- •История
- •1.3 Энергетика Беларуси в контексте мировых тенденций
- •2.1. Общая характеристика руп «Минскэнерго» Смолевичского мро «Эергосбыт»
- •2.1.1 Потребители электрической и тепловой энергии по группам и тарифы, применяемые к ним
- •2.1.2 Расчеты с потребителями
- •2.1.3 Работа с должниками
- •3.4 Атомная энергетика.
- •3.5 Использование угля
- •3.8 Использование местных, возобновляемых и альтернативных источников энергии
- •3.8.1. Древесное топливо и торф
- •3.8.4. Водородная энергетика
1.3 Энергетика Беларуси в контексте мировых тенденций
отраслевого развития
Основная методологическая посылка анализа энергетической политики белорусского руководства, как на текущий момент, так и в обозримой перспективе заключена в аксиоме: энергетика Беларуси - это энергетика государства с очень высоким дефицитом собственных природных энергоресурсов. Ежегодная добыча и производство природных топливных ресурсов в Беларуси - прежде всего нефти, попутного газа, торфа, дров, находится на уровне 5,0-5.2 млн. т. у. т., что составляет около 15 % общей потребности страны в топливно-энергетических ресурсах.
Вторая аксиома, с учетом которой сформировалась энергетическая политика республики на перспективу, состоит в том, что энергетика Беларуси монозависима от поставок природных ресурсов из Российской Федерации, на территории которой сосредоточено до 70 % всех мировых природных запасов.
В-третьих, по сравнению с Западной Европой, Японией, Индией, Китаем, США и даже Канадой мы живем в стране со специфическим и достаточно суровым климатом. И дело не только и не столько в средней годовой температуре, сколько в суровости белорусского климата, которая прежде всего проявляется в значительной разности летней и зимней, ночной и дневной температур. Например, в абсолютном большинстве стран Западной Европы, включая обитаемую часть Норвегии и юг Швеции, среднегодовая температура находится выше нуля. Географы признают, что Западная Европа - уникальный, благодаря Гольфстриму, регион: на планете нет другого места, расположенного так близко к Северному полюсу и столь теплого. А та же обитаемая часть Канады по климатическим условиям опять же сравнима с Западной Европой, так как средняя годовая температура в Ванкувере плюс 9,8 градуса (как в Вене), а в Монреале - плюс 6,7 градуса (как в Варшаве).
В-четвертых, стоимость транспортировки ТЭР из России для нас есть и будет практически такой же, как и для стран Восточной Европы, так как и в Гродно, и в Варшаву российский природный газ приходит из регионов Российской Федерации, расположенных за Уральским хребтом. Даже, если мы сами будем добывать газ и нефть в России, то делать это придется в Восточной Сибири, т. е. сама транспортировка углеводородов будет идти прежними маршрутами и, соответственно, стоить столько же, как и сегодня. При этом следует помнить, что для перевозки российских ТЭР в Беларусь мы не имеем возможности использовать морской транспорт, где тарифы на порядок ниже, чем при использовании сухопутного.
Пятый фактор состоит в том, что себестоимость российского углеводородного сырья, которое мы импортируем существенно выше, чем аналогичные показатели на Ближнем и Среднем Востоке. Так, по усредненным расчетам себестоимость добычи нефти в Кувейте, Катаре, Саудовской Аравии находится в пределах 4-6 долларов за баррель, а средневзвешенная себестоимость добычи в России 16-18 долларов за баррель.
В-шестых, нефте- и газопроводы, по которым Беларусь получает ТЭР из России, построены достаточно давно, особенно первые, т. е. физическая их изношенность предельно высокая. Это означает, что в период 2011-2020 г.г проблема непрерывного и дорогого ремонта газо- и нефтепроводов, а в худшем варианте развития ситуации их замены может стать главной и потребность в капиталовложениях в инфраструктуру ТЭК может увеличиться на несколько порядков.
Наконец, в высокой энергоемкости нашей экономики есть так называемая субъективная составляющая. Экономия жесткая, последовательная, осознанная любых ТЭР и всеми субъектами хозяйствования, и населением, пока не воспринимается всерьез.
Таким образом, политика государства в энергетической отрасли на период до 2010 и 2011-2020 г.г. должна выстраиваться с учетом вышеперечисленных факторов, обусловливающих развитие и изменения в ТЭК Беларуси. В настоящее время она системно изложена в комплексе разработанных и принятых государственными органами власти и управления нормативно-прогнозных документов, к которым прежде всего относятся:
-
Основные направления энергетической политики Республики Беларусь на 2001-2005 годы и на период до 2015 года, утвержденные постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 27 октября 2002 г. № 1667.
-
Целевая программа обеспечения в республике не менее 25 % объема производства электрической и тепловой энергии за счет использования местных видов топлива и альтернативных источников энергии на период до 2012 года, утвержденной постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 30 декабря 2004 г. № 1680.[1]
-
Государственная комплексная программа модернизации основных производственных фондов Белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно-энергетических ресурсов в 2006-2010 годах, утвержденной Указом Президента Республики Беларусь от 25 августа № 399. [1]
-
Концепция энергетической безопасности и повышения энергетической независимости Республики Беларусь, утвержденная Указом Президента Республики Беларусь от 25 августа № 399.[1]
-
Последний документ устанавливает системные параметры развития ТЭК на период до 2020 г. в их жесткой увязке с основными направлениями социально-экономического развития республики на этот же период времени. В нем определяется, что «важнейшими факторами укрепления энергетической безопасности являются повышение уровня энергетической независимости (обеспечения потребностей в энергии за счет собственных энергоисточников), рост эффективности производства, преобразования и использования энергии, а также надежности систем энергоснабжения». Концепция включает в себя оценку состояния энергетической безопасности республики, определение целей и задач но обеспечению энергетической безопасности, основные направления укрепления энергетической безопасности, меры по реализации, описание мер государственной поддержки укрепления энергетической безопасности и основного механизма реализации концепции.
