|
|
|
|
|
|
|
Постановление Совета Министров Республики Беларусь от 16.01.2001 N 56 "О Республиканской программе энергосбережения на 2001 - 2005 годы"(текст постановления с изменениями и дополнениями по состоянию на январь 2010 года) обновление и архив Стр. 3 ¦Светлые нефтепродукты ¦ 7,46 ¦ 8,01 ¦ 7,23 ¦ 6,50 ¦ 4,33 ¦ 5,01 ¦ 4,92 ¦ 4,84 ¦ 4,56 ¦ 4,22 ¦ 4,2 ¦ 4,1 ¦ +----------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Итого потребление ТЭР ¦ 50,42¦ 48,5 ¦ 45,66¦ 39,84¦ 33,48¦ 31,50¦ 32,63¦ 33,17¦ 33,29¦ 31,73¦ 31,47¦ 31,47¦ ¦(без сырья) <*>: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Темп роста (снижение) ¦ 100 ¦ 96,2 ¦ 90,6 ¦ 79,0 ¦ 66,4 ¦ 62,48¦ 64,7 ¦ 65,8 ¦ 66,02¦ 62,93¦ 62,42¦ 62,42¦ ¦в % к 1990 г. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Кроме того, ¦ 3,01 ¦ 2,61 ¦ 2,54 ¦ 2.29 ¦ 1,38 ¦ 1,35 ¦ 1,10 ¦ 1,17 ¦ 1,31 ¦ 1,49 ¦ 1,44 ¦ 1,20 ¦ ¦котельно-печное ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦топливо в качестве ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦сырья ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+ ¦ВВП, млрд.$ США ¦ 79,4 ¦ 78,4 ¦ 70,9 ¦ 65,5 ¦ 57,2 ¦ 52,0 ¦ 53,2 ¦ 59,1 ¦ 63,6 ¦ 65,5 ¦ 67,4 ¦ 79,4 ¦ +----------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Темп роста (снижения) ¦ 100 ¦ 98,7 ¦ 89,3 ¦ 82,5 ¦ 72,0 ¦ 65,5 ¦ 67,0 ¦ 74,4 ¦ 80,1 ¦ 82,5 ¦ 84,9 ¦ 100 ¦ ¦ВВП в % к 1990 г. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦----------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+------- ------------------------------------ <*> с учетом горючих ВЭР и отходов производства. Рис 5.1. Динамика и прогноз потребления электричеcкой и тепловой энергии в целом по республике *****На бумажном носителе. Рис 5.1a. Динамика и прогноз потребления топлива в целом по республике *****На бумажном носителе. Рис. 5.3. Динамика и прогноз структуры потребления ТЭР по отраслям экономики, % *****На бумажном носителе. Рис. 5.4. Динамика и прогноз потребления ТЭР по видам и ВВП *****На бумажном носителе. 6. ПОКРЫТИЕ ПОТРЕБНОСТИ В ЭНЕРГОНОСИТЕЛЯХ ПО ВИДАМ Для условий республики на рассматриваемую перспективу наиболее вероятным видом топлива, за счет которого возможно удовлетворение существующей потребности, 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 значительно превышают продолжительность прогнозируемого периода. При этом следует учитывать, что требуемые инвестиции для альтернативных вариантов как минимум в два раза выше варианта с природным газом. Сокращение потребления котельно-печного топлива возможно за счет увеличения импорта электроэнергии из других государств. Но для этого потребуется сооружение новых ЛЭП и, как следствие, новых инвестиций, величина которых для аналогичной мощности сопоставима с затратами на сооружение новых ТЭС на базе газотурбинных технологий. С учетом того, что цена газа на внутреннем рынке России, как наиболее вероятного поставщика электроэнергии, растет многократно и приближается к уровню цен в Республике Беларусь, вариант увеличения импорта электроэнергии будет всегда менее экономичен варианта производства электроэнергии на собственных энергоисточниках с учетом затрат на их строительство. На основании сказанного, 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. 