периоде ожидается дальнейшее снижение его потребления, млн.ту.т.: в 2000 г. - 0,4; 2005 г. - 0,35; 2010 г. - 0,30; 2015 г. - 0,27. С учетом планируемого роста переработки нефти на НПЗ увеличится и производство сжиженного газа с 0,27 млн.ту.т. в 1998 г. до 0,40 млн.ту.т. в 2015 г., что будет способствовать прекращению к 2005 г. его импорта из России.

При сохранении сложившегося соотношения цен на сжиженный газ и моторное топливо возможно двухкратное увеличение его использования автотранспортом, т.е. вытесняемые объемы из комбыта будут расходованы на нужды автотранспорта. Для реализации этого направления потребуется реконструкция части газонаполнительных станций, строительство новых автозаправок, приобретение железнодорожных цистерн и специализированного автотранспорта. Общая потребность в инвестициях по перечисленным мероприятиям оценивается в 14,5 млн. долларов США.

6.4. Электроэнергетика

6.4.1. Энергоисточники

На 01.01.2000 г. установленная мощность всех энергоисточников составила 7808,8 тыс.кВт, в т.ч.: КЭС - 3330, ТЭЦ - 4294, блок-станции - передвижные и дизельные - 198,1, гидроэлектростанции - 6,7. За 1999 г. выработано электроэнергии 26,5 млрд.кВт·ч, отпущено тепла концерном "Белэнерго" 32,5 млн.Гкал, покупная электроэнергия составила 7,3 млрд.кВт·ч, удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию - 277,1 гу.т./кВт·ч, на тепловую энергию - 172,84 кгу.т./Гкал, технологический расход на транспорт электроэнергии - 11,62%, тепловой энергии - 9,57%.

За истекший период введено новых мощностей 411,4 МВт (Оршанская ТЭЦ - 69,4 МВт, Пинская ТЭЦ - 6 МВт, Могилевская ТЭЦ-1 - 6 МВт, Минская ТЭЦ-5 - 330 МВт), произведена замена турбины на Могилевской ТЭЦ-2 - 60 МВт.

Суммарная установленная мощность всех энергоисточников достаточна для полного самообеспечения республики электроэнергией, однако уже во многих случаях эксплуатация устаревшего оборудования становится невыгодной в сравнении с импортом электроэнергии из соседних государств - России и Литвы, т.к. топливная составляющая себестоимости производства выше стоимости импортируемой электроэнергии. В этих условиях появляется проблема "замороженных" собственных основных фондов, которые необходимо либо консервировать, либо демонтировать, либо модернизировать.

Проблема морального и физического старения основного оборудования электростанций все больше обостряется. Продолжает снижаться эффективность использования топлива на ТЭЦ, связанная с падением тепловых технологических и отопительных нагрузок в паре и горячей воде вследствие параллельного ввода теплоисточников у самих потребителей при наличии двухкратного избытка тепловых мощностей в энергосистеме. В результате свыше 1 млн.кВт электрических и 1 тыс.Гкал тепловых мощностей энергосистемы не обеспечены тепловыми нагрузками, а выработка электроэнергии по экономичному теплофикационному циклу продолжает сокращаться.

В соответствии с прогнозом потребления электроэнергии установленная мощность всех энергоисточников с учетом 13% резерва к 2010 г. должна составить 8,3 - 9,0 млн.кВт, а к 2015 г. - 8,6 - 9,4 млн.кВт.

Если ориентироваться на нормативные сроки службы оборудования, то требуемые вводы с учетом новых и заменой выбывающих мощностей не могут быть обеспечены из-за ограниченных финансовых возможностей, и в этой связи в прогнозируемом периоде остается в действии требование продления срока эксплуатации наиболее эффективно действующего, но физически устаревшего оборудования на Лукомльской ГРЭС и части действующих ТЭЦ, обеспеченного тепловыми нагрузками. В условиях ограниченных инвестиций наличие резерва мощностей на ТЭС, а также резерва по ЛЭП из соседних государств позволяет выиграть время на восстановление и увеличение мощности энергосистемы с минимальным ущербом за счет оптимального сочетания действующих источников и постепенного замещения морально и физически устаревшего оборудования.

С учетом прогноза развития производительных сил и влияния энергосберегающей политики на темпы роста потребления электроэнергии для удовлетворения собственных нужд республики в прогнозируемом периоде требуется относительно небольшой прирост новых мощностей - 1,5 - 2,5 млн.кВт, а объем замещения и модернизации выбывающих мощностей оценивается на уровне 4 млн.кВт.

На первой стадии прогнозируемого периода основные усилия должны быть сосредоточены на модернизации и замещении мощностей на действующих объектах - Березовской ГРЭС, Минской ТЭЦ-3, создании газовой надстройки на Минской ТЭЦ-5, Гомельской ТЭЦ-2, а в дальнейшем - Лукомльской ГРЭС, подавляющем большинстве ТЭЦ, развитии Минской ТЭЦ-5 и сооружении Зельвенской ГРЭС. В результате только на первой стадии экономия составит около 500 тыс.ту.т.

Учитывая, что на весь рассматриваемый период природный газ остается основным видом топлива в республике, замена изношенного оборудования, а также ввод нового должны базироваться на максимальном использовании парогазовых и газотурбинных технологий (ПГУ и ГТУ), обеспечивающих существенное увеличение коэффициента полезного использования топлива.

Ранее сформулированный тезис необходимости выхода республики по электроэнергии и мощности на самообеспечение остается в действии и в дальнейшем, т.к. в случае закрытия Игналинской АЭС, чего требует Европейский союз, республика окажется в зависимости от одного государства не только по топливу, но и в значительной степени по электроэнергии. При этом необходимо учитывать, что и возможности России по экспорту электроэнергии будут сокращаться из-за собственного прироста потребления, а ввод новых мощностей в приграничной с Беларусью зоне не планируется.

В части строительства АЭС за истекший период завершен большой комплекс работ по выбору возможных площадок, и в результате определено 5 конкурирующих, из которых необходимо определить основную и резервную. Дальнейшее проведение работ сдерживается отсутствием основополагающего Закона "Об использовании ядерной энергетики и радиационной безопасности", а также Концепции обращения с радиоактивными отходами.

Дальнейшее развитие получат малые ТЭЦ на базе существующих котельных. Этому эффективному направлению в ближайшей перспективе должно быть уделено необходимое внимание. Имеющийся резерв тепловых нагрузок на котельных не может быть в полной мере использован для создания малых ТЭЦ на базе традиционных паро- и газотурбинных технологий из-за небольшой единичной мощности большинства котельных и, главное, резкопеременных нагрузок по сменам, дням недели и периодам года. В таких условиях возможно создание малых ТЭЦ на базе двигателей внутреннего сгорания, работающих на газодизельном топливе. Данное направление должно получить интенсивное развитие в республике с ориентацией на использование собственных технических средств в виде двигателей моторного завода.

Важнейшая задача ближайшей перспективы - поддержание работоспособности и надлежащего технико-экономического уровня действующих систем теплоснабжения путем постоянного увеличения загрузки оборудования и прекращения строительства параллельных теплоисточников у потребителей, находящихся в зоне действия централизованных систем теплоснабжения.