Для оценки уровня энергетической безопасности Беларуси на период до 2020 г. в концепции применен индикативный политико-экономический анализ, т. е. система оценок ситуации - индикаторов, качественно описывающих состояние и степень угроз для ТЭК страны. Используемый метод политико-экономического анализа строится на определении качественного состояния энергетической безопасности, которое может быть нормальным, предкритическим и критическим.
Таблица 1. |
Индикаторы энергетической безопасности |
|||||
Наименование индикаторов |
Текущее значение индикатора в 2003 год |
Предполагаемое значение индикатора на 2020 год |
Пороговые уровни |
Характер ситуации на 2003 год ПК |
Предполагаемый характер ситуации на 2020 год |
|
|
|
|
Н 30 |
к 15 |
|
|
1. Доля собственных энергоресурсов в балансе котельно-печного топлива государства, % |
16,7 |
25 |
|
|
|
ПК |
2. Доля собственного производства в общем объеме потребления электрической энергии, % |
79,6 |
100 |
85 |
50 |
ПК |
н |
3. Доля потребления моторного топлива, обеспечиваемая за счет добычи нефти в стране, % |
40,7 |
35 |
35 |
15 |
Н |
н |
4. Доля доминирующего энергоресурса (газа) в электроэнергетике республики,% |
95,4 |
83 |
65 |
90 |
К |
ПК |
5. Доля доминирующего энергоресурса (газа) в потреблении КПТ, % 6. Доля доминирующего поставщика энергоре сурсов, % |
78,2 |
60-64 |
50 |
90 |
ПК |
ПК |
|
99 |
84 |
65 |
85 |
к |
ПК |
7. Доля ТЭС, способных работать на двух и более взаимозаменяемых видах топлива, % |
96 |
84 |
80 |
50 |
н |
н |
8. Износ ОПФ предприятий ТЭК, % |
61,1 |
43 |
45 |
75 |
ПК |
н |
9. Обеспеченность запасами КПТ (по газу и мазуту), сут. |
21,9 |
57 |
75 |
30 |
к |
ПК |
10. Отношение суммарной установленной мощности электростанций к максимальной фактической нагрузке в энергосистеме (резервирование), % |
140,6 |
115 |
115 |
95 |
н |
н |
11. Отношение инвестиций в предприятия ТЭК к стоимости их ОПФ, % |
4,7 |
5 |
6,0 |
4,0 |
к |
ПК |
Из одиннадцати выделенных в проведенном анализе показателей, определенных на основе экспертных оценок (см. таблицу1) [1], четыре находятся в критической области, четыре - в предкритической и только три в нормальной, т. е. условно говоря, уровень энергетической безопасности в целом сегодня оценивается в 27-30 %. Главная причина подобной ситуации - низкая доля местных ТЭР в ПЭР и, наоборот, очень высокий удельный вес природного газа в балансе ПЭР как в электроэнергетике, так и в жилищно-коммунальном хозяйстве страны. С учетом подобной ситуации, концепция нацелена на достижение к 2020 г. уровня энергетической безопасности на уровне примерно 66 %. Среди главных направлений достижения данной цели мы бы выделили развитие атомной энергетики Беларуси, которое должно привести к вводу в период 2015-2020 г.г. атомных энергоблоков суммарной мощностью 2000 МВт. Предпочтительная мощность каждого реактора АЭС должна находиться на уровне 600 МВт. Оптимальность и обоснованность подобного шага обусловлена не только необходимостью усиления энергетической независимости Беларуси, но и доминирующими тенденциями в развитии энергетической отрасли в экономически развитых странах, в первую очередь в США.
В опубликованной в 2002 г. «Стратегии развития энергетики США» выражена ориентация на создание атомно-энергетического базиса экономики страны1 [2]. Если в середине 80-х годов строительство АЭС или ядерного энергоблока в США обходилось в 2-6 млрд. долл. (в зависимости от мощности), то сегодня капитальные затраты снизились в несколько раз, прежде всего благодаря применению информационных технологий при конструировании и испытании. По данным на август 2003 г. средняя стоимость кВтч электроэнергии, произведенной на американских АЭС, составляла 1.59 цента. Как свидетельствуют прогнозы, лишь в 2020 г. прирост продукции атомной энергетики составит 50 тыс. МВт. Хотя качественный подъем атомной отрасли начался в 2003 г., когда началось строительство первых АЭС с реакторами четвертого поколения с замкнутым ядерно-топливным циклом, т. е. без образования радиоактивных отходов. Способствовало этому то обстоятельство, что в 2002 г. индикаторы надежной и безопасной эксплуатации ядерных реакторов в среднем составили 90.8 %. Интересно, что параллельно сложилась достаточно парадоксальная ситуация. Так, в 1991 г. все действующие в США ядерные энергоблоки произвели 98,2 тыс.МВт, а в июле 2003 г. объем выработанной АЭС электроэнергии составил 98,5 тыс.МВт. Однако за эти 12 лет были досрочно выведены из эксплуатации восемь реакторов, т. е. производительность АЭС возросла на 3,7 тыс.МВт. Таким образом, при сокращении числа реакторов или даже на одних и тех же производственных мощностях показатель роста эффективности АЭС в производстве электроэнергии составляет 20 %. В дополнение к этому средний показатель эффективности теплоснабжения от АЭС вырос с 32,5 % в 1980 г. до 33,4 % в 1990 г., и 33,6 % в 1999 г.