6.1 представлен вариант баланса котельно-печного топлива, электрической и тепловой энергии по минимальному уровню потребления. В названном балансе принято, что предполагаемое сокращение использования сжиженного газа за счет его вытеснения природным сопоставимо с увеличением газа НПЗ от увеличения объемов переработки нефти, а объемы прочих (местных) видов - на основании прогнозных данных. Таблица 6.1 Баланс энергоносителей (по минимальному уровню) ------------------+-------------------------------------------------------------¬ ¦ Виды ¦ Годы ¦ ¦ энергоносителей +------------+------+------+------+------+------+-------------+ ¦ ¦ 1999 ¦ 2000 ¦ 2001 ¦ 2002 ¦ 2003 ¦ 2004 ¦ 2005 ¦ +-----------------+------------+------+------+------+------+------+-------------+ ¦ 1. Котельно-печное топливо и светлые нефтепродукты ¦ +-----------------+------+-----T------+------+------+------+------+------+------+ ¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦ ¦ млн. ¦ % ¦ млн. ¦ млн. ¦ млн. ¦ млн. ¦ млн. ¦ млн. ¦ % ¦ ¦ ¦т у.т.¦ ¦т у.т.¦т у.т.¦т у.т.¦т у.т.¦т у.т.¦т у.т.¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Газ природный, ¦ 19,35¦71,7 ¦ 19,39¦ 19,65¦ 19,89¦ 19,97¦ 20,06¦ 20,18¦ 74,5 ¦ ¦включая сырье ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Мазут ¦ 3,9 ¦14,5 ¦ 3,3 ¦ 3,2 ¦ 3,0 ¦ 2,8 ¦ 2,5 ¦ 2,2 ¦ 8,1 ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Уголь, включая ¦ 0,50 ¦ 1,8 ¦ 0,45 ¦ 0,42 ¦ 0,40 ¦ 0,39 ¦ 0,37 ¦ 0,35 ¦ 1,3 ¦ ¦кокс ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Газ сжиженный, ¦ 1,12 ¦ 4,2 ¦ 1,10 ¦ 1,05 ¦ 1,00 ¦ 1,00 ¦ 1,00 ¦ 0,97 ¦ 3,6 ¦ ¦НПЗ, ТПБ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Прочие виды ¦ 2,12 ¦ 7,8 ¦ 2,4 ¦ 2,5 ¦ 2,6 ¦ 2,8 ¦ 3,1 ¦ 3,4 ¦ 12,5 ¦ ¦(торф топливный, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦брикеты, дрова, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦горючие отходы, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нетрадиционные) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Итого ¦ 26,99¦ 100 ¦ 26,64¦ 26,82¦ 26,89¦ 26,96¦ 27,03¦ 27,1 ¦ 100 ¦ ¦котельно-печное ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦топливо: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦в том числе в ¦ 1,49 ¦ 5,5 ¦ 1,44 ¦ 1,40 ¦ 1,35 ¦ 1,30 ¦ 1,25 ¦ 1,20 ¦ 4,4 ¦ ¦качестве сырья ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Светлые ¦ 4,22 ¦ ¦ 4,2 ¦ 4,18 ¦ 4,16 ¦ 4,14 ¦ 4,12 ¦ 4,1 ¦ ¦ ¦нефтепродукты ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Перетоки ¦ 2,01 ¦ ¦ 2,00 ¦ 1,8 ¦ 1,7 ¦ 1,6 ¦ 1,5 ¦ 1,4 ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Итого: ¦ 33,22¦ ¦ 32,84¦ 32,8 ¦ 32,75¦ 32,7 ¦ 32,65¦ 32,6 ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦ 2. Электроэнергия ¦ +-----------------+------+-----T------+------+------+------+------+------+------+ ¦ ¦ млрд.¦ % ¦ млрд.¦ млрд.¦ млрд.¦ млрд.¦ млрд.¦ млрд.