|
|
|
|
|
|
|
Постановление Совета Министров Республики Беларусь от 27.10.2000 N 1667 "Об одобрении Основных направлений энергетической политики Республики Беларусь на 2001 - 2005 годы и на период до 2015 года"(текст постановления с изменениями и дополнениями по состоянию на январь 2010 года) обновление и архив Стр. 2 +---------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦Мазут ¦ 3,9 ¦ 14,6¦ 4,1 ¦ 14,9¦ 4,4¦ 14,6¦ 4,4¦ 13,5¦ 4,4¦ 12,9¦ +---------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦Уголь, ¦ 0,50¦ 1,9¦ 0,5 ¦ 1,8¦ 0,4¦ 1,3¦ 0,4¦ 1,2¦ 0,4¦ 1,2¦ ¦включая ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦кокс ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦Газ сжи- ¦ 1,13¦ 4,2¦ 1,15¦ 4,2¦ 1,1¦ 3,6¦ 1,1¦ 3,4¦ 1,1¦ 3,2¦ ¦женный, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦НПЗ, ТПБ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦Прочие ¦ 1,78¦ 6,7¦ 2,1 ¦ 7,6¦ 2,3¦ 7,6¦ 2,5¦ 7,7¦ 3,0¦ 8,8¦ ¦виды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦(торф, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦дрова, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦горючие ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦отходы, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нетрад.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +---------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ИТОГО ¦26,66¦100 ¦27,5 ¦100 ¦ 30,2¦100 ¦ 32,5¦100 ¦ 34,0¦100 ¦ ¦---------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+------ Рис. 1. Темпы роста ВВП *****НА БУМАЖНОМ НОСИТЕЛЕ Рис. 2. Прогноз потребления электроэнергии *****НА БУМАЖНОМ НОСИТЕЛЕ Рис. 3. Прогноз потребления тепловой энергии *****НА БУМАЖНОМ НОСИТЕЛЕ Рис. 4. Валовое потребление топливно-энергетических ресурсов *****НА БУМАЖНОМ НОСИТЕЛЕ 5. ВАРИАНТЫ ИМПОРТА ТЭР В 1999 г. потребности республики в энергоносителях были обеспечены за счет собственных ресурсов на 15,2%, остальные 84,8% - за счет импорта, при этом в общем импорте доля России - 98,4%, Литвы - 1%, прочие (Украина, Казахстан, Польша) - 0,6%. Структура импорта поставок ТЭР по годам стабильна, а незначительные изменения идут в сторону увеличения доли поставок из России и сокращения - из других государств. В прогнозируемом периоде соотношение удельного веса местных ТЭР и импортируемых изменится незначительно, но в сторону уменьшения местных. Выбор возможных и экономически приемлемых вариантов энергообеспечения республики, в отличие от уже сложившейся практики и прогнозируемой схемы межгосударственных транспортных коммуникаций, предельно ограничен. С учетом практически полной зависимости республики по импорту энергоносителей от одного государства - России необходимо, для целей энергетической безопасности республики, наряду с существующей системой, рассмотреть альтернативные варианты энергообеспечения. 5.1. Газоснабжение Реально возможные варианты в прогнозируемом периоде: первый - из России по существующей и вновь сооружаемой системе газопроводов; второй - из стран Центральной Азии. Ранее рассматриваемые варианты газоснабжения из месторождений Северного моря, из Ирана через Азербайджан и Украину, а также сжиженного природного газа из государств, его экспортирующих (Алжир, Ливия, ОАЭ, Бруней и др.), маловероятны из-за необходимости вложения огромных инвестиций в транспортную инфраструктуру и последующих больших затрат на транспортировку. Вариант импорта газа из Центральной Азии технически может быть реализован в короткие сроки при относительно небольших инвестициях, т.к. предполагается максимально использовать уже существующую сеть газопроводов. Эти страны, как и Россия, в настоящее время обладают избыточными ресурсами природного газа и осуществляют экспорт в различные государства. Туркменское правительство ведет активный поиск возможностей самостоятельного выхода по экспорту газа в другие государства, т.к. разведанные запасы, составляющие около 3 трлн.куб.м, геологические 15 - 20 трлн.куб.м, обеспечивают Туркменистану выход в число крупнейших поставщиков природного газа на мировом рынке. Результативная реализация крупных инвестиционных программ в Туркменистане иностранными инвесторами позволяет, по оценкам специалистов, повысить добычу природного газа к 2010 г. до 120 млрд.куб.м и более при наличии спроса. Максимальная добыча была в 1990 г. - 88 млрд.куб.м, а в 1995 г. упала до 30 млрд.куб.м из-за отсутствия спроса. Собственное потребление Туркменистана к 2010 г. планируется на уровне 17 млрд.