Ориентация на дальнейшее развитие атомной энергетики в США проявилась и в том, что были выданы разрешения на строительство как минимум 30 крупных ядерных энергоблоков к 2012 г. В мае 2003 г. администрация президента США заявила о своем интересе к внедрению мини АЭС в отдаленных районах страны. В итоге все более тесным становится сотрудничество атомной отрасли с Национальной комиссией по ядерной регламентации, которая проводит сертификацию новейших моделей ядерных реакторов и технологий. На сегодняшний день три такие модели реакторов получили полное одобрение и разрешение Комиссии по эксплуатации. Они могут быть построены в любой точке страны при получении от Комиссии лишь разрешения при выборе строительной площадки. Кроме того, три одобренные модели реакторов могут без прежней бюрократической волокиты экспортироваться и за рубеж.
Из трех моделей, получивших одобрение Комиссии, одна представляет собой усовершенствованный кипящий ядерный реактор (ABWR). Две такие установки эксплуатируются в Японии. Другая модель System 80 + представляет собой ядерный реактор с водой под давлением (PWR). Восемь реакторов такой конструкции составят основу атомной отрасли Южной Кореи и будут дополнены собственно корейским ядерным реактором следующего поколения ARP-1400 в 2010 г. Модель ABWR получила одобрение и соответствующую сертификацию в Европе. Наконец, третья модель обладает особыми защитными механизмами. Они снижают возможность повреждения активной зоны реактора в 1000 раз больше тех требований, которые предъявляются Комиссией. Отметим, что, начиная с 2001 г. научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы в сфере ядерной науки, техники и производства получают полную поддержку правительства США. Более того, правительство этого государства выделило 200 млн. долл. (половину этой суммы через Министерство энергетики) для обеспечения детальной информации обо всех особенностях строительства площадок для АЭС инженерных работ по установке реакторов. В результате в 2002 г. конгресс одобрил, а президент подписал закон «О захоронении ядерных отходов». А с 2003 г. в США приступили к промышленной переработке ядерных отходов вместе с изъятым оружейным плутонием в МОХ-топливо. Суть новой американской модели развития атомной энергетики - ускоренная модернизация ядерных реакторов и топлива с привлечением частных средств. Таким образом, курс на ускоренную «ядернизацию» экономики и политики США в XXI в. основан на отказе от оценок МАГАТЭ, сделанных в 90-е годы. Их суть сводилась к прогнозам в пользу развития глобального природотопливного энергетического комплекса при свертывании темпов развития атомной энергетики и даже дальнейшему отказу от ядерной энергии. А это оказалось не так, т. е. прогноз был просто ошибочным. В итоге сегодня США, Япония, Южная Корея, целый ряд стран Азии, а в 2006 году еще и Россия заявили курс на безусловную «ядернизацию» не только ТЭК, но и экономики в целом. Не видеть, не понимать и не поддерживать этого значит обрекать свою страну на неизбежную энергетическую, а, следовательно, и экономическую зависимость от других стран, так как, на наш взгляд, развитие ядерной энергетики станет одним из основных компонентов экономической глобализации в период до 2020-2030 г.г.
В качестве основного механизма своей реализации концепция рассматривает Государственную комплексную программу модернизации основных производственных фондов Белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно-энергетических ресурсов. В целом Государственная комплексная программа включает в себя: прогноз структуры топливно-энергетического баланса страны в 2006-2010 г.г. и на период до 2020 г.; базовые направления модернизации основных производственных фондов Белорусской энергосистемы; стратегию энергосбережения на весь рассматриваемый период; принципы, тактику и механизм использования местных энергоресурсов; излагает сущность совершенствования тарифной политики в энергетической отрасли на 2006-2010 г.г.; предпосылки и задачи формирования нормативно-правовой базы ТЭК; подробный план научного обеспечения программы; описывает механизм реализации программы.
Одним из основных условий реализации Государственной программы является выполнение Целевой программы обеспечения в республике не менее 25 % объема производства электрической и тепловой энергии за счет использования местных видов топлива и альтернативных источников энергии на период до 2012 года. Целевая программа - это системный документ, который: отстаивает и представляет прогноз потребности в энергоносителях и структуру топливно-энергетического баланса до 2012 г.; прогноз покрытия потребности в энергоносителях по видам топлива; дает оценку запасов и экономической целесообразности использования потенциала местных, нетрадиционных и возобновляемых энергоресурсов; выделяет приоритеты использования местных видов ТЭР и развития сырьевой базы по их добыче и производству; излагает меры и план реализации программы.