¦ % ¦ ¦ ¦ кВтч ¦ ¦ кВтч ¦ кВтч ¦ кВтч ¦ кВтч ¦ кВтч ¦ кВтч ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Потребление, ¦ 33,68¦ 100 ¦ 33,2 ¦ 34,7 ¦ 35,2 ¦ 35,7 ¦ 36,2 ¦ 36,8 ¦ 100 ¦ ¦всего: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦- выработка в ¦ 26,52¦78,7 ¦ 26,06¦ 28,27¦ 29,13¦ 29,99¦ 30,84¦ 31,8 ¦ 86,4 ¦ ¦республике ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦- получение со ¦ 7,16 ¦21,3 ¦ 7,14 ¦ 6,43 ¦ 6,07 ¦ 5,71 ¦ 5,36 ¦ 5,0 ¦ 13,6 ¦ ¦стороны ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦ 3. Теплоэнергия ¦ +-----------------+------+-----T------+------+------+------+------+------+------+ ¦ ¦ млн. ¦ % ¦ млн. ¦ млн. ¦ млн. ¦ млн. ¦ млн. ¦ млн. ¦ % ¦ ¦ ¦ Гкал ¦ ¦ Гкал ¦ Гкал ¦ Гкал ¦ Гкал ¦ Гкал ¦ Гкал ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Производство, ¦ 73,2 ¦ 100 ¦ 71,2 ¦ 71,2 ¦ 71,2 ¦ 71,2 ¦ 71,2 ¦ 71,2 ¦ 100 ¦ ¦всего: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦- ТЭЦ и ¦ 70,5 ¦96,3 ¦ 68,3 ¦ 68,2 ¦ 68,1 ¦ 68,0 ¦ 67,8 ¦ 67,7 ¦ 95,0 ¦ ¦производственно- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отопительными ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦котельными ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦- утилизационными¦ 2,7 ¦ 3,7 ¦ 2,90 ¦ 3,0 ¦ 3,1 ¦ 3,2 ¦ 3,4 ¦ 3,5 ¦ 5,0 ¦ ¦установками ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦ 4. Суммарное потребление ¦ +-----------------+------+-----T------+------+------+------+------+------+------+ ¦ ¦ млн.т¦ % ¦ млн.т¦ млн.т¦ млн.т¦ млн.т¦ млн.т¦ млн.т¦ % ¦ ¦ ¦ у.т. ¦ ¦ у.т. ¦ у.т. ¦ у.т. ¦ у.т. ¦ у.т. ¦ у.т ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦Всего, включая ¦ 33,22¦ 100 ¦ 32,84¦ 32,8 ¦ 32,75¦ 32,7 ¦ 32,65¦ 32,6 ¦ 100 ¦ ¦сырье: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦в том числе без ¦ 31,73¦95,5 ¦ 31,4 ¦ 31,4 ¦ 31,4 ¦ 31,4 ¦ 31,4 ¦ 31,4 ¦ 96,3 ¦ ¦сырья ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦из них: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦- котельно- ¦ 25,5 ¦76,7 ¦ 25,2 ¦ 25,42¦ 25,54¦ 25,66¦ 25,78¦ 25,9 ¦ 79,3 ¦ ¦печное ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(без сырья) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦- светлые ¦ 4,22 ¦12,8 ¦ 4,2 ¦ 4,18 ¦ 4,16 ¦ 4,14 ¦ 4,12 ¦ 4,1 ¦ 12,7 ¦ ¦нефтепродукты ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦- перетоки ¦ 2,01 ¦ 6,0 ¦ 2,00 ¦ 1,8 ¦ 1,7 ¦ 1,6 ¦ 1,5 ¦ 1,4 ¦ 4,3 ¦ ¦электроэнергии ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------+ ¦- в качестве ¦ 1,49 ¦ 4,5 ¦ 1,44 ¦ 1,40 ¦ 1,35 ¦ 1,30 ¦ 1,25 ¦ 1,20 ¦ 3,7 ¦ ¦сырья ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----------------+------+-----+------+------+------+------+------+------+------- 7. МЕСТНЫЕ, НЕТРАДИЦИОННЫЕ И ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ЭНЕРГОРЕСУРСЫ 7.1. Местные ТЭР Доля местных топливных ресурсов (нефть, попутный газ, торф, дрова и другие виды) в топливно-энергетическом балансе республики в 1999 г. составила 17,1%, что соответствует 5,6 млн.т у.т. Нефть и попутный газ Месторождения нефти на территории Беларуси сосредоточены в 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. было открыто 181 место залежей 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 из активных остаточных запасов, которые составляют 28,0 млн.т (44,2%). Обеспеченность активными запасами составляет 18 лет, а вместе с трудно извлекаемыми (низкопроницаемые коллектора, обводненность более 80% и высокая вязкость) - 34 года. Исходя из анализа динамики нефтедобычи в мировой практике, 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 трудно извлекаемой нефти, извлечение которой требует применения новых дорогостоящих технологий, при этом значительно снижается экономическая эффективность добычи нефти. Стратегия дальнейшего развития нефтедобывающей промышленности республики основывается на современных знаниях геологического строения недр 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. Прогнозируемый объем добычи нефти в 2005 г. составит 2,22 млн.