куб.м. Исходя из сложившейся в настоящее время ситуации с ценами на природный газ, когда цена российского газа на границе с Белоруссией составляет 30 долл. США/тыс.куб.м, а туркменского оценивается в 80 долл. США/тыс.куб.м, по экономическим соображениям использование туркменского газа однозначно невыгодно. Однако в прогнозируемом периоде необходимо тщательно отслеживать тенденцию изменения этих цен, т.к. возможна ситуация, когда цены станут сопоставимы, а варианты поставок из России и Туркмении равноэкономичны. Необходимость диверсификации поставок газа обусловлена не столько экономическими показателями, сколько условиями энергетической безопасности, т.к. в случае ограничения поставок ТЭР республика терпит ущерб в виде недопроизводства ВВП в размере 347 долл. США/ту.т. (по уровню 1999 г.), что многократно превышает стоимость недопоставленных энергоносителей и дает ориентир для поиска альтернативных поставок либо принятия мер по созданию соответствующих резервов ТЭР. Очевидно, вопросы диверсификации поставок с целью обеспечения энергетической безопасности требуют самостоятельных исследований. Однако проработку туркменского варианта необходимо начать незамедлительно, предусмотрев подачу газа в республику путем замещения им объемов российского газа, предназначенного для потребителей Украины. Одновременно следует рассмотреть вопрос строительства магистрального газопровода по линии Мозырь - Житковичи - Пинск - Кобрин для соединения существующих систем магистральных газопроводов Торжок - Долина и Ивацевичи - Кобрин - Брест. Реализация данного варианта значительно повысит надежность газоснабжения и энергетическую безопасность Республики Беларусь. Особенно в свете перспективы строительства Василевичского ПХГ в районе г.Мозыря. В данной концепции для дальнейших расчетов принимается вариант импорта природного газа из России по существующим и вновь строящимся магистральным газопроводам. 5.2. Нефтеобеспечение Для Беларуси, расположенной в центре Восточно-Европейского региона и не имеющей выхода к морю, возможные пути поставки нефти остаются прежними, как и в ранее принятых Основных направлениях: - из России и Казахстана по существующей системе магистральных нефтепроводов; - через территории сопредельных государств (Украина, Литва, Латвия, Польша), имеющие и создающие морские нефтеперевалочные комплексы для приема нефти из танкеров, при этом реализуется комбинированная трубопроводно-морская транспортная схема поставки нефти либо железнодорожно-морская. В качестве альтернативы существующей схеме поставок возможны два основных направления: ЮЖНОЕ - через порты на Черном море (Одесса); СЕВЕРНОЕ - через порты на Балтийском море (Вентспилс, Гданьск, Росток, Бутинге). Поставщиками могут быть страны - экспортеры нефти, ведущие добычу как в районах Северного моря (Англия, Норвегия), так и в зоне Персидского залива (страны Ближнего и Среднего Востока). Несмотря на то, что расстояние до Беларуси от месторождений Северного моря ближе, чем от региона Персидского залива, имеющиеся там запасы недостаточны для обеспечения даже близлежащих стран Западной Европы. С учетом того, что разведанные запасы нефти в странах Ближнего и Среднего Востока более чем в два раза превышают запасы всех остальных месторождений на Земле, а также в связи с наличием стабильных грузопотоков нефти из этих стран в Европу, для Республики Беларусь в качестве основного альтернативного варианта следует рассматривать поставки нефти из этого региона двумя путями: южный - через Одессу; северный - через Роттердам. В Роттердаме необходима перегрузка нефти из танкеров дедвейтом 200 - 500 тыс. тонн в танкеры дедвейтом до 60 тыс. тонн для последующей перевозки ее в порты Балтийского моря (Вентспилс, Бутинге, Гданьск, Росток). В свою очередь, транспорт из портов до НПЗ республики обеспечивается трубопроводами при максимальном использовании существующих систем. Всего рассмотрено 5 основных вариантов на общий объем поставки 21 млн.т в год. При отсутствии российской нефти на условиях взаимозаменяемости по критерию минимума затрат оптимальным из альтернативных является юго-западный вариант по схеме Одесса - Броды - Мозырь - Бобовичи - Костюковичи - Полоцк со строительством участка 183 км Бобовичи - Костюковичи. Из общего количества 21 млн.