Анализируя ситуацию в отрасли, необходимо отметить, что с позиции абсолютных показателей за период с 1995 по 2002 г.г. (включительно) в стране не происходило сколь-нибудь существенного снижения уровня потребления ТЭР. Как видно из данных, представленных на рисунке 2.1., за рассматриваемый период практически сохранился один и тот же уровень потребления тепловой энергии, несколько возросло потребление электричества и котельно-печного топлива и на 28 % увеличилось потребление природного газа. Что, впрочем, вполне объяснимо, так как мировое энергообеспечение 90-х годов как раз характеризуется тем, что добыча и потребление природного газа росли быстрее, чем добыча и потребление нефти, при этом интенсивно расширялись сферы применения природного газа. Поэтому развитие систем газообеспечения в 1995-2002 г.г. стало приоритетной задачей экономической политики многих стран мира. К тому же все убедились, что расширение использования газообразного топлива и сырья снижает поступления в атмосферу парниковых газов.
Рисунок 2.1
Таким образом, отраженную на рис. 2.1. тенденцию, с позиции структуры энергетического баланса можно считать скорее как положительную, но при этом следует учитывать, что она с неизбежностью вела к усилению энергетической монозависимости Беларуси от России, или конкретнее от РАО «Газпром». Вместе с тем, нельзя не заметить, что при этом выполнение жестких требований главы государства по развитию ТЭК, привели к снижению в 2002 году по сравнению с 1999 годом расходов ТЭР на единицу произведенного ВВП на 21,4%. Как видно из данных, представленных на рис. 2.2, снижение валового потребления ТЭР в рассматриваемый период на 0,86 млн. т. у. т. привело к уменьшению на 1,81 млн. рублей удельных расходов ТЭР на единицу ВВП.
Рисунок 2.2
Все это, в конечном итоге, позволило сформировать к настоящему времени абсолютно положительную динамику экономического роста, по своим темпам, не имеющим аналогов, как на пространстве СНГ, так и на постсоветском пространстве в целом, что признано экспертами Европейского союза и Всемирного банка.
Важнейшую роль в этом сыграло, то обстоятельство, что энергетическая система Беларуси одна из самых надежных энергосистем среди постсоветских стран, а также постсоциалистических стран Европы. За все годы ее существования не было крупных аварий, подобных тем, которые систематически происходят в разных странах, в том числе имевших место в последнее время в США, России, Великобритании, Италии. Является аксиомой, что высокая живучесть любой энергосистемы, т. е. способность противостоять цепному развитию нарушений в энергоснабжении, возникающих в отдельных ее частях, является следствием высокой степени ее организации и оснащенности. Изначально в план развития энергосистемы в Беларуси были заложены механизмы и средства высокой концентрации мощностей и централизации энергоснабжения. В настоящее время протяженность электрических сетей всех напряжений Беларуси составляет свыше 260 тысяч км, в том числе напряжением 35-750 кВ более 35 тыс. к.м, протяженность тепловых сетей в однотрубном исчислении - 4,95 тысяч км. При этом следует учитывать особенности производства и транспортировки электроэнергии. Так, электричество представляет собой товар и услуги по его доставке, включающие передачу, распределение энергии и общее администрирование. Последнее выделяется особо, так как из-за невозможности хранить энергию необходимо поддерживать системную надежность, обеспечивая постоянный баланс между производством и потреблением энергии. Невозможность сохранения энергии означает, что производство и передача энергии подвержены неравномерным нагрузкам (предельным в час пик и менее сильным в периоды низкого спроса). Отметим также, что спрос на электроэнергию характеризуется периодическими колебаниями в течение года, недели, суток, не говоря уже о случайных факторах.
Потребность страны в электроэнергии удовлетворяется наличием электростанций, суммарной установленной электрической мощностью около 7800 МВт. При этом 98 % из них составляют тепловые электрические станции (ТЭС), работающие в основном на природном газе, более 1,8 % - блок-станции и почти 0.2 % гидроэлектростанции (ГЭС). В структуре электроэнергетики республики значительное место занимают теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), работающие по теплофикационному циклу (теплофикация комбинированная выработка тепловой и электрической энергии на тепловом потреблении). Установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет более 3900 МВт, или 51.1 % от общей установленной мощности теплоэлектростанций.
В 2004 году общее потребление электроэнергии в республике составило 34.2 млрд. кВтч, в том числе выработка электроэнергии электростанциями концерна «Белэнерго» 30,37 млрд. кВтч. импорт - 4.05 млрд. кВтч. Источниками концерна «Белэнерго» отпущено 34,9 млн. Гкал тепловой энергии, с учетом покупной тепловой энергии (1 млн. Гкал) -35,9 млн. Гкал. Потери электроэнергии в сетях составили 11,14 %, тепловой энергии - 10,09 %.
Общее потребление топлива по объектам концерна «Белэнерго» в 2004 году составило 13745 тыс. т. у. т., в том числе природного газа - 13155 (95,7 %), мазута 574,1 (4,2 %), других видов топлива 12,48 тыс. т. у. т. (0,1 %).
Основными потребителями электроэнергии в стране являются:
- промышленность 60,5 %
-
непромышленные потребители 10,5 %
-
железнодорожный транспорт - 1,5 %
-
городской транспорт - 1,2 %
-
сельское хозяйство 5,9 %
-
население - 20,4 %
Структура теплопотребления:
-
промышленность 25,7 %
-
жилищные организации - 59,3 %
-
теплично-парниковое хозяйство 1,1 %
-
коммунальное хозяйство - 0,8 %
- прочие потребители 13,1% Таким образом, если оптимизация потребления электроэнергии прежде всего связана с реформированием, структурной диверсификацией промышленности, в первую очередь машиностроения, то задача снижения потерь при теплоснабжении это уже основная и наиболее острая проблема жилищно-коммунального хозяйства. По каждому из этих направлений своя специфика проблематики. Например, в энергетике основная задача это техническое перевооружение отрасли.
