|
|
|
|
|
|
|
Указ Президента Республики Беларусь от 15.11.2007 N 575 "Об утверждении Государственной комплексной программы модернизации основных производственных фондов Белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно-энергетических ресурсов на период до 2011 года"(текст указа с изменениями и дополнениями на январь 2010 года) обновление Стр. 7 ¦Минэнерго ¦ 121,94¦ 159,75¦ 210,65¦ 275,45¦ 409,05¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦ В том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦ ГПО "Белэнерго" ¦ 33,7 ¦ 70,9 ¦ 117,8 ¦ 178,4 ¦ 305 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦ ОАО "Белтрансгаз" ¦ 3,55¦ 3,95¦ 3,95¦ 3,95¦ 9,95¦ ¦ <**> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦ ГПО "Белтопгаз" ¦ 84,69¦ 84,9 ¦ 88,9 ¦ 93,1 ¦ 94,1 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Минжилкомхоз <*> ¦ 342,7 ¦ 491,7 ¦ 636,2 ¦ 754,2 ¦ 900 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Минпром ¦ 52,08¦ 62,5 ¦ 72,5 ¦ 87,8 ¦ 104,1 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Минсельхозпрод ¦ 146,8 ¦ 156,8 ¦ 192,8 ¦ 212,8 ¦ 232,8 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Минстройархитектуры ¦ 39,67¦ 44,7 ¦ 46,1 ¦ 48 ¦ 50,3 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Минобороны <***> ¦ 33,25¦ 28,9 ¦ 29 ¦ 29,4 ¦ 30,4 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Минобразование <*> ¦ 122,79¦ 120,1 ¦ 124,1 ¦ 124,3 ¦ 124,5 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Минтранс ¦ 31,09¦ 35,6 ¦ 37,6 ¦ 39,3 ¦ 42,7 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Минздрав <*> ¦ 20,25¦ 21,05¦ 21,55¦ 22,45¦ 23,35¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦МВД ¦ 12,34¦ 13,6 ¦ 13,9 ¦ 14,2 ¦ 14,5 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Минторг ¦ 0,76¦ 0,8¦ 1 ¦ 1,1 ¦ 1,1 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Минсвязи ¦ 5,14¦ 5,3 ¦ 5,7 ¦ 5,7 ¦ 5,7 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Минспорт ¦ 0,1 ¦ 0,2 ¦ 0,3 ¦ 0,4 ¦ 0,5 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Минлесхоз ¦ 13,09¦ 13,2 ¦ 13,7 ¦ 13,8 ¦ 13,9 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Минкультуры <*> ¦ 18,73¦ 19 ¦ 19,3 ¦ 19,6 ¦ 19,9 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Мининформ ¦ 0,04¦ 0,04¦ 0,04¦ 0,04¦ 0,04¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Концерн "Белнефтехим" ¦ 952,2 ¦1016,2 ¦1066,2 ¦1116,2 ¦1166,2 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Концерн ¦ 6,41¦ 14,4 ¦ 15,1 ¦ 27,6 ¦ 42,1 ¦ ¦"Белгоспищепром" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Концерн ¦ 139 ¦ 168,9 ¦ 178,8 ¦ 192,6 ¦ 195,9 ¦ ¦"Беллесбумпром" ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Концерн "Беллегпром" ¦ 5,41¦ 5,8 ¦ 6 ¦ 6,1 ¦ 7,6 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Концерн "Белбиофарм" ¦ 4,9 ¦ 5,4 ¦ 5,9 ¦ 6,4 ¦ 7,2 ¦ ¦<**> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Белкоопсоюз ¦ 47,1 ¦ 48,9 ¦ 50,2 ¦ 51,4 ¦ 53,4 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Отпуск населению ¦ 1296 ¦1258 ¦1310 ¦1352 ¦1395 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Прочие организации ¦ 138,5 ¦ 168,1 ¦ 203,1 ¦ 241,1 ¦ 264,1 ¦ +----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------+ ¦Итого ¦ 3550,3 ¦3858,9 ¦4259,7 ¦4641,9 ¦5104,3 ¦ ¦----------------------+-----------+-------+-------+-------+-------- -------------------------------- <*> С учетом организаций коммунальной формы собственности. <**> С учетом объемов тепловых ВЭР, отпущенных сторонним организациям. <***> Подлежит ежегодной корректировке с учетом передачи объектов на местных видах топлива на баланс других республиканских органов государственного управления и иных государственных организаций, подчиненных Правительству Республики Беларусь. Глава 6 ДИВЕРСИФИКАЦИЯ ПОСТАВОК ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ В 2006 году