Для условий республики в перспективе комбинированное производство электрической и тепловой энергии должно остаться доминирующим направлением. Совершенно очевидно, что наряду с системами централизованного теплоснабжения во многих случаях при низкой плотности тепловой нагрузки дальнейшее развитие получат системы децентрализованного теплоснабжения в массивах коттеджной застройки, малых городов, поселках городского типа, сельской местности. Теплоснабжение на базе автономных индивидуальных котельных должно ориентироваться на полностью автоматизированные установки, работающие на многих видах топлива с приоритетом местных и горючих отходах производства.

6.4.2. Тепловые сети

Суммарная протяженность тепловых сетей, подведомственных концерну "Белэнерго", составляет 4,4 тыс.км (в однотрубном исчислении), а Минжилкомхозу - 5,7 тыс.км. Незначительная часть сетей принадлежит промышленным предприятиям других ведомств.

В системах как централизованного, так и децентрализованного теплоснабжения за последние годы не произошло существенных изменений ни в техническом, ни в организационном плане. Из-за низкого качества теплоизоляции велики потери в окружающую среду, на начальной стадии находится применение эффективных систем контроля, регулирования и управления тепловыми и гидравлическими режимами тепловых сетей, не улучшается качество сетевой воды и внутренних поверхностей теплообменного и отопительного оборудования и др.

Учитывая, что существующие крупные системы централизованного теплоснабжения формировались на протяжении многих лет, они не могут быть модернизированы и адаптированы в краткий срок для работы в новых условиях жесткой экономии энергоресурсов, однако нельзя признать оправданным столь медленное внедрение технического прогресса в это направление деятельности отрасли.

Требуется незамедлительно провести наладку теплогидравлических режимов систем централизованного теплоснабжения и соблюдать оптимальные расчетные температурные графики тепловых сетей с учетом затрат энергии на перекачку воды.

Наряду с очевидными преимуществами крупных теплофикационных комплексов в новых условиях появляется ряд существенных недостатков, и в частности:

- в связи со снижением нагрузок растягивается на многие годы либо вообще не достигается выход на проектную тепловую мощность сооруженных теплоисточников;

- низкая маневренность и эффективность использования в летний период;

- высокая металло- и материалоемкость, велики затраты на ремонт и обслуживание, срок службы во многих случаях ниже нормативного (10 - 15 лет вместо расчетных 25);

жесткая гидравлическая связь сетей и отопительных систем потребителей, что предельно ограничивает возможности регулирования у потребителей, приводит к перерасходам электроэнергии на перекачки теплоносителей, к "перетопам" и "недотопам".

С учетом того, что на технообеспечение республики расходуется больше половины всего котельно-печного топлива, вопросы эффективности и надежности теплоснабжения являются ключевыми в энергетической политике. Именно в системах теплоснабжения сконцентрированы основные резервы экономии энергоресурсов, т.к. с учетом низкого качества теплотрасс, теплообменных аппаратов и резкопеременных нагрузок потери в отдельных системах иногда достигают 50%.

Требуется коренная переориентация проектирования, строительства новых и замены действующих теплопроводов на использование предызолированных труб, обеспечивающих потери тепла на уровне 2%, с нормативным сроком службы до 30 лет, использование высокоэффективной теплообменной аппаратуры, современных систем управления и т.п.

Для повышения эффективности систем теплоснабжения в прогнозируемом периоде необходимо:

- обеспечить комплексное проектирование систем для промышленных узлов, городов и отдельных населенных пунктов с максимальным использованием вторичных энергоресурсов, комбинированных систем регулирования (качественно-количественные), независимых схем теплоснабжения отдельных объектов, предызолированных теплопроводов, высокоэффективных теплообменников;

- создать автоматизированные системы управления тепловыми и гидравлическими режимами, внедрить регулируемые приводы сетевыми насосами;

- обеспечить надлежащее качество сетевой воды и чистоты внутренних поверхностей теплообменного и отопительного оборудования;

- осуществить поэтапную реабилитацию существующих домовых сетей отопления для возможности индивидуального регулирования и учета теплопотребления в квартире, не нарушая тепловой режим в целом;

- создать эффективные системы контроля и группового регулирования теплопотребления и температурного режима в общественных зданиях, включая работу установок горячего водоснабжения.

Промышленность республики освоила производство целой серии высокоэффективных автоматизированных котлов мощностью от 0,02 до 10 МВт, работающих на различных видах топлива, различных типов пластинчатых и трубчатых теплообменников, что создает хорошую базу для дальнейшей модернизации отопительных систем.

6.4.3. Электрические сети

Электрические сети, линии электропередачи и подстанции энергосистемы по своему функциональному назначению делятся на две группы:

- электрические сети, предназначаемые для транспортировки и транзита электроэнергии как внутри республики, так и по межгосударственным линиям электропередачи;

- распределительные электрические сети, предназначенные для непосредственной связи энергосистемы со всеми потребителями электроэнергии.

Первая группа сетей носит системообразующий характер и имеет общегосударственное значение. К этой группе относятся сети напряжением 220 - 330 - 750 кВ. При этом сети напряжением 220 кВ во многом утратили свое системообразующее значение и по мере выхода из строя будут заменяться на сети напряжением 330 кВ либо переводиться в разряд распределительных сетей напряжением 110 кВ. Сети напряжением 750 кВ будут развиваться в качестве системообразующих достаточно ограниченно и в двух возможных случаях, а именно: для усиления пропускной способности сечения Россия - Беларусь и для усиления электрических связей западного региона республики (Брестская и Гродненская области) с центральной и северной частью республики, где сосредоточены основные генерирующие мощности энергосистемы.

Таким образом, основными системообразующими сетями в республике на ближайшую (до 2010 г.) и более отдаленную (до 2020 г.) перспективу будут сети напряжением 330 кВ. Вторая группа электрических сетей - распределительная представлена сетями напряжением 0,4 - 10 - 35 - 110 кВ. При этом напряжение 35 кВ является неперспективным, новое строительство сетей этого класса напряжения не ведется и в дальнейшем не предусматривается.

Следовательно, основными в качестве распределительных сетей в настоящее время и на перспективу будут сети напряжением 0,4 - 10 - 110 кВ.

Исторически сложившаяся в энергосистеме шкала напряжений 0,4 - 10(6) - 35 - 110 - 220 - 330 - 750 кВ должна быть оптимизирована и уменьшена как минимум на две ступени трансформации (за счет напряжений 35 кВ и 220 кВ).

На протяжении более 50 лет своего существования электрическая сеть энергосистемы в целом обеспечивала решение главной задачи отрасли - надежного и бесперебойного электроснабжения народного хозяйства и населения республики. Однако начиная с 90-х годов все больше проявляется ряд проблем, без решения которых обеспечение надежного и экономичного функционирования энергетики в рассматриваемом перспективном периоде крайне затруднительно.

Одной из основных проблем является прогрессирующее физическое и моральное старение отдельных элементов сети (ЛЭП, ПС) и ОЭС Республики Беларусь в целом. На ближайшую и, тем более, отдаленную перспективу эта проблема будет все больше обостряться.

Опыт эксплуатации, проведенные обследования ряда ВЛ различного класса напряжения свидетельствуют о том, что в период 2000 - 2005 гг. значительное количество (более 50%) ВЛ 35 - 330 кВ достигнет предела физического износа в основном по причине разрушения железобетонных опор. Поддержание их в работоспособном состоянии потребует значительных материальных и финансовых затрат.