т у.т. Уровень добычи попутного газа - 0,3 млн.т у.т. Торф В республике разведано более 9000 торфяных месторождений общей площадью в границах промышленной глубины залежи 2,54 млн. га и первоначальными запасами торфа 5,65 млрд.т. К настоящему времени оставшиеся геологические запасы оцениваются в 4,3 млрд.т, что составляет 75% от первоначальных. Основные запасы торфа залегают на месторождениях, используемых сельским хозяйством (1,7 млрд.т или 39% оставшихся запасов) или отнесенных к природоохранным объектам (1.6 млрд.т или 37%). Ресурсы торфа. отнесенные в разрабатываемый фонд, оцениваются в 260 млн.т, что составляет 6% оставшихся запасов. Извлекаемые при разработке месторождений запасы оцениваются в 110 - 140 млн.т. Приведенные данные свидетельствуют, что республика располагает значительными запасами торфа, однако без пересмотра направлений использования имеющихся ресурсов использование торфа для энергетических целей нереально. Основным потребителем торфяных брикетов является население. Учитывая имеющиеся ресурсы торфа и то, что брикеты достаточно дешевый вид топлива, можно говорить о целесообразности поддержания их производства на достигнутом уровне. Однако, в связи с выработкой запасов, на ряде действующих брикетных заводов в ближайшей перспективе ожидается снижение объемов выпуска топливных брикетов. Частичная компенсация этого возможна за счет добычи кускового торфа, добавок лигнина, а также строительства мобильных заводов мощностью 5 - 10 тыс.т. К 2005 г. объемы добычи кускового торфа могут быть доведены до 170 тыс.т. Намечаемые объемы производства торфяного топлива составят (тыс.т у.т.): 2000 г. - 900; 2001 г. - 940; 2002 г. - 990; 2003 г. - 1040; 2004 г. - 1070; 2005 г. - 1100. Горючие сланцы Прогнозные запасы горючих сланцев (Любанское и Туровское месторождения) оцениваются в 11 млрд.т, промышленные - 3 млрд.т. Наиболее изученным является Туровское месторождение, в пределах которого предварительно разведано первое шахтное поле с запасами 475 - 697 млн.т, 1 млн. т таких сланцев эквивалентен примерно 220 тыс.т у.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. С учетом того, что стоимость получаемых продуктов выше мировых цен на нефть, а также с учетом экологического ущерба вследствие возникновения огромных золоотвалов и содержания в золе канцерогенных веществ добыча сланцев в прогнозируемом периоде нецелесообразна. Бурые угли По состоянию на 01.01.2000 г. в неогеновых отложениях известно 3 месторождения бурых углей: Житковичское, Бриневское и Тонежское с общими запасами 151,6 млн.т. Разведаны детально и подготовлены для промышленного освоения две залежи Житковичского месторождения: Северная (23,5 млн.т) и Найдинская (23,1 млн.т), две другие залежи (Южная - 13,8 млн.т и Кольменская - 8,6 млн.т) разведаны предварительно. На базе Житковичского месторождения с учетом предварительно разведанных запасов возможно строительство буроугольного карьера годовой мощностью 2 млн. т (0,37 млн.т у.