т в год: 12 - на Новополоцкий НПЗ и 9 - на Мозырский НПЗ. По названному варианту требуется 80,3 млн. долларов США, а удельные затраты на доставку нефти составят 33,9 долларов США за тонну. Для реализации северного варианта требуется 173,5 млн. долларов США инвестиций, а за доставку 1 т нефти - 48,7 долларов США. Следует учесть, что затраты на доставку нефти по рассмотренным вариантам рассчитаны без учета строительства новых транспортных коммуникаций на территориях сопредельных государств, таких как нефтетерминалы в Одессе и Бутинге, нефтепроводы Одесса - Броды, Бутинге - Мажейкяй. Создание дополнительных мощностей с учетом потребностей Республики Беларусь потребует помимо принятия политического решения значительных капиталовложений в качестве долевого участия в строительстве этих объектов. Если учесть, что на 01.03.2000 г. стоимость сырой нефти в портах Персидского залива находится на уровне 117 - 121 долларов США за тонну, то с учетом транспортных затрат стоимость одной тонны нефти для республики по юго-западному варианту без привлечения российской нефти составит 151 - 155, с привлечением - 146 - 150 долларов США, по северному - 166 - 170 долларов США. Для сравнения: стоимость нефти, получаемой из России в 1996 - 1998 гг., составляла 80 - 87 долларов США за тонну, а в начале 1999 г. было резкое падение до 45 - 47 долларов США за тонну, затем интенсивный рост до 115 - 120 долларов США за тонну. Из приведенных данных следует, что все рассмотренные альтернативные варианты по уровню цен настоящего времени дороже поставок из России почти в 2 раза. Если предположить, что Россия в перспективе будет продавать нефть на границе по мировым ценам, то в этом случае ее стоимость в республике будет дешевле альтернативных вариантов на величину транспортных издержек. Очевидно, политику нефтеобеспечения следует ориентировать на создание совместных с Россией комплексов по транспортировке и переработке нефти и реализации нефтепродуктов, однако использование нефти для диверсификации поставок менее выгодно, чем использование природного газа из Туркмении. 5.3. Углеобеспечение При существующих объемах потребления угля (1999 г. - 0,49 млн.ту.т.) отсутствует монополия одного поставщика, так как нужды республики удовлетворяются за счет Украины на 50%, России - 30%, Казахстана - 11%, Польши и других - 9%. Однако если рассматривать в перспективе сооружение крупных энергоисточников на угле в качестве альтернативы газомазутным ТЭС, то возникает необходимость существенного увеличения объема поставок до 3,0 млн.ту.т. в год и необходимость поиска новых поставщиков. В качестве наиболее вероятных поставщиков могут рассматриваться: Россия, Польша, а также Южная Африка и Австралия через порты Балтийского моря. По названным поставщикам и фактическим сделкам в 1997 г. цены на энергетический уголь в долларах США за 1 ту.т. составили: польский в портах Балтийского моря - 33 - 36, южноафриканский в портах Южной Африки - 30 - 31, австралийский в портах Австралии - 34 - 35, российские угли по предложениям АО "Межрегионуголь" - от 28 до 32 на границе Беларуси (данные на 07.1998 г.). Транспортные затраты австралийских и южноафриканских углей в Европу (Роттердам) составляют 7 - 10 долларов США/ту.т., а с учетом доставки в республику эта величина оценивается в 11 - 14 долларов США/ту.т. В итоге для республики цены на уголь составят (в долларах США/ту.т.): - российский - 28 - 32; - польский - 34 - 37; - южноафриканский - 41 - 45; - австралийский - 45 - 49. Имеются предложения польской стороны на базе шахты "Богданка" создать совместное предприятие по добыче польских углей для энергетических нужд республики. Для полного завершения строительства шахты необходимо от республики 142 млн. долларов США, а стоимость угля на границе республики составит 27 долларов США/ту.т. В перспективе возможно изменение абсолютной величины цен на уголь, однако соотношение по поставщикам будет находиться в таких же пределах. Из приведенных данных следует, что наиболее выгодный вариант получения углей - из России, а из альтернативных - из Польши на базе создания совместного предприятия. 6. РАЗВИТИЕ ОТРАСЛЕЙ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА Топливно-энергетический комплекс Республики Беларусь включает: добычу торфа и производство торфобрикетов, нефтедобычу и нефтепереработку, разветвленную сеть газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов и отрасль электроэнергетики. 