В отношении подстанций, наряду с физическим, существенно сказывается моральное старение, т.к. установленное оборудование заводов-изготовителей бывшего Союза существенно уступает аналогичному оборудованию передовых западных фирм (ABB, ALSTOM, Simens и др.) как по техническим характеристикам, так и в экономичности его обслуживания и работы. Потребность в проведении различного рода ремонтов и соответственно затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание на подстанциях энергосистемы в 5 - 6 раз выше, чем на аналогичных объектах западных энергосистем. Существенно выше (на 20 - 25%) на указанных объектах и затраты на собственные нужды, потери электроэнергии.

Таким образом, повышение экономичности работы, поддержание на требуемом уровне надежности электроснабжения потребителей республики может быть обеспечено за счет проведения комплексных работ по техническому перевооружению и реконструкции электросетевых объектов энергосистемы.

Вторая проблема связана с новым электросетевым строительством в силу целого ряда причин:

1. Реализация транзитного потенциала энергосистемы в страны Восточной и Западной Европы. Существующая и строящаяся инфраструктура межгосударственных (Беларусь - Польша) электрических связей ограничена и позволяет осуществить транспортировку электрической мощности в Польшу в объемах, не превышающих 300 МВт.

В настоящее время проводятся схемные проработки по усилению существующих и строительству новых межгосударственных линий электропередач. Реализация этих проработок существенно увеличит (до 1000 МВт) объемы как транзита российской, так и собственной электрической мощности и энергии. Для решения данной проблемы рассматриваются варианты как сооружения вставки постоянного тока 330 / 400 кВ и строительства 2-цепной ВЛ 400 кВ связи Беларусь - Польша, так и выделение на параллельную работу блоков Березовской ГРЭС с энергосистемой Польши.

2. Необходимость усиления электрических связей с Россией в рамках Единой энергосистемы. В связи с ростом электрических нагрузок в энергосистеме, выбытием генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы на период их реконструкции, а также прогнозируемым снижением импорта электроэнергии из Литвы потребуется увеличение импорта электроэнергии (как для нужд потребления в республике, так и для целей транзита) из России. Существующие же межсистемные электрические связи (Беларусь - Россия) фактически уже полностью загружены. Поэтому рассматривается ряд вариантов усиления электрических связей между Беларусью и Россией и, в частности, сооружение второй ВЛ 750 кВ от Смоленской АЭС по северной части республики в район н.п. Поставы.

3. Усиление собственных внутрисистемных электрических сетей. Необходимость этого обусловлена следующими факторами:

- "привязкой" расширяемых и реконструируемых электростанций энергосистемы (Минская ТЭЦ-5, Березовская ГРЭС);

- необходимостью усиления "слабых" узлов энергосистемы (Гродно, Столбцы, Барановичи, Полоцк).

Для решения указанных проблем требуется сооружение ряда ВЛ 330 кВ: Березовская ГРЭС - Барановичи, Березовская ГРЭС - Россь, Березовская ГРЭС - Брест, Минская ТЭЦ-5 - Слуцк, Минская ТЭЦ-4 - Столбцы, Столбцы - Лида, Полоцк - Витебск, ПС 330 кВ: Россь, Гродно Южная, Столбцы.

В части сетей 0,4 - 10 кВ необходимо учитывать, что они находятся в непосредственной близости от потребителя и в зоне активной деятельности человека, а также то, что ранее заниженная надежность их строительства привела к тому, что данные сети являются самым слабым звеном в энергетике Республики Беларусь.

Реконструкция сети 0,4 - 10 кВ, выполняемая в последнее время, значительно ниже темпов физического и морального старения данных ВЛ.

С целью решения данной проблемы необходимо:

1. Разработать новые технические нормы по применению современных надежных элементов сети 0,4 - 10 кВ.

2. Разукрупнение сети 0,4 - 10 кВ путем сооружения дополнительных ТП и ПС.

3. Шире применять сооружение ПС "глубокого ввода" с целью приближения потребителей к источникам питания.

4. При строительстве сетей 0,4 - 10 кВ шире использовать современное оборудование (выключатели, разъединители, трансформаторы), материалы (изолированные провода, полимерные изоляторы, высокопрочные стойки опор, кабели с полимерной изоляцией), микропроцессорные системы и устройства защиты и контроля.

6.5. Атомная энергетика

Как и для многих стран мира, имеющих ограниченные запасы собственных энергоресурсов, для Беларуси одним из возможных путей решения энергетической проблемы является атомная энергетика.

Вопрос развития в республике атомной энергетики не является новым. Согласно "Энергетической программе" бывшего СССР Беларусь была ориентирована на развитие атомной энергетики. В 1983 г. началось строительство Минской АТЭЦ мощностью 2 млн.кВт. Было также принято решение о строительстве Белорусской АЭС мощностью 6000 МВт. После катастрофы на Чернобыльской АЭС все работы по сооружению атомных станций в республике были прекращены.

Необходимость продолжения работ по изучению возможности и целесообразности строительства АЭС в Беларуси была подтверждена в "Основных направлениях энергетической политики РБ на период до 2010 г.", а также в "Национальной стратегии устойчивого развития РБ", одобренной Президиумом Совета Министров РБ 25.03.1997 г.

Основными предпосылками для развития в республике атомной энергетики являются:

- низкая обеспеченность собственными топливными ресурсами;

- необходимость диверсификации поставок энергоносителей в республику;

- возможность избыточного производства электроэнергии с целью экспорта ее излишков для пополнения валютных запасов государства.

В результате выполненных природно-геологических изысканий определены пять конкурентных площадок, удовлетворяющих всем требованиям нормативных документов и пригодных для размещения АЭС. Выполненные исследования не выявили никаких объективных факторов, препятствующих строительству АЭС в Республике Беларусь.

Для оценки целесообразности развития атомной энергетики распоряжением Премьер-министра от 31 марта 1998 г. N 88 была создана комиссия, в выводах которой сказано, что в течение ближайших 10 лет нецелесообразно начинать строительство атомной станции, но необходимо продолжить работы по подготовке к развитию атомной энергетики в Республике Беларусь.

В течение ближайших нескольких лет необходимо:

- продолжить работы по изучению мирового опыта в атомной энергетике (в том числе захоронению радиоактивных отходов и выводу АЭС из эксплуатации);

- завершить комплекс работ по выбору основного и резервного пунктов размещения АЭС;

- провести дальнейшие технико-экономические исследования структурных изменений в энергосистеме с учетом возможного развития атомной энергетики;

- определить возможные источники и схемы финансирования и оценить требуемые инвестиции;

- завершить комплекс научно-исследовательских работ по безопасному развитию атомной энергетики;

- выполнить обоснование инвестиций в строительство АЭС в Беларуси:

- продолжить работы по информационному обеспечению населения по вопросам, связанным с энергетической политикой Беларуси;

- для обеспечения возможного развития атомной энергетики, защиты населения с привлечением НАН Беларуси и МЧС разработать и внести в установленном порядке в Палату представителей Национального собрания РБ проект Закона "Об использовании атомной энергии".

Сроки строительства АЭС должны определяться Правительством Республики Беларусь с учетом технических, экологических, социальных и экономических предпосылок, а также выводов комиссии и готовности необходимых проработок.

7. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РАЗВИТИЯ ТЭК

За период с 1996 по 1998 гг. воздействие ТЭК на окружающую среду продолжало снижаться вследствие суммарного сокращения потребления котельно-печного топлива, увеличения доли природного газа за счет сокращения мазута, внедрения экологически чистых технологий и оборудования. По сравнению с 1995 г. суммарные выбросы вредных веществ в 1998 г. сократились на 20,5%, а объектами "Белэнерго" на 45,2%, при этом доля объектов "Белэнерго" в общих выбросах снизилась до 5,2%.

Сокращение выбросов оксидов объектами ТЭК не приводит к ощутимому снижению их концентрации в атмосфере городов, поскольку вклад энергетики в среднегодовые приземные концентрации на порядок ниже ее вклада в валовые выбросы.

Отмеченная тенденция имеет место на фоне сохраняющихся относительно низких абсолютных среднегодовых уровней загрязнения по диоксиду серы - менее 0,2 ПДК и менее 1 ПДК по диоксиду азота, кроме г.Могилева.

Состояние воздушного бассейна наших городов по среднегодовым концентрациям укладывается в нормативы СНГ и ВОЗ. За истекший период Главным санитарным врачом республики были пересмотрены и утверждены нормативы ПДК по суммации воздействия SO2 и NO2 в сторону их смягчения, что расширило возможности размещения новых энергетических объектов либо увеличения их мощности, а также способствовало снижению затрат на атмосферно-охранные мероприятия без ущерба для окружающей среды.

Постоянное сокращение выбросов оксидов позволяет Беларуси выполнять Конвенцию о трансграничных переносах, хотя для республики экологический результат достаточно скромен, т.к. выпадение оксидов более чем на 70% обусловлено переносом их из западных стран. При этом вклад всех источников Республики Беларусь в общем выпадении составляет 10,4%, а от предприятий ТЭК - лишь 2,5%, и в результате эффект от сокращения выбросов объектом ТЭК практически не просматривается.

Сложившаяся ситуация дает обоснованное право Республике Беларусь ставить вопрос об изменении положений Конвенции о трансграничном переносе и возмещении экологического ущерба республике от западных государств. Необходимость пересмотра и усовершенствования положений Конвенции не снимает ответственности с объектов ТЭК по сокращению вредных выбросов в окружающую среду.

В связи с тем, что в деятельности всех хозяйствующих субъектов приобретают признание экологические приоритеты, экологическая часть энергетической политики в прогнозируемом периоде должна включать следующие элементы:

- сокращение выбросов вредных веществ энергетическими объектами за счет относительно недорогих мероприятий - внедрения многоканальных горелочных устройств, организации многоступенчатого сжигания топлива путем рециркуляции дымовых газов, замещения мазута природным газом, создания систем беспрерывного контроля и регулирования выбросов на объектах;

- совершенствование системы мониторинга, а также состояния атмосферы и воды, вредных выбросов в городах и системы оперативного управления, включающей экономическое и административное воздействие и охватывающей все источники выбросов;

- распределение инвестиций для внедрения экологически прогрессивных мероприятий должно осуществляться на базе комплексных эколого-экономических расчетов в пределах городов, промышленных узлов с ранжированием приоритетов по минимизационным затратам на единицу сокращения выбросов в приземном слое вне зависимости от отраслевой принадлежности объектов;

- обеспечение добычи (заготовки) местных видов топлива с минимальным ущербом для окружающей среды, охраняемым природным территориям, сельскому хозяйству и при непременном условии обеспечения равенства возможностей сохранения благоприятной окружающей среды и пользования благами природы для будущих поколений;

- продолжение внедрения на НПЗ технологии глубокой переработки нефти, которая обеспечивает производство мазута любой сернистости в пределах существующих ГОСТов и будет определяться конъюнктурой рынка;

- совершенствование законодательной базы в соответствии с экономическими возможностями республики и мировыми стандартами в части ПДК, расчетов рассеивания и методов определения ПДВ и ВСВ, воздействия ЛЭП на биосферу и здоровье людей;

- формирование тарифной и ценовой политики, стимулирующей все хозяйствующие субъекты к разработке и внедрению экологически чистых технологий и оборудования.

Поскольку вопросы экологии и энергосбережения тесно связаны, в дальнейшем целесообразно усилить взаимодействие Министерства природы и охраны окружающей среды и Госкомэнергосбережения в части реализации совместных программ и проектов.

8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ И ТАРИФНАЯ ПОЛИТИКА

Основным тезисом экономической и тарифной политики является обеспечение условий поступательного развития объектов ТЭК, своевременного ввода новых и модернизации устаревших мощностей, бесперебойного обеспечения потребителей всеми видами энергоносителей, соблюдение интересов производителей и потребителей энергии, ликвидации перекрестного субсидирования.

В республике продолжается практика, когда электрическая энергия реализуется потребителям по регулируемым Минэкономики одно- и двухставочным тарифам, единым на территории республики и дифференцированным по группам потребителей.

Тепловая энергия отпускается по одноставочным тарифам, дифференцированным по областям и группам потребителей.

В организационном плане в подходах к тарифной политике по теплоэнергии произошли некоторые изменения, и в частности регулирование тарифов на тепловую энергию осуществляют не энергетические комиссии при облисполкомах, а Министерство экономики.

В методическом плане при формировании тарифов на энергию произошли следующие изменения: внедрен новый метод экономического распределения затрат на топливо (метод замыкающей КЭС), обеспечивающий пропорциональное распределение эффекта от теплофикации на электрическую и тепловую энергию, что позволило снизить тарифы на тепловую энергию на 10 - 15%.

В рамках реализации Программы действий Республики Беларусь и Российской Федерации по реализации положений Договора о создании Союзного государства с января 2000 г. начат переход на дифференцированный метод распределения затрат на электрическую и тепловую энергию, используемый в Российской Федерации.

В ближайшей перспективе необходимо осуществить меры по ликвидации перекрестного субсидирования при формировании цен и тарифов на электрическую и тепловую энергию, а также на газообразное топливо. С принятием адекватных мер по защите малоимущих слоев населения требует упорядочения система предоставления льгот за пользование энергоносителями отдельным категориям потребителей в направлении их предельного сокращения.

Учитывая возможность для республики производства твердого топлива из местных видов сырья, необходимость поддержания действующих мощностей по добыче торфа и обновления основных фондов брикетных заводов, необходимо установить предельный уровень рентабельности на производство брикетов не ниже 25%.

В связи с частым изменением нагрузки, режимов работы оборудования, цен на топливо, материалы и комплектующие, высоким уровнем инфляции изменяются как отдельные составляющие, так и в целом себестоимость продукции, а тарифы пересматриваются значительно реже, чем этого требуют объективные экономические условия. В этой связи необходимо пересмотреть организационную форму утверждения и корректировки тарифов.

Чтобы усилить ответственность потребителей за заявленную тепловую мощность и обеспечить нормальное содержание действующих и своевременный ввод новых мощностей необходимо проработать вопрос перехода к двухставочным тарифам и на тепловую энергию и газообразное топливо.

В связи с наличием перекрестного субсидирования отсутствуют практические результаты по организации рынка энергии и мощности, а также не реализуются основные положения энергетической политики в части дифференциации тарифов в зависимости от:

- уровня напряжения (высоковольтные, низковольтные);

- вида энергоносителя.

В ценообразовании на газ применяется принцип снижения покупной цены ОАО "Газпром" на стоимость транзита через территорию РБ, что, с одной стороны, значительно снижает реальные цены и не стимулирует потребителей к рациональному использованию газа, а с другой - ГП "Белтрансгаз" лишается финансовых источников для реконструкции систем магистральных газопроводов.