потребность республики в котельно-печном топливе была обеспечена за счет собственных ресурсов на 17 процентов, остальные 83 процента - за счет импорта. Структура поставок ТЭР в 2000 - 2006 годах была стабильна, а незначительные изменения состояли в увеличении доли поставок из России и их сокращении из других государств. В прогнозируемый период соотношение объемов местных и импортируемых энергоресурсов изменится в сторону абсолютного увеличения местных ТЭР в основном за счет дополнительного вовлечения возобновляемых источников. Выбор возможных практически реализуемых и экономически приемлемых вариантов энергообеспечения республики, отличных от уже сложившихся, с учетом прогнозируемой схемы межгосударственных транспортных коммуникаций предельно ограничен. Перспективным является сотрудничество на основе добычи Беларусью углеводородов в Азербайджане, Венесуэле, Иране, Казахстане. На сегодняшний день проведены экспертные оценки различных вариантов диверсификации поставок энергоносителей и для определения конкретных мероприятий необходимо провести детальную их проработку. Возможные варианты импорта газа В настоящее время природный газ в Беларусь поставляется полностью из России. При рассмотрении альтернативных вариантов удовлетворения потребности республики в природном газе необходимо учитывать ряд факторов: обеспеченность запасами, экономичность и увеличение цен на газ до мирового уровня к 2011 году. В настоящее время в среднеазиатском регионе экспортерами природного газа являются Туркменистан, Узбекистан и Казахстан. Среднеазиатский газ экспортируется (в основном, в Россию и Украину) по системе магистральных газопроводов "Средняя Азия - Центр" (далее - САЦ), построенной в 1974 году. Эта система проходит по территории Туркменистана, Узбекистана, Казахстана и Российской Федерации (ОАО "Газпром" выполняет функции оператора транзита туркменского газа по территории Узбекистана и Казахстана). Пропускная способность САЦ на узбекском и казахском участках около 45 - 50 млрд.куб.м в год. Согласно прогнозам к 2010 году по системе газопроводов САЦ планируется увеличить объем транспортировки газа до 75 - 90 млрд.куб.м. Туркменистан имеет большие доказанные запасы газа (1,6 процента от мировых), которые составляют 2,9 трлн.куб.м, а геологические - до 20 трлн.куб.м. В 2006 году добыча природного газа в Туркмении составила около 70 млрд.куб.м. Для собственных нужд используется около 14 млрд.куб.м, до 8 млрд.куб.м поставляется Ирану, поставки ОАО "Газпром" составляют порядка 50 млрд.куб.м. К 2010 году планируется довести добычу природного газа в этой стране до 110 млрд.куб.м. Транспортировка туркменского газа в Беларусь возможна по системе газопроводов САЦ через компрессорную станцию (далее - КС) "Александров Гай", расположенную на территории России. Однако следует учитывать наличие долгосрочных контрактов на закупку практически всех экспортных объемов туркменского газа ОАО "Газпром", а также обязательства Туркменистана перед КНР в объемах, превышающих существующий уровень добычи газа. Кроме того, пропускная способность САЦ не может в ближайшей перспективе обеспечить дополнительных объемов прокачки газа для Беларуси. Иных путей транспортировки природного газа из Туркменистана нет. Доказанные запасы природного газа Республики Казахстан составляют 3 трлн.куб.м. В 2006 году в Казахстане было добыто 25,65 млрд.куб.м природного газа. В соответствии со стратегией развития отрасли добыча газа увеличится к 2010 году до 47 млрд.куб.м, к 2015 году - до 52 млрд.куб.м. Между ОАО "Газпром" и "Интергаз Центральная Азия" подписаны соглашения о транспортировке российского и среднеазиатского газа по территории Казахстана в 2006 - 2010 годах. Эти документы предусматривают рост объемов транзита туркменского и узбекского газа по газопроводам "Средняя Азия - Центр" и "Бухара - Урал" через Казахстан до 55 млрд.куб.