6.1. Местные, нетрадиционные и вторичные энергоресурсы 6.1.1. Местные ТЭР За счет энергоресурсов, добываемых в республике, обеспеченность в 1999 г. составила 15,2%, что соответствует 5,2 млн.ту.т., в прогнозируемом периоде на уровне 4,8 млн.ту.т. Развитие топливной промышленности республики базируется на местных видах топлива (торф, нефть, попутный газ, дрова) и импортируемых (нефть, газ, уголь). Нефть и попутный газ Месторождения нефти на территории Беларуси сосредоточены в единственной нефтегазоносной области - Припятской впадине, площадь которой около 30 тыс.кв.км. Начальные извлекаемые ресурсы нефти оценены в 355,560 млн.т. В промышленные категории переведено 46% указанных ресурсов. В период с 1965 г. по 1999 г. были открыты 181 залежи нефти на 62 месторождениях с суммарными запасами 164,99 млн.т. Соответственно неразведанные ресурсы нефти оцениваются на уровне 190,57 млн.т. С начала разработки добыто 101,963 млн.т нефти и 10,7 млрд.куб.м попутного газа, остаточные запасы нефти промышленных категорий составляют 63,03 млн.т, попутного газа - 35 млрд.куб.м. Основная часть нефти (96%) добывается (в последнее время более 1,8 млн.т в год) из активных остаточных запасов, которые составляют 28,0 млн.т (44,2%). Обеспеченность активными запасами составляет 18 лет, а вместе с трудноизвлекаемыми (низкопроницаемые коллектора, обводненность более 80% и высокая вязкость) - 34 года. Исходя из анализа динамики нефтедобычи как в мировой практике, так и в республике, после достигнутых максимальных уровней добычи нефти отмечается резкий спад добычи. Это происходит из-за того, что основные наиболее крупные месторождения нефти, обеспечившие достигнутые уровни добычи, постепенно истощались, а запасы по вновь открываемым небольшим залежам не восполняли объемы извлекаемой нефти. Кроме того, спад усугубляется ростом доли в общем объеме добычи трудноизвлекаемых нефтей, извлечение которых из недр требует применения новых дорогостоящих технологий. При этом значительно снижается экономическая эффективность добычи нефти. Для того чтобы стабилизировать добычу нефти и создать предпосылки ее роста, требуется резко увеличить ресурсно-сырьевую базу путем открытия новых месторождений с запасами, превышающими объемы нефтеизвлечения. В Республике Беларусь перспективными в нефтегазоносном отношении кроме Припятского прогиба являются Оршанская и Подлясско-Брестская впадины. Однако промышленная нефтеносность установлена только в Припятском прогибе. Перспективы Оршанской и Подлясско-Брестской впадин весьма проблематичны, но однозначно пока не определены. Поэтому стратегия дальнейшего развития нефтедобывающей промышленности республики основывается на современных знаниях геологического строения Беларуси, опыта поисков, разведки и разработки месторождений нефти и рассчитывается исходя из ресурсной базы только Припятского прогиба. Так как в прогибе крупные месторождения нефти уже открыты и эксплуатируются, а объективные предпосылки увеличения добычи в настоящее время отсутствуют, то в основу расчета прогнозных показателей добычи положен принцип максимально возможного замедления темпов падения уровня добычи нефти и его стабилизации. Прогнозируемые объемы годовой добычи нефти в млн.т составят: 2000 г. - 1,84; 2005 г. - 1,55; 2010 г. - 1,29; 2015 г. - 1,102. Уровень добычи попутного газа к 2005 г. составит 230 млн.куб.м, в 2010 г. снизится до 210 млн.куб.м, а к 2015 г. - до 180 млн.куб.м. Для решения поставленных задач необходимо открывать и быстро вводить в разработку новые месторождения нефти и производить интенсивное и наиболее полное извлечение нефти из недр на основе новейших и передовых технико-технологических средств поиска, разведки и добычи нефти, которые направлены на: - повышение степени достоверности структур (объектов), подготавливаемых к бурению сейсморазведкой (расширение применения пространственных сейсморазведочных работ, совершенствование способов обработки и интерпретации материалов); - улучшение проводки, крепления и испытания скважин, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при первичном и вторичном вскрытии (перевооружение буровых установок, внедрение современного породоразрушающего инструмента и промывочной жидкости); - повышение эффективности геофизических и геохимических исследований скважин по выявлению коллекторов и выяснению их нефтегазоносности (техническое переоснащение промыслово-геофизических и скважинных сейсмических исследований): - интенсификацию нефтедобычи и увеличение нефтеотдачи пластов (приобретение установок для бурения вторых стволов, применение физико-химических методов воздействия на пласт, внедрение системы контроля СКАД за работой электропогружных установок, развитие системы ППД посредством приобретения высоконапорных установок); - добычу высоковязкой нефти (испытание различных технологий). Для осуществления этих мероприятий в период 2000 - 2015 гг. планируется освоить около 830 млн.