Очевидно, перспективным направлением ценовой и тарифной политики ГП "Белтрансгаз" должно стать разделение контрактов на поставку газа для внутренних потребителей и оказание услуг по транзиту газа через территорию республики, что становится особенно актуальным с вводом в эксплуатацию транзитного магистрального газопровода "Ямал - Европа". При этом покупная цена газа у ОАО "Газпром" возрастет, а цена для внутреннего потребления практически не изменится за счет того, что наценка ГП "Белтрансгаз" снизится и в нее будут входить только расходы, связанные с транспортировкой газа для собственных нужд и инвестиционной деятельностью, направленной на развитие системы газоснабжения республики, а содержание транзитных магистральных газопроводов в основном будет производиться за счет заказчиков транзита.

Немаловажно также и то, что с повышением цены продажи газа ОАО "Газпром" для Республики Беларусь повысится заинтересованность альтернативных поставщиков газа в сотрудничестве с ГП "Белтрансгаз".

Основные принципы политики ценообразования в ТЭК:

1. Цены и тарифы на топливно-энергетические ресурсы должны обеспечивать самофинансирование функционирования и развития энергоснабжающих организаций и предприятий ТЭК независимо от форм собственности исходя из рациональных потребностей в энергии, резерва генерирующих и транспортных мощностей, достаточного для устойчивого энергоснабжения народного хозяйства и населения и обеспечивающего энергетическую безопасность республики, получения энергоснабжающими организациями прибыли, создающей заинтересованность инвесторов во вложениях капитала в объекты ТЭК, с установлением нижнего и верхнего уровней рентабельности.

2. Уровень тарифов на электро- и теплоэнергию, а также цен на топливо должен создать экономические условия, обеспечивающие внедрение энергосберегающих технологий в производственных процессах потребителей, а также стимулировать их к снижению потребления ТЭР и энергетической составляющей себестоимости продукции.

3. Тарифы на все виды энергоносителей должны обеспечивать сбалансированность социально-экономических интересов производителей и потребителей.

4. Обеспечение открытости и доступности для потребителей и общественности материалов по рассмотрению и утверждению тарифов на электрическую и тепловую энергию, а также цен на топливо.

5. Ответственность энерго- и топливоснабжающих организаций за экономическое обоснование потребности в финансовых средствах, необходимых для самофинансирования, в условиях защиты тарифов на энергию и цен на топливо.

6. Ответственность органов, осуществляющих государственное регулирование тарифов и цен, за экономическую обоснованность тарифов и убытки энергоснабжающих организаций из-за несвоевременного их пересмотра, а также за разглашение сведений, составляющих коммерческую тайну.

7. По мере реализации планов структурной перестройки экономики в целом и отраслей ТЭК, формирования полноценного энергетического рынка и его инфраструктуры степень государственного контроля за ценами и тарифами должна ослабиться, а основным движущим механизмом снижения затрат должна стать конкуренция производителей и поставщиков энергии.

8. Установление организационной формы корректировки тарифов на энергию и цен на топливо, обеспечивающую автоматический их пересмотр по утвержденным Минэкономики методикам.

9. Тарифы на энергию должны включать только минимально допустимые и технически обоснованные затраты на собственные нужды производителей и поставщиков энергии.

9. ВНЕШНЕЭКОНОМИЧЕСКАЯ ПОЛИТИКА

В рамках реализации ранее сформулированных Основных положений внешнеэкономической деятельности как положительное следует отметить:

- практические шаги по использованию иностранных кредитов для внедрения передовых технологий в энергетику - сооружение Оршанской ТЭЦ за счет кредита Европейского банка реконструкции и развития;

- разработку и начало реализации проекта по экспорту электроэнергии в Польшу от Березовской ГРЭС;

- разработку проекта реструктуризации и акционирования электроэнергетики, выполненного голландской фирмой КЕМА-консалтинг по программе ТАСИС;

- разработку принципов формирования совместной с Россией тарифной (ценовой) политики на энергоносители;

- разработку проектов реконструкции Минской ТЭЦ-3, подстанций "Колядичи", "Сторожевская", "Антонишки", Минских тепловых сетей за счет помощи Всемирного банка;

- сооружение первой линии транзитного газопровода "Ямал - Европа";

- выделение кредита на строительство АГНКС в г.Ивацевичи и АЗС в части создания инфраструктуры при реконструкции автодороги Европа - Брест - Москва.

Стратегической целью внешнеэкономической политики является создание экономически выгодных для республики условий импорта, транзита и экспорта энергоносителей, привлечение иностранных инвестиций в объекты ТЭК, создание совместных предприятий, обеспечение диверсификации поставок топлива, постоянное снижение доли критически необходимого импорта энергоресурсов.

Достижение названных целей должно базироваться на:

- извлечении максимальной выгоды из стратегического положения Беларуси на интенсивном направлении энергетических потоков между крупнейшим производителем энергии (Россия) и крупнейшим ее потребителем (Европейский союз);

- поиске новых взаимозаменяемых рынков энергетического сырья и создании механизмов непрерывного мониторинга внешнеэкономической конъюнктуры;

- совершенствовании контрактно-договорной и стабильной правовой базы внешнеэкономических связей в соответствии с требованиями Энергетической Хартии;

- внедрении новейших энергоэффективных технологий и оборудования;

- создании межгосударственных информационных сетей для непрерывного обмена научно-технической и коммерческой информацией;

- обеспечении условий для изучения передового зарубежного опыта и подготовки кадров для отраслей ТЭК за пределами республики;

- приоритетах взаимоотношений с сопредельными государствами и, в первую очередь, с Россией как стратегическим поставщиком и источником топливного сырья;

участии зарубежного капитала в создании объектов ТЭК, а также национального капитала в аналогичных проектах за рубежом, если это обеспечивает достижение целей внешнеэкономической политики.

9.1. Основные мероприятия по реализации

внешнеэкономической политики

- разработка пакета нормативных документов, регламентирующих внешнеэкономическую деятельность предприятий ТЭК и обеспечивающих возможность для успешной работы на рынках ТЭР;

- внесение изменений в действующее законодательство для создания благоприятного инвестиционного климата в энергетике и уменьшения политического, экономического и правового риска для инвесторов;

- создание конкурентной среды для продавцов ТЭР путем законодательного запрещения монополии поставщиков (государств и предприятий) на рынке Беларуси и обеспечение условий для свободного доступа на рынок Беларуси любых поставщиков энергоресурсов;

- организация подготовки и подписание долгосрочных соглашений на поставки ТЭР, включая поставки в особых условиях;

- участие в биржевой торговле энергоресурсами для страховки от риска изменения конъюнктуры и обеспечение гибкости в отношениях с поставщиками ТЭР;

- участие на рынках перетоков энергии и в международных проектах по транспортировке всех видов энергии через территорию республики (например, энергомост Восток - Запад, Балтийское энергетическое кольцо и т.п.) для усиления геополитического значения Беларуси и обеспечения выигрышных позиций на рынках ТЭР;

- подготовка специалистов в области управления, законодательства, коммерции, страхования, экономики и финансов рыночной энергетики в странах, обладающих необходимыми для этого возможностями и участвующих в международных образовательных программах;

- обеспечение перестрахования дорогостоящих основных фондов в зарубежных страховых компаниях, которые могут выступать гарантом для инвестиций, кредитов и лизинга;

- обеспечение постоянного участия специалистов в области энергетики в основных международных энергетических, финансовых, торговых, научных и технических организациях, поскольку несистематическая работа в данной сфере ведет к самоизоляции республики и перераспределению финансовых и интеллектуальных ресурсов международного сообщества в ущерб ее интересам:

- издание официального информационного бюллетеня (журнала) для освещения и пропаганды деятельности в ТЭК.