м в год. С учетом ранее заключенных с ОАО "Газпром" контрактов в настоящее время в Казахстане нет свободных объемов газа для поставки в Беларусь. Иран располагает вторыми в мире (после Российской Федерации) запасами природного газа, доказанные запасы составляют около 26,74 трлн.куб.м. Добыча газа составляет 87 млрд.куб.м в год. Однако почти весь добываемый газ реализуется внутри страны. В настоящее время отсутствует инфраструктура поставки газа в направлении Беларуси. С учетом планов развития газовой отрасли Исламской Республики Иран реализация совместных проектов по добыче и транспортировке иранского природного газа возможны не ранее 2011 года. Доказанные запасы газа в Азербайджане составляют 1,37 трлн.куб.м, или 0,8 процента в общемировых запасах. Добыча газа пока незначительна и в 2006 году достигла лишь 6,7 млрд.куб.м. Азербайджан импортирует свыше 50 процентов необходимого газа. Потребление газа растет приблизительно на 10 - 13,5 процента в год. Предполагается, что в 2008 - 2009 годах его добыча превысит 18 млрд.куб.м, а к 2020 году составит от 32 до 57 млрд.куб.м. Азербайджан завершает создание газотранспортной инфраструктуры для экспорта природного газа (в основном с использованием турецких транспортных коридоров). В среднесрочной перспективе не представляется возможной прямая поставка физических объемов природного газа в Беларусь ввиду отсутствия инфраструктуры его поставки. Возможные варианты импорта нефти В настоящее время обеспечение нефтью НПЗ Беларуси ориентировано на поставки из России как по системе нефтепроводов "Дружба", так и по нефтепроводу "Сургут - Полоцк". Мощность нефтепроводов, приведенных в таблице 14, обеспечивает перекачку как экспортного объема российской нефти, так и поставку нефти на НПЗ Беларуси. Таблица 14 Характеристика входящих и выходящих нефтепроводов Беларуси ------------------------+-------+----T---------+------+------------¬ ¦Наименование ¦Год ¦Ду, ¦Протя- ¦Коли- ¦Проектная ¦ ¦нефтепроводов ¦ввода в¦мм ¦женность,¦чество¦пропускная ¦ ¦ ¦эксплу-¦ ¦км ¦НС ¦способность,¦ ¦ ¦атацию ¦ ¦ ¦ ¦млн. тонн ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦в год ¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦ Входящие нефтепроводы из России ¦ +-----------------------+-------+----T---------+------+------------+ ¦Унеча - Полоцк I ¦ 1964¦ 820¦ 383¦ 1¦ 24 ¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦Унеча - Полоцк II ¦ 1974¦ 820¦ 383¦ 1¦ 16 ¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦Сургут - Полоцк (кон. ¦ 1981¦1020¦ 83¦ ¦ 40 ¦ ¦участок по территории ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Беларуси) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦Унеча - Мозырь I ¦ 1963¦ 820¦ 183¦ 2¦ 28,8¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦Унеча - Мозырь II ¦ 1972¦1020¦ 183¦ 2¦ 46 ¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦Итого ¦ -¦ -¦ -¦ -¦ 154,8¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦ Выходящие нефтепроводы в направлении ¦ ¦ Латвии, Литвы, Польши, Украины ¦ +-----------------------+-------+----T---------+------+------------+ ¦Полоцк - Вентспилс ¦ 1968¦ 720¦ 113¦ 1¦ 16 ¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦Полоцк - Биржай - ¦ 1977¦ 720¦ 422¦ 1¦ 16 ¦ ¦Мажейкяй ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦Мозырь - Брест I ¦ 1963¦ 630¦ 444¦ 4¦ 11 ¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦Мозырь - Брест II ¦ 1971¦ 820¦ 444¦ 4¦ 23 ¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦Мозырь - Брест III ¦ 1999¦ 720¦ 444¦ 4¦ 16 ¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦Мозырь - Броды I ¦ 1963¦ 720¦ 32¦ 1¦ 14 ¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦Мозырь - Броды II ¦ 1973¦ 720¦ 32¦ 1¦ 14 ¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦Итого ¦ -¦ -¦ -¦ -¦ 110 ¦ +-----------------------+-------+----+---------+------+------------+ ¦Итого разность ¦ -¦ -¦ -¦ -¦ 44,8¦ ¦проектных пропускных ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦способностей входящего ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦и выходящего ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦нефтепроводов ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-----------------------+-------+----+---------+------+------------- В качестве альтернативы существующей схеме поставок возможны следующие направления: южное - через порты на Черном море (Одесса); северное - через порты на Балтийском море (Вентспилс, Бутинге, Клайпеда). Поставщиками могут быть страны - экспортеры нефти, ведущие добычу как в районах Северного моря (Англия, Норвегия), в зоне Персидского залива (страны Ближнего и Среднего Востока) или страны Средней Азии и Каспийского региона (Казахстан и Азербайджан). Для северного варианта необходима организация обратной перекачки нефти по нефтепроводу из порта "Вентспилс" (замена трубы 6 км, строительство НПС и системы учета нефти, изменение технологических схем промежуточных насосных станций "Джуксте" и "Скрудалиена", строительство резервуарного парка объемом 100 - 150 тыс.куб.м). Необходимые инвестиции составляют порядка 40 млн. долларов США. Для доставки нефти по южному варианту необходимы следующие объемы инвестиций (требуют уточнения, в случае принятия решения о реализации проекта) и проведение мероприятий: в случае использования комбинированного маршрута доставки нефти (по магистральному нефтепроводу "Одесса - Броды", перевалка в вагоноцистерны на эстакаде в Бродах и дальнейшей транспортировки по железнодорожной дороге) инвестиций не требуется. при сокращении транзита российской нефти и использовании действующих магистральных нефтепроводов - строительство перемычки "Бобовичи - Костюковичи" протяженностью 205 км, требуемые инвестиции порядка 120 млн. долларов США (определено технико-экономическим обоснованием, выполненным в 2004 году, и требует уточнения); при сохранении существующих объемов транзита российской нефти - строительство участка нефтепровода протяженностью порядка 800 км: трех нефтеперекачивающих станций и восстановление нефтеперекачивающей станции Костюковичи. На эти мероприятия потребуется порядка 530 млн. долларов США (определено технико-экономическим обоснованием, выполненным в 2004 году, и требует уточнения). Для южного варианта возможно использование нефтепровода "Баку - Супса", а также приобретенных Казахстаном нефтеналивных терминалов в Грузии и Украине. Это сделает возможным доставку казахстанской нефти в Беларусь, в том числе и железнодорожным транспортом через Украину. Рассмотренными путями возможно организовать поставки нефти к 2010 году до 20 процентов от общего потребляемого объема, необходимого для загрузки мощностей белорусских НПЗ. Наряду с техническими вопросами следует провести анализ законодательной базы сопредельных государств по вопросу транзита энергоносителей. В случае выявления в ней норм, которые могут воспрепятствовать транзиту энергоносителей для нужд Беларуси по территории этих государств, предусмотреть включение в проекты двусторонних соглашений положений, позволяющих осуществлять белорусский транзит энергоносителей. Также необходимо продолжить проработку вопроса об участии белорусских компаний в разработке месторождений и добычи нефти за пределами Республики Беларусь (в Венесуэле, Иране, Азербайджане). Возможные варианты импорта угля Целесообразность существенного увеличения использования угля в энергетическом балансе республики определяется объемом его запасов, достаточным для использования на длительную перспективу, ценами на уголь с учетом транспортных затрат, возможностями его импорта от различных поставщиков, то есть их диверсификации, и заключения долгосрочных контрактов на его поставку. Так, из-за значительного объема мировых запасов угля порядка 1 трлн. тонн