долл. США капитальных вложений. Финансирование будет производиться практически полностью за счет собственных средств предприятий по периодам в млн.долл. США: 2000 г. - 80; 2001 - 2005 гг. - 300; 2006 - 2010 гг. - 250; 2011 - 2015 гг. - 200. Торф В республике разведано более 9000 торфяных месторождений общей площадью в границах промышленной глубины залежи 2,54 млн.га и первоначальными запасами торфа 5,65 млрд.т. К настоящему времени оставшиеся геологические запасы оцениваются в 4,3 млрд.т, что составляет 75% от первоначальных. Основные запасы торфа залегают на месторождениях, используемых сельским хозяйством (1,7 млрд.т, или 39% оставшихся запасов) или отнесенных к природоохранным объектам (1,6 млрд.т, или 37%). Ресурсы торфа, отнесенные в разрабатываемый фонд, оцениваются в 260 млн.т, что составляет 6% оставшихся запасов. Извлекаемые при разработке месторождений запасы оцениваются в 110 - 140 млн.т. Приведенные данные свидетельствуют, что республика располагает значительными запасами торфа, однако без пересмотра направлений использования имеющихся ресурсов использование торфа для энергетических целей нереально. Основным потребителем торфяных брикетов является население. Учитывая имеющиеся ресурсы торфа и то, что - брикеты достаточно дешевый вид топлива, можно говорить о целесообразности поддержания их производства на достигнутом уровне. Однако в связи с выработкой запасов на ряде действующих брикетных заводов в ближайшей перспективе ожидается снижение объемов выпуска топливных брикетов. Частичная компенсация этого возможна за счет добычи кускового торфа, а также строительства мобильных заводов мощностью 5 - 10 тыс.т. К 2005 г. объемы добычи кускового торфа могут быть доведены до 100 - 110 тыс.т. Для повышения коэффициента использования залежи и, таким образом, увеличения извлекаемых запасов торфа необходимо широкое внедрение новых направлений использования выработанных торфяных месторождений - выработка запасов торфа с оставлением 0,2 - 0,3 метра защитного слоя, повторное заболачивание выработанных месторождений. Намечаемые объемы производства торфяного топлива не будут превышать 1 млн.ту.т. Горючие сланцы Прогнозные запасы горючих сланцев (Любанское и Туровское месторождения) оцениваются в 11 млрд.т, промышленные - 3 млрд.т. Наиболее изученным является Туровское месторождение, в пределах которого предварительно разведано первое шахтное поле с запасами 475 - 697 млн.т, 1 млн.т таких сланцев эквивалентен примерно 220 тыс.ту.т. Теплота сгорания - 1000 - 1510 ккал/кг, зольность - 75%, выход смол - 6 - 9,2%, содержание серы - 2,6%. По своим качественным показателям белорусские горючие сланцы не являются эффективным топливом из-за высокой их зольности и низкой теплоты сгорания. Они требуют предварительной термической переработки с выходом жидкого и газообразного топлива. Стоимость получаемых продуктов выше мировых цен на нефть. Бурые угли По состоянию на 01.01.2000 г. в неогеновых отложениях известно 3 месторождения бурых углей: Житковичское, Бриневское и Тонежское с общими запасами 151,6 млн.т. Разведаны детально и подготовлены для промышленного освоения две залежи Житковичского месторождения: Северная (23,5 млн.т) и Найдинская (23,1 млн.т), две другие залежи (Южная - 13,8 млн.т и Кольменская - 8,6 млн.т) разведаны предварительно. На базе Житковичского месторождения с учетом предварительно разведанных запасов возможно строительство буроугольного карьера годовой мощностью 2 млн.т (0,37 млн.ту.т.). Ориентировочная стоимость строительства первой очереди разреза мощностью в 1,2 млн.т в год (0,22 млн.ту.т.) составит 57 млн. долларов США, при увеличении мощности до 2,0 - 2,4 млн.т потребуется дополнительно 25,7 млн. долларов США. Угли низкокалорийные - низшая теплота сгорания рабочего топлива 1500 - 1700 ккал/кг, влажность - 56 - 60%, средняя зольность - 17 - 23% пригодны для использования как коммунально-бытовое топливо после брикетирования совместно с торфом. Разработка угольных месторождений в ближайшей перспективе не рекомендована республиканской экологической комиссией, поскольку возможный экологический ущерб значительно превысит получаемые выгоды. 