9.2. Важнейшие направления работ в рамках Союза

Беларусь - Россия

- разработка совместных топливно-энергетических балансов (ТЭБ) на краткосрочный период (год) и длительную перспективу;

- подготовка и заключение долгосрочных контрактов на реализацию отдельных проектов в ТЭК и на поставку энергоносителей;

- конкретизация основных положений Энергетической Хартии и Договора к ней во взаимоотношениях между Беларусью и Россией и с третьими государствами;

- разработка правовых основ энергетического рынка;

- разработка общих принципов формирования ценовой (тарифной) политики на все виды энергоносителей;

- поиск возможных вариантов, разработка и реализация совместных проектов по производству и экспорту электроэнергии в Западную Европу;

- проработка возможных организационных схем функционирования хозяйствующих субъектов ТЭК на условиях промышленно-финансовых групп, холдинговых компаний, акционерных обществ, совместных предприятий и т.п. по всей цепи: добыча (производство), транспорт и реализация энергоносителей, включая отдельные проекты:

нефтяные скважины - нефтепроводы - НПЗ - бензоколонки;

газовые скважины и газопроводы - электростанции - ЛЭП;

угольные шахты - железная дорога - электростанции - ЛЭП;

- разработка и реализация совместных проектов создания и эксплуатации атомных электростанций на российской либо белорусской территории;

- разделение и кооперирование производства и реализации основного и вспомогательного оборудования, приборов, систем контроля и управления, специализированных машин и механизмов для объектов ТЭК, строительных и изоляционных материалов и т.п.

- разработка и реализация оперативных оптимальных режимов эксплуатации оборудования объектов ТЭК, систем резервирования и сезонного регулирования энергоснабжения отдельных регионов, а также обеспечения их энергетической безопасности;

- разработка и согласование общих экологических нормативов и создание мониторинга экологических выбросов;

- разработка общей нормативно-технической документации по проектированию, строительству и эксплуатации объектов ТЭК;

- создание общего информационного пространства по ТЭК на основе Интернет-технологий;

- разработка и реализация совместных научно-технических программ по фундаментальным и прикладным проблемам ТЭК;

- создание системы подготовки, переподготовки и повышения квалификации кадров.

10. ИНВЕСТИЦИОННАЯ ПОЛИТИКА И КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЯ

НА ДЛИТЕЛЬНУЮ ПЕРСПЕКТИВУ

Основной задачей инвестиционной политики является создание благоприятных условий для привлечения, эффективного распределения и использования денежных средств различных источников с целью обеспечения устойчивого развития и функционирования объектов ТЭК.

Формирование инвестиционной политики предполагает определение приоритетных направлений, объемов и источников инвестирования, а также требуемых правовых нормативных актов.

В качестве приоритетных направлений для инвестирования следует выбирать такие, которые удовлетворяют конкретным экономическим, финансовым и социальным критериям отбора, ведут к улучшению качества жизни и экономическому росту. При этом следует учитывать:

- соответствие проекта целям инвестора и соответственно степень заинтересованности инвесторов в реализации проекта;

- реализуемость проекта, т.е. наличие объективных условий для своевременного выполнения проекта в пределах выделенных средств, и согласованность проекта со всеми имеющимися ограничениями (техническими, финансовыми, экономическими, социальными и др.);

- оптимальность вложения средств, т.е. обоснованность выбора варианта проекта среди имеющихся альтернативных.

Объемы инвестиций определяются величиной затрат на замещение выбывающих и ввод новых производственных мощностей, систем магистрального и распределительного транспорта энергоносителей, а также затратами на модернизацию и реконструкцию энергетических предприятий. Оценка объемов инвестирования производится на основе укрупненных стоимостных характеристик энергетических проектов. Требуемые инвестиции по отдельным направлениям ТЭК до 2015 года составят:

- на внедрение оборудования для использования нетрадиционных источников энергии 3,0 - 3,6 млн.долл. США;

- на развитие системы обеспечения твердыми видами топлива 162 млн.долл. США:

- на развитие системы газоснабжения около 830 млн.долл. США в каждую пятилетку;

- на развитие сети АГНКС и сопутствующих этому направлению производств 20 - 25 млн.долл. США;

- на развитие системы добычи нефти, нефтепереработки, снабжения нефтью и нефтепродуктами около 1 млрд.долл. США, в т.ч. на развитие системы добычи нефти 660 млн.долл. США, для Мозырского НПЗ - 110 млн.долл. США, для Новополоцкого НПЗ - 220 млн.долл. США;

- в электроэнергетике - на ввод новых мощностей - 1,4 - 1,9, на замещение и модернизацию действующих 1,2 - 1,4, на электросетевое строительство 0,7 - 0,9 млрд.долл. США. В случае строительства АЭС либо ТЭС на угле на ввод новых мощностей потребуется 2,1 - 4,6 млрд.долл. США;

- на развитие и перевооружение учебных заведений и баз по подготовке и переподготовке специалистов для ТЭК - 10 млн.долл. США.

Приведенные оценочные значения объемов инвестирования не являются окончательными. Ежегодно эти величины должны корректироваться по мере получения уточненных значений стоимостей сырья, оборудования, уточненных сведений о размерах выбывающего оборудования и затрат, необходимых для их замены, конкретных данных о вводе производственных мощностей.

В качестве основных источников финансирования можно рассматривать:

- собственные средства предприятий ТЭК, накапливаемые за счет амортизационных отчислений и прибыли;

- инновационные фонды, образуемые из поступлений от продажи топлива, электроэнергии и тепла;

- кредиты, займы и привлеченные средства;

- акционерные средства иностранных инвесторов.

По своей экономической сути основным источником финансирования воспроизводства основных фондов должны быть амортизационные отчисления.

В действительности удельный вес амортизационных средств в общих инвестициях растет, но остается неосновным, т.к. удельный вес инновационного фонда составляет 50 и более процентов.

В дальнейшем, учитывая сильную изношенность оборудования и значительный объем работ по его замене, необходимо увеличить сумму амортизационных отчислений за счет установления диапазонных норм амортизации с их увеличением, изменения методов и правил начисления амортизации и, при необходимости, переоценки основных фондов по их восстановительной стоимости и индексации амортизации. При таком подходе могут быть созданы реальные источники для восстановления основных фондов на уровне передовых технологий. Часть средств должна быть централизована для решения общесистемных проблем.

Расширенное воспроизводство осуществлять за счет прибыли хозяйствующих субъектов, кредитов банков (отечественных и зарубежных), инновационных фондов, привлечения частного капитала.

Источником создания резервов для обеспечения требуемой надежности жизнедеятельности объектов ТЭК, в т.ч. и при аварийных ситуациях, может служить страховой фонд. Названный фонд формируется предприятиями ТЭК за счет страховых взносов. Средства, накапливаемые в страховом фонде, следует направлять на предотвращение и ликвидацию последствий аварийных ситуаций, возмещение убытков и на инвестиции.

