|
|
|
|
Навигация
Новые документы
Реклама
Ресурсы в тему
|
Постановления СМ РБПостановления других органов Республики Беларусь Постановление Совета Министров Республики Беларусь от 27.10.2000 № 1667 "Об одобрении Основных направлений энергетической политики Республики Беларусь на 2001 - 2005 годы и на период до 2015 года"< Главная страница 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 ГОДАВВЕДЕНИЕОсновные 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 НАПРАВЛЕНИЙТопливно-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 показателиДанные 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 ПОЛИТИКИОсновной 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 ПОЛИТИКА3.1. Анализ хода реализацииЗа 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 перспективуСтратегической 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 ТЭР4.1. Прогноз потребления энергоносителей по видамИсходя 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 видамДля 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 ТЭРВ 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. ГазоснабжениеРеально 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. НефтеобеспечениеДля 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. УглеобеспечениеПри 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 КОМПЛЕКСАТопливно-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 энергоресурсы6.1.1. Местные ТЭРЗа 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 газМесторождения 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. ТорфВ 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 сланцыПрогнозные 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 углиПо 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 энергииВ 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. ДроваЦентрализованная 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 ресурсыУстановленная 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 потенциалНа 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. БиомассаРезультаты 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 энергияПо 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 ресурсыТемпературные 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. ФитомассаВ 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 растениеводстваИспользование 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 энергоресурсыТепловые ВЭРПотенциал 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 отходыОбщий 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). 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 ВЭРВ 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 нефтепродуктами6.2.1. Нефтеперерабатывающая промышленностьПереработкой 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 нефтепродуктамиМагистральные 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 газоснабжения6.3.1. Системы магистральных газопроводов и отводовВ 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 системыНа 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 газамиВ 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. Электроэнергетика6.4.1. ЭнергоисточникиНа 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 сетиСуммарная 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 сетиЭлектрические 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 энергетикаКак 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 ТЭКЗа 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 ПОЛИТИКАОсновным 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 ПОЛИТИКАВ 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 ПЕРСПЕКТИВУОсновной 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 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯФормирование 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 документыВ 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 ТЭКОсновой 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 рынкаПравила 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 ТЭКОсновная 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. Приложение 1 СОСТАВ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩЕЙ КОМИССИИ ДЛЯ КООРДИНАЦИИ РАБОТЫ ПО ПЕРЕСМОТРУ И УТОЧНЕНИЮ ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ НА ПЕРИОД ДО 2010 ГОДАНайдунов Владимир заместитель Министра Министерства
Андреевич экономики, председатель комиссии
Сивак Александр председатель комитета экономики ТЭК и
Владимирович химической промышленности Министерства
экономики, заместитель председателя
комиссии
Молочко Федор директор НИГП "БелТЭИ", заместитель
Иванович председателя комиссии
Кириленко Вера главный экономист Министерства экономики,
Олеговна секретарь комиссии
Батян Лариса начальник управления концерна "Белэнерго"
Пантелеймоновна
Бирук Василий начальник управления Министерства финансов
Петрович
Герасимчик Иван и.о. главного инженера ГП "Белтрансгаз"
Иванович
Глазов Геннадий начальник управления по режимам,
Иванович использованию и качеству газа
ГП "Белтрансгаз"
Коновалов Игорь вице-президент концерна "Белнефтехим"
Васильевич
Кордуба Владимир вице-президент концерна "Белэнерго"
Геронимович
Кулебякин Леонид директор ГП "БелНИПИэнергопром"
Юрьевич
Лис Анатолий начальник управления концерна "Белтопгаз"
Викторович
Литвинов Владимир вице-президент концерна "Белтопгаз"
Егорович
Лиштван Иван академик-секретарь Отделения химических
Иванович наук о Земле НАН Беларуси
Мартыненко Олег директор АНК "ИТМО" НАН Беларуси
Григорьевич
Михалевич Александр директор ИПЭ НАН Беларуси
Александрович
Мурашко Валерий главный инженер концерна "Белтопгаз"
Васильевич
Островская Тамара начальник отдела Министерства экономики
Васильевна
Рябченко Александр начальник отдела Министерства экономики
Владимирович
Федосеев Виктор первый заместитель председателя
Георгиевич Госкомэнергосбережения Республики Беларусь
Шаповалов Михаил вице-президент концерна "Белэнерго"
Васильевич
Щур Евгений директор института ГП "Белэнергосетьпроект"
Васильевич
Приложение 2 СОСТАВ РАБОЧЕЙ ГРУППЫ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ОПЕРАТИВНЫХ ВОПРОСОВ, СВЯЗАННЫХ С ХОДОМ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ ПО ПЕРЕСМОТРУ И УТОЧНЕНИЮ ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ НА ПЕРИОД ДО 2010 ГОДАСивак Александр председатель Комитета экономики ТЭК
Владимирович и химической промышленности Минэкономики,
председатель рабочей группы
Молочко Федор директор НИГП "БелТЭИ", заместитель
Иванович председателя рабочей группы
Кириленко Вера главный экономист Министерства экономики,
Олеговна секретарь рабочей группы
Батян Лариса начальник управления концерна "Белэнерго"
Пантелеймоновна
Бачуринский Александр начальник Департамента теплотехнического
Николаевич оборудования концерна "Белэнерго"
Глазов Геннадий начальник управления по режимам,
Иванович использованию и качеству газа ГП
"Белтрансгаз"
Кулебякин Леонид директор ГП "БелНИПИэнергопром"
Юрьевич
Лис Анатолий начальник управления концерна "Белтопгаз"
Викторович
Мартыненко Олег директор АНК "ИТМО" НАН Беларуси
Григорьевич
Проказов Сергей и.о. начальника управления
Георгиевич Госкомэнергосбережения
Рябченко Александр начальник отдела Министерства экономики
Владимирович
Щур Евгений директор института ГП "Белэнергосетьпроект"
Васильевич
Якушев Анатолий заместитель директора ИПЭ НАН Беларуси
Павлович
|
Новости законодательства
Новости Спецпроекта "Тюрьма"
Новости сайта
Новости Беларуси
Полезные ресурсы
Счетчики
|