6.1.2. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии В качестве нетрадиционных источников энергии с учетом природных, географических и метеорологических условий республики рассматриваются малые ГЭС (МГЭС), ветроэнергетические установки (ВЭУ), биоэнергетические установки (БЭУ) или установки по производству биогаза, гелиоводонагреватели (ГВН), установки для брикетирования и сжигания отходов растениеводства и др. Хотя эти источники могут в совокупности обеспечивать не более 5% всей расчетной экономии топлива, их скорейшее широкое применение в республике очень важно по нескольким причинам. Во-первых, работы по их использованию будут способствовать развитию собственных технологий и оборудования, которые впоследствии могут стать предметом экспорта; во-вторых, эти источники, как правило, являются экологически чистыми. Для обеспечения быстрой окупаемости затрат на нетрадиционную энергетику во всех случаях предпочтение следует отдать техническим решениям с использованием оборудования, выпускаемого на предприятиях республики, и с максимальным использованием местных материалов. Дрова Централизованная заготовка дров и отходов деревообработки осуществляется предприятиями Министерства лесного хозяйства и концерна "Беллесбумпром". В целом по республике годовой объем централизованных заготовок дров и отходов лесопиления составляет около 0,94 - 1,00 млн.ту.т. Часть дров поступает населению за счет самозаготовок, объем которых оценивается на уровне 0,3 - 0,4 млн.ту.т. Предельные возможности республики по использованию дров в качестве топлива можно определить исходя из естественного годового прироста древесины, который приближенно оценивается в 25 млн.куб.м, или 6,6 млн.ту.т. в год (если сжигать все, что прирастает), в т.ч. в загрязненных районах Гомельской области - 20 тыс.куб.м, или 5,3 тыс.ту.т. Для использования древесины из данных районов в качестве топлива необходимо разработать и внедрить технологии и оборудование по газификации и параллельной дезактивации. С учетом того, что к 2015 г. планируется удвоить заготовку деловой древесины, и разработанной Программы по использованию отходов древесины для производства тепловой энергии прогнозируемый годовой объем древесного топлива к 2015 г. может возрасти до 1,9 - 2 млн.ту.т. Гидроэнергетические ресурсы Установленная мощность ГЭС на 01.01.2000 г. составила 6,8 тыс.кВт. В 1999 г. за счет использования природоресурсов было выработано 19,2 млн.кВт·ч электроэнергии, что эквивалентно вытеснению импортного топлива в 8,0 тыс.ту.т. Потенциальная мощность всех водотоков Беларуси составляет 850 МВт, в том числе технически доступный - 520 МВт, а экономически целесообразный - 250 МВт. За счет гидроресурсов к концу прогнозируемого периода возможна выработка 0,8 - 0,9 млрд.кВт·ч и соответственно вытесненные 250 тыс.ту.т. Основными направлениями развития малой гидроэнергетики являются: - сооружение каскада ГЭС на реках Западная Двина - Витебская (50 МВт), Бешенковичская (30,5 МВт), Полоцкая (23 МВт), Верхнедвинская (29 МВт) и Неман-Гродненская (24,5 МВт) и Немновская (20,5 МВт); - восстановление ранее существовавших малых ГЭС (МГЭС) путем капитального ремонта и частичной замены оборудования; - сооружение новых МГЭС на водохранилищах неэнергетического (комплексного) назначения; - сооружение МГЭС на промышленных водосбросах; - сооружение бесплотинных (русловых) ГЭС на реках со значительными расходами воды. Единичная мощность гидроагрегатов МГЭС будет лежать в диапазоне от 50 до 500 кВт. Предпочтение будет отдаваться быстроремонтируемым гидроагрегатам капсульного типа. При мощностях гидроагрегатов от 50 до 150 кВт в качестве гидрогенераторов предполагается широко использовать асинхронные генераторы как более простые и надежные в эксплуатации. Как правило, все восстанавливаемые и вновь сооружаемые МГЭС должны работать параллельно с энергосистемой, что позволит значительно упростить схемные и конструктивные решения. Особого рассмотрения требуют вопросы сооружения каскадов ГЭС на реках Сож, Днепр, Припять общей мощностью 200 - 215 МВт, т.к. возможные масштабы затопления ограничены зоной загрязнения радионуклидами прилегающих территорий. Ветроэнергетический потенциал На территории республики выявлено 1840 площадок для размещения ветроустановок с теоретически возможным энергетическим потенциалом 1600 МВт и годовой выработкой электроэнергии 6,5 млрд.