Ввиду недостаточности указанных выше источников в составе тарифов предусматривается инновационный фонд. Этот фонд предназначается для централизованного финансирования объектов ТЭК республиканского значения.

В нынешних условиях хозяйствования основным источником инвестирования являются собственные средства и средства централизованного инновационного фонда, полученные в результате продажи ТЭР, но они не обеспечивают требуемого объема инвестиций из-за хронических неплатежей потребителей за ТЭР.

При дефиците средств для инвестиций из вышеуказанных источников целесообразно привлечение иностранных кредитов и прямых иностранных инвестиций, причем последним должно быть отдано предпочтение.

В перспективе структура инвестиций в ТЭК должна измениться по мере реализации финансовой, тарифной и налоговой политики. Основными источниками инвестиций будут являться амортизационные отчисления, прибыль предприятий ТЭК и привлеченные средства предприятий, институциональных инвесторов и частных лиц (примерно 70 - 80%). Остальные средства на развитие ТЭК могут быть получены путем кредитов, займов и, в незначительной степени, бюджетных ассигнований. Роль инновационного фонда должна постепенно снижаться и в конечном итоге быть сведена к нулю.

Рассматривая внешние источники инвестиций, следует учитывать, что для привлечения прямых зарубежных инвестиций должен быть создан благоприятный инвестиционный климат.

Как правило, инвестиционный климат оценивается путем определения степени рисков для инвестиций (политических, финансовых, инфляционных и др.).

Факторами, способствующими привлечению инвестиций в Республику Беларусь в настоящий момент, являются - удобное географическое положение, относительно дешевая рабочая сила и квалифицированные кадры, свободный рынок для сбыта продукции.

Однако следует отметить ряд причин, которые в настоящее время тормозят приток инвестиций в энергетику:

- недостаточная нормативная правовая база;

- отсутствие приватизации, отсутствие рынка ценных бумаг, невозможность покупки и продажи земли;

- энергетика является капиталоемкой отраслью с длительным инвестиционным циклом, поэтому в условиях инфляции и экономической неопределенности инвестиции в данную отрасль характеризуются повышенной степенью риска.

Меры, которые предполагается предпринять в целях создания благоприятного инвестиционного климата и стимулирования инвестиционного процесса в комплексе с проведением структурной перестройки отрасли и реализацией экономической и тарифной политики, следующие:

- усовершенствование системы планирования инвестиций и экспертной оценки инвестиционных проектов;

- принятие решений о реализации того или иного проекта должно сопровождаться экспертной оценкой всех предстоящих капитальных затрат, производственных издержек, выгод в денежном выражении и анализом альтернативных вариантов;

- при решении вопросов об инвестициях следует неукоснительно придерживаться принципа обеспечения выгоды для всех участников проектов, поскольку инвестиции не достигнут цели и не решат поставленных задач, если хотя бы одна из сторон (инвестор или реципиент) проигрывает;

- обеспечение правовых гарантий для иностранных инвестиций, равные права при участии и приватизации для зарубежных и местных инвесторов;

- приватизация предприятий через акционирование с продажей государственных акций на фондовом рынке;

- кредитование валютоокупающихся и импортозамещающих проектов, отбираемых на конкурсной основе, с равными возможностями для участия всех субъектов хозяйствования;

- обеспечение свободы выбора партнеров и доступа к энергоисточникам как для потребителя, так и для производителя;

- обеспечение возможности для производителей формировать собственные источники для развития за счет средств амортизации, налоговых льгот и обоснованных тарифов;

- цены и тарифы должны стать главным регулятором спроса на энергию и источником инвестиций;

- разработка и внедрение системы взыскивания долгов за потребление ТЭР, вплоть до объявления должников банкротами и продажи их имущества или долгов через вексельное обращение;

- процесс инвестирования должен быть достаточно прозрачен для наблюдения.

11. НОРМАТИВНАЯ ПРАВОВАЯ БАЗА ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ТЭК И ПУТИ

ЕЕ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ

Формирование нормативной правовой базы ТЭК должно опираться на следующие исходные предпосылки:

1. Отрасли, входящие в состав ТЭК, представляют собой естественные монополии, эффективность функционирования которых достигается при наличии единого управления всеми стадиями: производства, транспорта и распределения энергоносителей во взаимосвязи с потребителями.

2. ТЭК оказывает определяющее воздействие на деятельность всех отраслей экономики и промышленности, что предопределяет необходимость законодательного закрепления их как базовых с приоритетом благоприятных условий развития и функционирования в рыночных условиях.

3. Особенности энергетического производства (одновременность производства и потребления продукции) требуют создания и постоянного содержания в горячем резерве соответствующих мощностей, т.к. перерывы в энергоснабжении наносят ущерб экономике, во много раз превышающий стоимость недопоставленных энергоносителей.

4. Для обеспечения требуемой энергетической безопасности республики в условиях ограниченных собственных энергоносителей необходимо осуществить диверсификацию энергоснабжения как по источникам импорта (различные государства), так и по основным видам энергоносителей (газ, нефть, уголь, ядерное топливо, электроэнергия).

5. Учитывая инерционность и высокую капиталоемкость отраслей ТЭК, а также длительные сроки строительства объектов ТЭК и длительные сроки возврата капитала, энергетическая политика государства должна ориентироваться на полное и своевременное возмещение затрат на приобретение, преобразование и транспорт энергоносителей.

6. Наличие в специфических особенностях функционирования предприятий ТЭК потенциальной возможности возникновения крупномасштабных аварий и глобальных катастроф. Концепция разгосударствления и приватизации отраслей ТЭК должна предусматривать возможность притока инвестиций для опережающего восстановления и модернизации оборудования, контроля со стороны государства за функционированием и развитием ТЭК.

Исходя из вышеизложенного, дальнейшее развитие нормативной правовой базы в области энергетики должно осуществляться с учетом требований Энергетической Хартии, Договора к ней и других международных документов и предусматривать:

- принятие базовых нормативных правовых актов;

- разработку правовых основ акционирования и приватизации для предприятий отраслей ТЭК;

- разработку правовых норм функционирования энергетических рынков.

11.1. Базовые документы

В области энергообеспечения должен быть принят нормативный правовой акт,

- определяющий правовые, экономические и социальные основы функционирования и развития отраслей ТЭК, а также их место и роль в экономике республики;

- гарантирующий государственную защиту потребителям энергии;

- разграничивающий функции республиканского и местных органов власти и управления в области обеспечения ТЭР.

Кроме того, должны быть разработаны и внедрены нормативные правовые акты, регулирующие отношения

- между государством, юридическими и физическими лицами;

- между хозяйственными субъектами в области производства и использования энергоресурсов, обеспечивающих создание стимулов и условий для энергообеспечения и повышения эффективности производства и использования энергии;

- стимулирующие инвестиции и техническое перевооружение, разработку и внедрение менее энергоемких машин и технологий, оборудования и аппаратов.

Помимо нормативных правовых актов, регулирующих энергообеспечение в Республике Беларусь, должны быть приняты нормативные правовые акты на уровне Правительства Республики Беларусь и уполномоченного органа государственного управления (в области энергообеспечения), т.е. не требующие длительной процедуры принятия и позволяющие более оперативно реагировать на любые изменения ситуации в области энергообеспечения.

Учитывая перспективную возможность строительства АЭС, необходимо принять меры по формированию законодательства республики в области использования ядерной энергии. К таким мерам относятся:

- разработка и принятие базового Закона Республики Беларусь "Об использовании ядерной энергии и радиационной безопасности";

- принятие необходимых нормативных правовых актов по созданию регулирующего органа и регламентации его деятельности.