На 1 января 2005 г. балансовая стоимость основных фондов энергетической отрасли составляла 5,9 млрд. долларов США, остаточная - 2,4. т. е., в общем, износ составил 60,2 %, в том числе генерирующих источников - 61,4. подстанций -64.5, электрических сетей - 54,2, тепловых сетей - 77,5 %.
Одним из наиболее проблемных вопросов развития энергетики Беларуси, как, впрочем, и других стран бывшего СССР, является физический и моральный износ основного и вспомогательного оборудования, линий электропередачи и тепловых сетей. Средневзвешенный срок службы единицы мощности на генерирующих источниках энергосистемы достиг 29,7 года при нормативном - 27 лет. При этом 53 % основного оборудования генерирующих источников и 66 % общей протяженности электрических сетей эксплуатируются более 30 лет. Это означает, что поставленные задачи по энерго- и ресурсосбережению при таком уровне морально и физически устаревшего оборудования отрасли будут трудновыполнимы. Более tor о, это с неизбежностью повлечет за собой значительное отвлечение сил и средств от имеющихся возможностей в решении главной задачи - интенсивного технического перевооружения отрасли, что подтверждается реалиями ситуации по данной проблеме.
Гели КПД по выработке электроэнергии на лучших паросиловых ТЭС, работающих на газе, не превышает 39 %, то на современных парогазовых установках (ПГУ) его величина составляет 55-60 %. а выбросы в атмосферу вредных веществ, па-пример окислов азота, в расчете на 1 кВтч, на порядок ниже, чем в паросиловых установках. Основу таких ПГУ составляют газовые турбины большой мощности с КПД, приближающимся к 40 %. и температурой газа на входе до 150()°С. Ежегодный ввод ПГУ в мире в последнее десятилетие составил около 85000 МВт, а в текущем десятилетии составит 107000 МВт, или почти половину всех вводимых в мировой электроэнергетике мощностей. Это должно стать и одним из магистральных путей в развитии энергетической отрасли республики.
В соответствии с Государственной комплексной программой в стране идет модернизация существующих генерирующих мощностей, а также строительства новых. Выполнение основных задач модернизации и развития энергоисточников обеспечит в 2006-2010 годах ввод новых генерирующих мощностей в объеме 1242,9 МВт, в том числе на тепловых электростанциях - 895,4 МВт, из них парогазовых установок - 550 МВт, на гидроэлектростанциях 41.33 МВт. на местных видах топлива - 15.75 МВт. что позволит достигнуть удельных расходов условного топлива на производство электрической и тепловой энергии при прогнозируемых объемах и структуре их выработки в 2010 году соответственно 259.6 г/кВтч и 169,9 кг/Гкал. Демонтаж отработавшего срок оборудования за этот период составит 461,6 МВт.
При полной реализации Государственной программы модернизации, износ основных фондов генерирующих источников уменьшится с 61,4 % до 41,5 %, что значительно повысит надежность и эффективность энергосистемы республики.
Следует отметить, что навязываемая отрасли точка зрения, что в условиях модернизации энергетики нецелесообразно более широкое использование низкокалорийных (низкосортных) видов твердого топлива в качестве альтернативы природному газу является не совсем убедительной. Во-первых, увеличение поставок природного газа увеличивает монозависимость как отрасли, так экономики в целом. Во-вторых, стоимость природного газа для Беларуси в силу ряда политических (ВТО) и экономических (рост стоимости нефти) факторов будет существенно возрастать. Поэтому руководству отрасли, на наш взгляд, следует обратить внимание и учесть в практике работы весь спектр аргументов «за» и «против» по данной проблеме.
В настоящее время в развитых странах освоены газовые и угольные энергоблоки на давление 300 кГс/см2 и температуру 600/620°С. Их КПД 44-45 %. В ближайшие 10-12 лет в Европейском Союзе будет создан пылеугольный энергоблок с параметрами пара 350 кГс/см2 и 700-800°С. КПД таких энергоустановок составит уже 54-55 %. Сегодня в России такого оборудования нет, но завтра оно может и должно быть у Беларуси, так как в республике уже есть отдельные достаточно проработанные варианты в этом направлении.
Не менее сложны научные и технологические проблемы республики в производстве тепловой энергии. Причем, как показывает практика, эти проблемы, непосредственно отражаются на социально-политической ситуации в стране, во многом определяют уровень социальной напряженности в обществе.