кВт·ч. Однако в рассматриваемый период времени технически возможное и экономически целесообразное использование потенциала ветра не превысит 5% от установленной мощности электростанций энергосистемы, т.е. может составить не более 300 - 350 МВт, или 1,0 - 1,5 млрд.кВт·ч. Существующие способы преобразования энергии в электроэнергию с помощью традиционных лопастных ветроэнергетических установок (ВЭУ) в условиях Беларуси экономически неоправданы, во-первых, из-за высокой пусковой скорости ветра (4 - 5 м/сек), высокой номинальной скорости (8 - 15 м/сек) и небольшой годовой производительности в условиях слабых континентальных ветров, характерных для Беларуси, - 3 - 5 м/сек, во-вторых, стоимость ВЭУ составляет 1000 - 1500 долл. США/кВт установленной мощности. Проведенный в последние годы в республике комплекс работ позволяет делать более оптимистический прогноз в части использования энергии ветра для производства электроэнергии. Для этих целей группой авторов рекомендуются новые ВЭУ, основанные на эффекте Магнуса, когда в качестве аэродинамических элементов используются не лопастные, а вращающиеся усеченные конусы специальной формы (роторы), подъемная сила в которых многократно (в 6 - 8 раз) превосходит подъемную силу в лопастях. По утверждениям авторов, главное их преимущество состоит в том, что они могут эффективно работать при скоростях ветра, характерных для условий Беларуси. Для получения объективной оценки о возможности изъятия полного ветропотенциала (с помощью новых ВЭУ) требуется завершить цикл экспериментальных исследований и определить необходимые инвестиции для развития названного направления. С учетом необходимости параллельной работы ВЭУ с энергосистемой схема намного усложняется, и, естественно, значительно возрастут затраты на создание и эксплуатацию ВЭУ. При этом в затратах следует учитывать необходимость создания и содержания резерва мощностей на других типах электростанций. Биомасса Результаты испытаний биогазовых установок для производства биогаза из отходов животноводческих комплексов подтвердили требование комплексной оценки их эффективности, т.к. их использование только для получения биогаза экономически неконкурентоспособно с другими видами топлива. Основная составляющая эффекта состоит в том, что без дополнительных энергетических затрат можно получить экологически чистое высококачественное органическое удобрение и вследствие этого пропорционально сократить энергоемкое производство минеральных удобрений. Попутно применение биогазовых установок позволит существенно улучшить экологическую обстановку вблизи крупных ферм и животноводческих комплексов, а также на посевных площадях, куда в настоящее время сбрасываются отходы животноводства. Потенциально возможное получение товарного биогаза от животноводческих комплексов составляет 160 тыс.ту.т. в год. Солнечная энергия По метеорологическим данным в Республике Беларусь в среднем 250 дней в году пасмурных, 185 с переменной облачностью и 30 ясных, а среднегодовое поступление солнечной энергии на земную поверхность с учетом ночей и облачности составляет 243 кал на 1 см за сутки, что эквивалентно 2,8 кВт·ч на кв.м, а с учетом КПД преобразования 12% - 0,3 кВт·ч/сутки на кв.м. Для удовлетворения потребности республики в электроэнергии в объеме 45 млрд.кВт·ч потребуется 450 кв.км гелиостатов, что при их стоимости 450 долларов США/кв.м соответствует стоимости 202,5 млрд. долларов США без учета затрат на эксплуатацию выпрямителей, строительно-монтажные работы, конструкции, кабели, системы управления, технические средства для обслуживания, инфраструктуру и т.п. Учет перечисленных составляющих удвоит названную сумму. С учетом опыта создания солнечной электростанции в Крыму, а также зарубежного опыта удельные капвложения и себестоимость получаемой электроэнергии многократно превышают ее производство на других источниках. Технический прогресс в этой области, естественно, будет способствовать снижению затрат, однако для условий Беларуси в прогнозируемом периоде составляющая производства электроэнергии с помощью солнечной энергии будет практически не ощутима. Основными направлениями использования энергии солнца будут гелиоводоподогреватели (ГВН) и различные гелиоустановки для интенсификации процессов сушки и подогрева воды в сельскохозяйственном производстве. За счет использования солнечной энергии возможно замещение около 5 тыс.