В области нефтедобычи следует разработать документы, определяющие режим предоставления концессии (лицензирования) для осуществления разведки и разработки нефтяных месторождений предприятиями различных форм собственности.

В области использования природного сжатого газа в качестве моторного топлива следует разработать республиканскую программу, которая станет основой разработки и принятия Закона Республики Беларусь "Об альтернативных видах топлива".

11.2. Правовые основы разгосударствления и приватизации

в отраслях ТЭК

Основой перераспределения и закрепления права собственности на имущество госпредприятий должны быть общеотраслевые нормативные правовые акты. В связи с систематическими изменениями действующего законодательства, в т.ч. и в вопросах собственности, следует внести соответствующие изменения в общеотраслевые нормативные правовые акты, учитывающие особенности и стратегическую направленность отраслей ТЭК.

Основные из них:

- четкая классификация объектов отраслей ТЭК, приватизация которых запрещена;

- определение структуры отрасли, обеспечивающей в условиях акционирования необходимую управляемость предприятиями ТЭК со стороны государства. Структура управления должна предусматривать как холдинговую форму, так и представительство или возможность заключения договоров-поручений.

Вышеизложенные предложения целесообразно сконцентрировать в едином документе.

11.3. Правовые основы энергетического рынка

Правила формирования и функционирования энергетического рынка как одного из определяющих факторов дальнейшего развития объектов ТЭК должны быть определены максимально четко в силу того, что сегодняшняя структура управления является серьезным тормозом развития конкуренции между поставщиками энергоносителей.

Это вызвано следующими причинами:

- крупные электростанции, находясь в составе областных энергетических объединений как структурные единицы, не заинтересованы в повышении эффективности своей работы в силу оторванности от рынка сбыта своей энергии;

- при действующей структуре механизм рынка энергии носит затратный характер, так как не позволяет работать по формуле "максимум прибыли получает производитель наиболее дешевой энергии".

Необходимость разработки законодательной базы энергетического рынка вызвана также и теми объективными факторами, которые сопровождают сам процесс рыночных преобразований:

- значительный рост количества самостоятельных хозяйствующих субъектов с одновременным переходом на прямые хозяйственные связи:

- переход ряда электростанций в разряд независимых генерирующих источников;

- появление самостоятельных предприятий по передаче и распределению энергии;

- возможность доступа всех энергоснабжающих организаций, независимо от форм собственности, к основной транспортной инфраструктуре электроэнергетики;

- необходимость сохранения основных технологических и экономических преимуществ естественной монополии при неизбежности внедрения государством механизма демонополизации отрасли.

Первоочередными документами, регламентирующими энергетический рынок, должны быть:

- нормативные правовые акты, регулирующие отношения субъектов энергетического рынка между собой и органами государственного управления;

- положение о принципах формирования оптового продавца и покупателя энергии на республиканском и областном уровнях, его функции и права;

- методики формирования и регулирования тарифов на энергию на всех ступенях купли-продажи;

- нормативные акты, регулирующие оптовый и потребительский рынок энергии, включая акты о защите прав потребителей электрической и тепловой энергии.

Для государственного регулирования энергетического рынка и выбора правильных ориентиров проведения политики демонополизации необходимо рассмотреть вопрос создания республиканского органа в области энергетики, регулирующего весь комплекс вопросов, связанных с политикой ценообразования и лицензирования.

Названные выше причины, факторы и документы в отношении электроэнергетики в большей части приемлемы и для других отраслей ТЭК.

12. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СТРУКТУРЫ УПРАВЛЕНИЯ ОТРАСЛЯМИ ТЭК

Основная цель структурной перестройки в ТЭК состоит в создании условий для эффективного производства и потребления энергоресурсов, привлечения инвестиций для своевременного обновления и повышения технического уровня энергетических предприятий. Достижение целей структурной перестройки должно обеспечиваться путем изменения имущественных отношений в энергетике, реорганизации органов управления и предприятий ТЭК для формирования конкурентной среды в сфере поставок, производства и распределения энергетических ресурсов. Процессы преобразования должны происходить при предоставлении полной экономической самостоятельности предприятиям и мер прямого государственного регулирования, контроля деятельности естественных монополий для сохранения технологической целостности и управляемости ТЭК.

Монопольное положение отраслей ТЭК на рынке производителей, а также особая их значимость в обеспечении нормального функционирования всей экономики вынуждает практически все промышленно развитые страны осуществлять государственное регулирование и контроль этих отраслей.

Основными целями государственного регулирования являются:

- защита интересов потребителей в условиях монополии производителя;

- ограничение сверхвысоких прибылей энергетических компаний;

- защита энергокомпаний от серьезного понесения убытков (вреда) в случае неудачной рыночной конъюнктуры;

- проведение энергосберегающей политики;

- защита окружающей среды.

Государственное регулирование экономики отраслей ТЭК включает:

- регулирование отношений собственности;

- регулирование цен и тарифов;

- проведение налоговой и кредитной политики.

Выполнение функций государственного регулирования и контроля, координация работ и управление структурными преобразованиями в отраслях ТЭК требует детального знания проблем отрасли и комплексного подхода к их решению не только в отраслях, но и в целом по ТЭК. Для решения перечисленных выше задач необходим эффективно действующий государственный орган для комплексного решения вопросов между отраслями ТЭК и независимые государственные организации (энергетические комиссии) по контролю над ценами и тарифами.

В настоящее время координирующие функции по управлению ТЭК возложены на Министерство экономики, а концерны "Белэнерго", "Белтопгаз", "Белнефтехим" и ГП "Белтрансгаз" действуют как самостоятельные органы управления. Причем каждый из них определяет оптимальные пути своего функционирования и развития без учета интересов других отраслей комплекса, что в конечном итоге приводит к увеличению затрат на энергообеспечение республики. Такая система управления ТЭК в целом недостаточно эффективна, т.к. межведомственное оперативное управление ТЭК отсутствует, отсутствует какая-либо юридическая ответственность отраслей друг перед другом и перед Минэкономики.

Очевидно, в прогнозируемом периоде следует искать новые формы комплексного управления ТЭК, и в частности рассмотреть целесообразность создания холдинговой компании в рамках ТЭК либо финансово-промышленной группы.

Это позволит проводить без ущемления хозяйственной самостоятельности отдельных элементов холдинга согласованную техническую и финансовую политику системы в целом, координировать деятельность дочерних предприятий, процессы диверсификации энергоснабжения, эффективно реализовать инвестиционные и иные проекты.

В настоящее время разрабатываются подходы к реструктуризации электроэнергетического сектора республики, в которых будут рассмотрены вопросы поэтапного перехода к холдинговой компании с созданием генерирующих, распределительных и передающих организационных структур, действующих в условиях рынка.

Подготовительный этап к акционированию предусматривает введение стимулов для повышения эффективности и создания конкуренции в электроэнергетике: разделение учета затрат, связанных с производством, распределением и продажей электроэнергии, введением трансферных цен, новых договорных отношений, правил на оптовое энергоснабжение, на закупку электроэнергии и других необходимых элементов рынка.

В рамках совершенствования организационной структуры одним из приоритетных должно стать создание совместных предприятий, и в первую очередь, с поставщиками ТЭР из России.

Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 |