Во всех республиканских системах централизованного теплоснабжения вырабатывается около 73,0 млн. Гкал тепловой энергии в год. Более 34,7 млн. Гкал в год тепловой энергии в настоящее время производится централизованными источниками, в том числе порядка 28,5 млн. Гкал в год отпускается от теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) в теплофикационном (комбинированном) цикле на электростанциях. Протяженность трубопроводных систем - тепловых сетей составляет большую величину 4985 км в однотрубном исчислении. При этом по оценкам специалистов, за последние пять лет (2000-2004 г.г.) наблюдается отрицательная динамика изменения возрастного состояния тепловых сетей. За этот период произошло снижение с 50,5 % до 50,1 % доли тепловых сетей, со времени строительства которых прошло 15 лет, с одновременным увеличением с 29,2 % до 31,9 % доли сетей, прослуживших 15-25 лет, и сохранением доли трубопроводов, эксплуатируемых более 25 лет, на уровне 19 %. По этим причинам потери в тепловых сетях достигают более 10 %. За указанный период на цели замены трубопроводов было затрачено 152 млн. долларов США и произведена замена 617,3 км тепловых сетей различных диаметров. Тем не менее, например, в период с 2002 по 2004 год число серьезных нарушений нормального теплоснабжения потребителей увеличилось с 9 до 19 случаев, то есть более чем в 2 раза.
В Государственной программе предусмотрена модернизация и развитие тепловых сетей с ежегодным снижением общего уровня их износа на 1,0 - 1,5 % (ежегодной заменой 190-200 км трубопроводов тепловых сетей). За счет указанных мероприятий предполагается достичь снижения реального расхода тепла при его транспортировке потребителям в объеме 25,5 тыс. Гкал в год и снижение износа тепловых сетей с 77,5 % в 2005 году до 60,1 % в 2010 году. С другой стороны, достижение эффективности тепловых электростанций при применении парогазовых установок позволяет говорить о КПД, превышающем 60 % (в конденсационном) режиме, что резко снижает тепловую составляющую возможного комбинированного теплофикационного цикла. И, наконец, уровень современных технологий позволяет создавать оборудование электростанций, по эффективности в незначительной степени зависящее от величины единичной мощности этого оборудования.
В этой связи, как нам представляется, назрела необходимость пересмотра установившихся взглядов на расширение объемов теплофикации за счет строительства крупных теплоэлектроцентралей. Полагаем, что следует срочно рассмотреть вопрос о массовом строительстве малых электростанций, работающих по комбинированному циклу. На наш взгляд, это позволит получить больший объем инвестиций на массовое строительство трудно ремонтируемых и практически несменяемых (в крупных населенных пунктах) тепловых сетей, уменьшить теплопотери и потери электроэнергии в распределительных сетях.
В решении проблемы повышения энергетической безопасности, диверсификации топливно-энергетических ресурсов и надежности энергообеспечения в республике на длительную перспективу важную роль может сыграть не только планируемое увеличение до 25 % к 2012 году доли использования местных видов топлива и возобновляемых энергоресурсов, модернизация основных фондов Белорусской энергетической системы, но и атомная энергетика.
Как показывают расчеты специалистов, оптимальной для развития энергетики в Беларуси и повышение ее энергобезопасности может стать ситуация, когда к 2020г. доля АЭС в производстве электроэнергии составит примерно 27-29 %. При этом, доля природного газа в балансе котельно-печного топлива страны снизилась бы с 77,2 % в 2005 году до 62,7 в 2015 году и до 56,5 % в 2020 году. Учитывая, что себестоимость ядерной электроэнергии на 30-35 % ниже, чем для электростанций на природном газе, себестоимость производимой всей энергосистемой электроэнергии снизилась бы примерно на 20 %, что способствовало бы значительному повышению конкурентоспособности нашей продукции. В случае реализации этого оптимального сценария развития энергетической отрасли затраты на покупку природного газа снизились бы примерно на 300-400 млн. долларов США в год, что позволило бы более мягко компенсировать возможные здесь издержки затратами бюджета, связанные с неизбежным удорожанием для Беларуси поставок российского природного газа. Нет сомнений, что российское правительство установит мировые цены на природные энергоносители для всех зарубежных потребителей, включая государства, которые имеют с Российской Федерацией союзнические договоры. Кроме того, следует помнить о том, что программа развития РАО «Газпром» предусматривает повышение цены природного газа, поставляемого в Беларусь, с 2007 г. до уровня мировых. Если ситуация будет развиваться вышеуказанным образом, а вероятность этого достаточно велика, то развитие атомной энергетики становится не просто перспективным, а неизбежным шагом повышения энергетической безопасности и экономической независимости Беларуси.
Более того, трезвый анализ ситуации показывает, что возобновляемые и нетрадиционные источники энергии (ВНИЭ) - солнечная энергия, энергия ветра, энергия биомассы, включая различные отходы, геотермальная энергия, энергия малых рек, - могут рассматриваться не более чем альтернатива твердым видам топлива. В соответствии с Государственной комплексной программой общий прирост объема замещения импортируемого топлива за счет местных, нетрадиционных и возобновляемых источников должен составить 273,22 тыс. т. у. т. Потенциальные запасы и экономически целесообразные объемы использования местных энергоресурсов представлены в таблице 2.1. К данным таблицы 2.1. нужно добавить, что в последнее время в Беларуси ежегодно добывается примерно 1,8 млн. т. нефти, открыто 69 нефтяных месторождений. В целом наш ресурсный нефтяной потенциал составляет порядка 60 млн. т. Газовых месторождений у нас пока нет, идет активный поиск углей и сланцев.