ту.т. в год органического топлива к 2010 г. Геотермальные ресурсы Температурные условия недр территории республики изучены недостаточно. По предварительным данным, наиболее благоприятные условия для образования термальных вод имеются в Припятской впадине. Большая глубина залегания термальных вод, сравнительно низкая их температура, высокая минерализация и низкий дебит скважин (100 - 1150 куб.м/сутки) не позволяют в настоящее время рассматривать термальные воды республики в качестве заслуживающего внимания источника энергии. Твердые бытовые отходы (ТБО) Содержание органического вещества в бытовых отходах составляет 40 - 75%, углерода - 35 - 40%, зольность - 40 - 70%, горючие компоненты в бытовых отходах составляют 50 - 88%, теплотворная способность ТБО - 800 - 2000 ккал/кг. В мировой практике получение энергии из ТБО осуществляется несколькими способами: сжиганием, активной и пассивной газификацией. Наиболее перспективна газификация, т.к. в случае прямого сжигания возникают экологические проблемы, для решения которых требуются инвестиции, двукратно превышающие стоимость самих сжигающих установок. В Республике Беларусь ежегодно накапливается около 2,4 млн.т твердых бытовых отходов, которые направляются на свалки и два мусороперерабатывающих завода (Минский и Могилевский), на которые ежегодно вывозится, тыс.т в год: бумага - 648,6; пищевых отходов - 548,6; стекла - 117,9; металла - 82,5; текстиля - 70,8; дерева - 54,2; кожи и резины - 47,2; пластмассы - 70,8. Потенциальная энергия, заключенная в твердых бытовых отходах, образующихся на территории Беларуси, равноценна 470 тыс.ту.т. При их биопереработке с целью получения газа эффективность составит не более 20 - 25%, что эквивалентно 100 - 120 тыс.ту.т. Кроме того, необходимо учитывать многолетние запасы ТБО, которые имеются во всех крупных городах и создают проблемы их складирования. Только по областным городам переработка ежегодных ТБО в газ позволила бы получить биогаза около 50 тыс.ту.т., а по г.Минску - до 30 тыс.ту.т. Эффективность данного направления следует оценивать не только по выходу биогаза, но и по экологической составляющей, которая в данной проблеме будет основной. Конкретные показатели эффективности могут быть получены на основании детальных проектных проработок, создания и эксплуатации опытно-промышленного полигона. Фитомасса В качестве сырья для получения жидкого и газообразного топлива можно применять периодически возобновляемый источник энергии - фитомассу быстрорастущих растений и деревьев. В климатических условиях республики с 1 га энергетических плантаций собирается масса растений в количестве до 10 т сухого вещества, что эквивалентно примерно 5 ту.т. При дополнительных агроприемах продуктивность гектара может быть повышена в 2 - 3 раза. Из этого количества фитомассы можно получать 5 - 7 т жидких продуктов, эквивалентных нефти. Наиболее целесообразно использовать для получения сырья площади выработанных торфяных месторождений, на которых отсутствуют условия для произрастания сельскохозяйственных культур. Площадь таких месторождений в республике составляет около 180 тыс.га, которая может стать стабильным, экологически чистым источником энергетического сырья. Отсутствие опыта массового использования фитомассы для энергетических целей не позволяет сделать оценку затрат и будущих цен на топливо, т.к. для этой цели потребуется разработка специальной техники, дорожная инфраструктура, перерабатывающие предприятия и т.п. По экспертным оценкам, к 2015 г. за счет названного источника может быть получено 250 - 300 тыс.ту.т., однако это требует уточнения после освоения опытных площадей, которые засеяны в Гомельской области. Отходы растениеводства Использование отходов растениеводства в качестве топлива является принципиально новым направлением энергосбережения. Практический опыт их применения в качестве энергоносителя накоплен в Бельгии и Скандинавских странах, а в нашей республике опыт массового применения отсутствует. Общий потенциал отходов растениеводства оценивается до 1,46 млн.ту.т. в год. Целесообразные объемы их сжигания для топливных целей следует решать в сопоставлении с конкретными нуждами хозяйств в индивидуальном порядке, а к концу прогнозируемого периода эта величина оценивается на уровне 140 - 200 тыс.ту.т. 6.1.3. Вторичные энергоресурсы  |  |
|
|
|