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. 3

Тепловые ВЭР

Потенциал выхода тепловых ВЭР составляет 17,9 млн. Гкал/год, технически возможный объем использования - до 10 млн.Гкал/год, фактическое использование в 1999 г. - 2,7 млн.Гкал/год, или 15,1%, а прогноз к 2015 г. - до 6 млн.Гкал/год. Наибольший потенциал выхода ВЭР (около 96,5%) имеет место на предприятиях 5 ведомств - концерна "Белнефтехим" (11,1 млн.Гкал), концерна "Белэнерго" (2,72 млн.Гкал), Министерства архитектуры и строительства (1,77 млн.Гкал), Министерства промышленности (0,97 млн.Гкал) и концерна "Белбиофарм" (0,71 млн.Гкал).

Низкий уровень использования ВЭР обусловлен практически полным неиспользованием тепловой энергии низкопотенциальных ВЭР оборотной воды, доля которых в общем выходе ВЭР на предприятиях республики в настоящее время составляет 50,2%.

Другими ВЭР, имеющими наибольший выход, являются ВЭР отходящих газов технологического оборудования - 4 млн.Гкал, или 22,3% (при недостаточно высоком уровне использования - 1,33 млн.Гкал, или 33%), а также тепловой энергии продукционных газов и веществ, химических реакций, пиролиза и отработанного пара, уровень использования которых высок и составляет 84 - 100%. Достаточно эффективно используется тепловая энергия конденсата, продувочной воды и вторичного пара (56 - 76%), хотя в общей структуре выхода ВЭР их доля составляет около 3%.

Практически не используется тепловая энергия вентиляционных выбросов и охлаждающего воздуха, сточных вод и др. низкопотенциальных потоков (выход на уровне 0,6 млн.Гкал, или 3,3%, использование - около 12 тыс.Гкал, или 2%).

Горючие отходы

Общий выход горючих отходов оценивается в 575,8 тыс.ту.т./год, использование в 1999 г. - в 277,5 тыс.ту.т./год, или 48%, а к 2015 г. - до 85%.

Основным видом горючих отходов на предприятиях являются древесные отходы - 293 тыс.ту.т., или 51% отходов. Уровень их использования составил в 1999 г. 25,6% - в основном в качестве котельно-печного топлива (сжигание в котельных, технологических и бытовых установках).

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

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

Основные направления по повышению

эффективности использования ВЭР

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

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

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

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

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

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

6.2. Развитие систем снабжения нефтью и нефтепродуктами

6.2.1. Нефтеперерабатывающая промышленность

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Собственником ПО "Нафтан" является в настоящее время государство.

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

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

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

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

6.2.2. Транспорт нефти и снабжение нефтепродуктами

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.3. Развитие магистральных и распределительных

систем газоснабжения

6.3.1. Системы магистральных газопроводов и отводов

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

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

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

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

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

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

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

Основные приоритетные направления развития газификации на прогнозируемый период:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Магистральные газопроводы:

Дашава - Минск;

Ивацевичи - Вильнюс - Рига;

Торжок - Минск - Ивацевичи 1н;

Ивацевичи - Долина 1н;

Щорс - Гомель;

газопроводы-отводы, подключенные к вышеперечисленным магистральным газопроводом;

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

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

6.3.2. Газораспределительные системы

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

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

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

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

по концерну "Белэнерго" - более 44 км;

по концерну "Белнефтехим" - более 36 км;

по Министерству промышленности - 28 км;

по Министерству архитектуры и строительства - более 32 км;

по Министерству сельского хозяйства и продовольствия - более 54 км;

по Министерству транспорта и коммуникаций - более 11 км.

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

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

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

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

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

6.3.3. Система обеспечения сжиженными газами

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

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

6.4. Электроэнергетика

6.4.1. Энергоисточники

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.4.2. Тепловые сети

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

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

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

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

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

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

- низкая маневренность и эффективность использования в летний период;

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

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

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

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

Для повышения эффективности систем теплоснабжения в прогнозируемом периоде необходимо:

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

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

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

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

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

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

6.4.3. Электрические сети

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

С целью решения данной проблемы необходимо:

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

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

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

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

6.5. Атомная энергетика

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

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

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

Основными предпосылками для развития в республике атомной энергетики являются:

- низкая обеспеченность собственными топливными ресурсами;

- необходимость диверсификации поставок энергоносителей в республику;

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

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

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

В течение ближайших нескольких лет необходимо:

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

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

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

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

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

- выполнить обоснование инвестиций в строительство АЭС в Беларуси:

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

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

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

1 2 3 4 5