прогнозируемые темпы роста цен на уголь значительно ниже, чем на нефть и газ. Для условий республики наиболее вероятными поставщиками в течение достаточно длительного периода могут быть (с учетом имеющихся запасов и расстояния до границ Беларуси) Польша, Украина и Россия. В меньшей степени имеется возможность использовать Европейскую биржу на условиях поставки в европейские порты (Амстердам, Роттердам и др.) из других регионов (ЮАР, Венесуэла, Колумбия, Австралия, Индонезия и др.) и далее через порты в Балтийском море (Россия, Литва, Латвия) железнодорожным транспортом в республику. Возможные варианты импорта электроэнергии Для обеспечения возможного с точки зрения экономической целесообразности импорта электроэнергии в Республику Беларусь в период до 2010 года предусматриваются варианты поставок из России, Украины и Литвы. По существующим межгосударственным линиям электропередачи имеется возможность передачи мощности из России - 1200 МВт, Украины - 800 МВт, Литвы до 2200 МВт. С учетом планируемой в 2009 году остановки Игналинской АЭС энергосистема стран Балтии становится дефицитной. Наиболее вероятными и технически реализуемыми в 2010 году являются варианты импорта электроэнергии из России и Украины. Получение электроэнергии от энергосистемы России. Учитывая изменения баланса электроэнергии в электрическом кольце Беларусь - Россия - Прибалтика после остановки первого реактора Игналинской АЭС и намечаемой остановкой второго реактора Игналинской АЭС в 2009 году, импорт электроэнергии из Российской Федерации в объемах 2007 года на уровне 3,3 млрд. кВт·ч в год может быть обеспечен по существующим ЛЭП. Однако следует учитывать, что сезонный дефицит электроэнергии уже сейчас ощущается в 16 российских регионах, в 5 из них, включая города Москву и Санкт-Петербург, ситуация близка к критической. В связи с этим можно ожидать, что Российская Федерация сосредоточится на удовлетворении внутренних потребностей в электроэнергии, а ее экспорт будет осуществляться в исключительных случаях и, скорее всего, только по ценам, значительно превышающим внутрироссийские. Получение электроэнергии от энергосистемы Украины. В настоящее время энергосистема Украины имеет ряд АЭС (Хмельницкая, Ровенская), находящихся вблизи границы с Республикой Беларусь, и достаточно разветвленную сеть напряжением 330 и 750 кВ. Синхронная работа с украинской энергосистемой с использованием существующих межгосударственных линий между энергосистемами Украины и Беларуси позволяет осуществить поставки электроэнергии до 3,5 млрд. кВт·ч в год. Для увеличения возможного импорта электроэнергии из Украины необходимо строительство новой ЛЭП. В настоящее время с украинской стороной ведутся переговоры о строительстве межгосударственной линии электропередачи напряжением 330 кВ "Ровенская АЭС (Украина) - подстанция "Микашевичи" (Республика Беларусь)" и поставках электрической энергии из Украины. В случае строительства данной ЛЭП возможности импорта электрической энергии из Украины возрастут до 6 млрд. кВт·ч в год. Увеличение объемов хранения природного газа Объемы активного газа в существующих подземных хранилищах газа (далее - ПХГ) составляют 0,66 млрд.куб.м: Осиповичское ПХГ - 0,36 млрд.куб.м, Прибугское ПХГ - 0,3 млрд.куб.м. В соответствии с Указом Президента Республики Беларусь от 15 июня 2007 г. N 283 "О некоторых вопросах строительства Мозырского и Прибугского подземных хранилищ природного газа" (Национальный реестр правовых актов Республики Беларусь, 2007 г., N 148, 1/8680) в 2007 - 2012 годах будут выполнены работы по: расширению к 2011 году активного объема газа в Прибугском ПХГ до 0,6 млрд.куб.м; вводу к 2010 году в эксплуатацию Мозырского ПХГ с активным объемом газа 0,24 млрд.куб.м, с перспективой его развития к 2015 году до 0,8 млрд.куб.м и до 1 млрд.куб.