Поэтому и следует помнить, что данные таблицы 2.1. носят исключительно теоретический и оценочный характер в отношении биомассы, солнечной и ветровой энергии, коммунальных отходов, этанола и биодизельного топлива. Что касается добычи разведанных уже сланцев и бурых углей, то она в ближайшей перспективе экономически неоправданна, прежде всего из-за их низкого качества и возможных экологических последствий. В силу этих причин, подход к использованию ВНИЭ должен быть исключительно избирательным, обусловленным энергетическим ландшафтом страны и отдельных территорий. В первую очередь речь может идти о малой гидроэнергетике (с гидроагрегатами мощностью от 100 кВт до 10 МВт), так как потенциальная мощность всех водотоков Беларуси составляет 850 МВт, в том числе технически доступная - 520 МВт, а экономически целесообразная на сегодня - 250 МВт. Следует ясно представить, что наши гидроресурсы достаточно специфичны. Зимой, когда расход электричества максимальный, замерзшие реки мелеют. Беларусь - равнинная страна, поэтому перепад высот на наших реках невелик и все водохранилища неглубоки.
Таблица 2.1. Потенциальные запасы и экономически целесообразные объемы использования местных энергоресурсов в Беларуси |
||||||
Вид энергоресурса |
Потенциальные запасы |
Годовой объем использования (производства, добычи) |
||||
|
|
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
Нефть, млн. т. |
58 |
1.67 |
1,65 |
1,63 |
1.60 |
1.58 |
Попутный газ, млн. м |
3430 |
241 |
236 |
230 |
225 |
220 |
Торф, млн. т. |
4000 |
2,87 |
2,98 |
3,09 |
3,20 |
3.31 |
Сланцы, млрд. т. |
L " |
- |
- |
- |
- |
- |
Бурые угли, млн. т. |
151 |
- |
- |
- |
- |
- |
Древесное топливо и отходы деревообработки, млн. т. у. т. |
6,6 |
2.08 |
2.32 |
2.57 |
2,82 |
3.06 |
Гидроресурсы, тыс. кВтч |
2270 |
36 |
120 |
227 |
327 |
390 |
Ветропотенциал, млн. кВтч |
10000 |
3,04 |
3,94 |
6,62 |
6,62 |
6.62 |
Биомасса, тыс. т. у. т. в год |
1620 |
- |
6.6 |
13,2 |
19,8 |
26.4 |
Солнечная энергия, тыс. т. у. т. Коммунальные отходы, тыс. т. у. т. в год |
71000 |
0,01 |
0.3 |
1 |
2 |
3 |
|
470 |
- |
4.9 |
9,9 |
14,8 |
|
Фитомасса, тыс. т. у. т. |
640 |
1.0 |
12,4 |
24.7 |
37,1 |
49,4 |
Этанол и биодизельное топливо, тыс. т. v. т. |
1000 |
- |
0,5 |
4.9 |
9,9 |
14.8 |
Локально, точечно может использоваться энергия биомассы: древесина, отходы деревообработки, опилки, лигнит, солома, сено, кожура льна. Например, годовой объем использования дров и древесных отходов в стране как топлива составляет, соответственно, 1.1 и 0,2 - 0,3 млн. т. у. т. В свою очередь естественный среднегодовой прирост древесины оценивается в 25 млн. кубометров. При этом, теплоэлектроцентрали в Осиповичах (дрова и торф) и Бобруйске (лигнит) могут рассматриваться лишь как полевой эксперимент по доводке до экономически целесообразного уровня соответствующего оборудования.
Что же касается использования фитомассы и отходов растениеводства в качестве топливных ресурсов, то, несмотря на наличие экспериментальных программ и прогнозов их использования сегодня для изменения решения по этому направлению нет главного - реальной оценки затрат на производство этих видов топлива и возможных цен для них. Аналогично Беларусь имеет существенный потенциал для внедрения технологий производства топливного этанола и биодизельного топлива из рапса и сои, но сегодня их себестоимость больше, чем у традиционного дизельного топлива. Главный аргумент сторонников данного направления развития энергетики - реконструкция спиртовых заводов с целью производства топливного этанола потребует небольших объемов инвестиций, на наш взгляд, не выдерживает критики.
Сегодня в стране определено 1840 площадок для размещения ветроустановок с теоретически возможным энергопотенциалом около 7000 МВт. На 1 января 2005 г. суммарная установленная мощность ветроэнергетических установок составила 1,1 МВт, и объем замещения - 0,4 тыс. т. у. т. Но при действующих тарифах на электроэнергию их использование экономически невыгодно, однако следует иметь ввиду, что ситуация здесь может кардинально измениться с подорожанием других энергоресурсов.
Использование солнечной энергии, хотя бы для нужд горячего водоснабжения, выглядит достаточно проблематично, так как по метеорологическим данным в Республике Беларусь в среднем 250 дней в году пасмурных. 185 с переменной облачностью и только 30 ясных, а среднегодовое поступление солнечной энергии на земную поверхность с учетом ночей и облачности составляет 243 кал на 1 см2 в сутки, что эквивалентно 2,8 кВтч на м2 в сутки, а с учетом коэффициента полезного действия преобразования 12 % 0,3 кВтч на м2 в сутки.
Гораздо более привлекательным выглядит использование горючих вторичных энергоресурсов (ВЭР). Общий выход горючих ВЭР по республике оценивается в 580 тыс. т. у. т. в год. в том числе метано-водородная фракция производства полиэтилена 162 тыс. т. у. т., Х-масла - 14,5 тыс. т. у. т., концентрат бисульфита щелока - 9.2 тыс. т. у. т.. льняная костра 36.9 тыс. т. у. т.. отходы мазута - 0,4 тыс. т. у. т. Уровень использования горючих ВЭР в технологических и котельных установках составляет 70-100 процентов. В ограниченных объемах до настоящего времени используются накопленные запасы лигнина (около 2 млн. т.) Бобруйского и Речицкого гидролизных заводов.