т.). Ориентировочная стоимость строительства первой очереди разреза мощностью в 1,2 млн. т в год (0,22 млн. т у.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. 7.2. Возобновляемые и нетрадиционные источники энергии В качестве возобновляемых и нетрадиционных источников энергии с учетом природных, географических и метеорологических условий республики рассматриваются дрова, гидроресурсы, ветроэнергетический потенциал, биогаз из отходов животноводства, солнечная энергия, фитомасса, твердые бытовые отходы, отходы растениеводства, геотермальные ресурсы. Их динамичное 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; в-третьих, развитие таких источников повышает энергетическую безопасность государства. Для обеспечения быстрой окупаемости затрат на нетрадиционную энергетику во всех случаях предпочтение следует отдать техническим решениям с использованием оборудования, выпускаемого на предприятиях республики и с максимальным использованием местных материалов. Дрова Централизованная заготовка дров и отходов деревообработки осуществляется предприятиями Министерства лесного хозяйства и концерна "Беллесбумпром". Наряду с использованием отходов деревообработки для получения тепла целесообразно предусмотреть экономически обоснованное вовлечение лигнина в топливный баланс республики. В целом по республике годовой объем использования дров и отходов лесопиления составляет около 1,0 - 1,1 млн.т у.т. Часть дров поступает населению за счет самозаготовок, объем которых оценивается на уровне 0,3 - 0,4 млн.т у.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.т у.т. в год, в т.ч. в загрязненных районах Гомельской области - 20 тыс.куб.м или 5,3 тыс.т у.т. Для использования древесины из данных районов в качестве топлива необходимо разработать и внедрить технологии и оборудование по газификации и параллельной дезактивации. Исходя из планируемого к 2015 г. роста заготовок древесины в 2 раза, а также с учетом увеличения объемов использования отходов деревообработки, лесопиления и переработки древесины прогнозируемый годовой объем древесного топлива к 2005 г. может возрасти до 1,6 млн. т у.т. Гидроэнергетические ресурсы Установленная мощность ГЭС на 01.01.2000 г. составила 6,8 тыс.кВт. В 1999 г. за счет использования гидроресурсов было выработано 19,2 млн.кВтч электроэнергии, что эквивалентно вытеснению импортного топлива в 7,0 тыс. т у.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 2005 г. возможна выработка 115 млн.кВтч и соответственно вытеснение 40 тыс.т у.т. Ветроэнергетический потенциал На территории республики выявлено 1840 площадок для размещения ветроустановок с теоретически возможным энергетическим потенциалом 1600 МВт и годовой выработкой электроэнергии 3,3 млрд.кВтч. Однако, в ближайшее время 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 720 - 840 млн.кВтч. Существующие способы преобразования ветроэнергии в электрическую с помощью традиционных лопастных ветроэнергетических установок (ВЭУ) в условиях Беларуси экономически неоправданны, 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 оптимистичный 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. По экспертным оценкам к 2005 г. будет освоено не более 10% общего потенциала, т.е. 85 млн. кВтч, что эквивалентно 25 тыс.т у.т. Биогаз из отходов животноводства  |  |
|
|
|