Общий выход тепловых вторичных энергоресурсов в республике составляет 17,9 млн. Гкал/год, технически возможный объем использования - 10 млн. Гкал/год, фактическое использование в 2003 году 2,9 млн. Гкал/год, или 17.2 %, а прогноз к 2010 до 4,5 млн. Гкал/год. Наибольший выход вторичных энергоресурсов (около 96,5 %) имеет место на предприятиях концерна «Белнефтехим» (11,1 млн. Гкал), концерна «Белэнерго» (2,72 млн. Гкал), Министерства строительства и архитектуры (1,77 млн. Гкал), Министерства промышленности (0,97 млн. Гкал).
При более высоком уровне утилизации других вторичных энергоресурсов низкий показатель использования данного типа обусловлен практически полным неиспользованием теплоты низкопотенциальных вторичных энергоресурсов оборотной воды, доля которых в общем выходе вторичных энергоресурсов на предприятиях республики в настоящее время составляет 50.2 %. Практически не используется теплота вентиляционных выбросов и охлаждающего воздуха, сточных вод и других низкопотенциальных потоков (выход на уровне 0,6 млн. Гкал, или 3,3 %, использование - около 12 тыс. Гкал, или 2 %).
Значительный энергетический потенциал содержится в отходах животноводства, твердых бытовых отходах (ТБО) и отходах различных отраслей промышленности. Использование этого потенциала возможно термохимическими или биохимическими методами. В первом случае речь идет в основном о твердых бытовых отходах, которые либо сжигаются, либо газифицируются на мусороперерабатывающих фабриках. Во втором случае сырьем является навоз или жидкие бытовые стоки, которые перерабатываются в биогаз. В Беларуси это направление пока отработано на уровне предложений и планов, впрочем, как и возможности использования нетрадиционных энергоресурсов. Например, имеется множество источников низкопотенциального тепла, которые в сочетании с тепловыми насосами (ТН) могут широко использоваться для теплоснабжения отдельных жилых домов и административных зданий.
В качестве природных низкопотенциальных источников тепла наибольший интерес представляют незамерзающие (подо льдом) водоемы или источники геотермального тепла. В большом количестве регионов на умеренных глубинах имеются геотермальные флюиды с температурой не ниже 20-30°С. Представляет интерес использование тепла грунта, для чего могут создаваться неглубокие (в несколько десятков метров, иногда до 100-150 м) вертикальные скважины, служащие подземными теплообменниками, через которые циркулирует теплоноситель ТН. В зависимости от условий, с 1 метра длины теплообменника можно получить от 70 до 300 Вт теплоэнергии.
Потенциал искусственных низкопотенциальных источников (теплые сбросы предприятий, вентиляционные выбросы, канализационные системы) достаточно велик, но в каждом случае требует разработки оптимальных систем для его использования.
Представляют интерес комбинированные схемы, в которых наряду с использованием тепла грунта с помощью ТН утилизируются тепло вентиляционных выбросов, солнечная энергия, преобразуемая посредством простейшего солнечного коллектора.
В заключение отметим, что в соответствии с проводимой Президентом и Правительством политикой создания социально ориентированной экономики все вышерассмотренные перспективы и предложения по совершенствованию энергетической отрасли должны быть ориентированы на безусловное выполнение следующих базовых требований и условий:
-
полное, надежное и безопасное обеспечение населения и экономики республики энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении;
-
снижение удельных затрат на производство, транспортировку и использование энергоресурсов за счет рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь на всех стадиях; повышение финансовой устойчивости и эффективности топливно-энергетического сектора;
-
минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов, совершенствования структуры производства, внедрения новых технологий.
Выполнение названых требований должно включать следующие мероприятия:
-
определение взаимосвязи и влияния уровня развития производительных сил и социальных условий жизни населения на объемы потребления энергоносителей;
-
определение оптимального соотношения импорта и собственного производства энергоносителей, включая максимально целесообразное использование нетрадиционных и возобновляемых источников;
-
выбор нескольких надежных и экономически выгодных поставщиков ТЭР за пределами республики;
рационализация структуры энергетических мощностей и систем транспортировки энергоносителей;
• надежное и экономичное энергообеспечение потребителей с максимально эффективным использованием энергоносителей за счет внедрения энергосберегающих технологий, оборудования и проведения организационно-технических мероприятий,
использование геополитического положения республики для транзита всех видов энергоносителей, а также экспорта электроэнергии собственного производства;
• удовлетворение интересов областей, городов и отдель ных потребителей в обеспечении энергоносителями путем расширения их доли собственности в основных фондах энер гетических объектов, включая создание собственных, что предполагает и расширение прав в управлении и получении доходов, однако требует сохранения единства технологического управления в масштабах ТЭК;
■учет принципиальных особенностей энергообеспечения районов, загрязненных радионуклидами,
■ приоритетность глубокой переработки нефти на НПЗ и комплексного использования углеводородного сырья;
• замещение светлых нефтепродуктов в двигателях внутреннего сгорания.
2. Расчетно-аналитическая часть