м к 2020 году. Кроме того, предусматривается создание ПХГ на Нежинской площадке, разведочные работы на которой будут проведены в 2007 - 2010 годах. При положительных результатах разведочных работ к 2016 - 2020 годам будет создано Нежинское ПХГ с активным объемом газа до 2,5 млрд.куб.м. Глава 7 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТАРИФНОЙ ПОЛИТИКИ Существующая тарифная политика требует совершенствования, так как действующие тарифы на энергию по группам потребителей во многом не отражают действительного уровня затрат на производство, передачу и распределение энергии и их рыночную стоимость. Сущность совершенствования тарифной политики на 2006 - 2010 годы заключается в следующем. Тарифы на электроэнергию должны оставаться едиными по республике по группам потребителей, исключая индивидуальные подходы к юридическим лицам и индивидуальным предпринимателям в отдельных областях. Тарифы на теплоэнергию, производство и потребление которой имеет локальный характер, устанавливаются в областях (г.Минске) юридическим лицам и индивидуальным предпринимателям индивидуально, за исключением тарифов для населения, которые должны быть едиными по республике. Экономический метод распределения топливных затрат, при котором эффект от комбинированного производства электрической и тепловой энергии относится в основном на теплоэнергию, должен оставаться в основе формирования тарифов. Переход на тарифы на энергию по точкам подключения, а в дальнейшем по уровням напряжения осуществляется в рамках Концепции по ценообразованию в Республике Беларусь, утвержденной постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 20 июля 2005 г. N 799 (Национальный реестр правовых актов Республики Беларусь, 2005 г., N 120, 5/16291), и иных государственных программ социально-экономического развития Республики Беларусь в 2006 - 2010 годах. Тарифы на энергию должны балансировать интересы производителей и потребителей энергии. При получении народнохозяйственного эффекта от строительства локального источника энергии и получении разрешения на строительство потребитель при наличии у него потребности в резерве мощности энергосистемы может заключить возмездный договор с энергоснабжающей организацией о содержании резерва мощности для него, при этом при формировании тарифов на энергию необходимо составлять кроме баланса электрической энергии, баланс электрической мощности, что позволит обосновывать размер платы за единицу мощности, в том числе за ее резервирование. В целях создания для потребителей энергии альтернативных вариантов осуществления расчетов за потребленную энергию, выравнивания графика нагрузок и, как следствие, снижения затрат и удельных расходов условного топлива необходимо: осуществить поэтапное по мере оснащения потребителей реального сектора экономики и населения соответствующими приборами учета расширение сферы применения тарифов, дифференцированных по зонам суток, на всех потребителей реального сектора экономики и население; определить оптимальное соотношение между основной и дополнительной платой по промышленным и приравненным к ним потребителям 750 кВА и выше в условиях действия зонных тарифов, стимулирующее уход этих потребителей из пиковой зоны нагрузок и способствующее выравниванию графика нагрузок энергосистемы; в целях стимулирования предприятий и населения к выравниванию потребляемой мощности в дневное и ночное время предусмотреть возможность осуществления расчетов за потребленную электрическую энергию по дифференцированным по временным периодам тарифам; обеспечить апробирование интервально-дифференцированных тарифов на электроэнергию для промышленных и приравненных к ним потребителей, имеющих установленную мощность 2000 - 3000 кВт и автоматизированную систему коммерческого учета электроэнергии; перейти на более глубокую, технически и экономически обоснованную дифференциацию тарифов на тепловую энергию в зависимости от технических параметров теплоносителя; ликвидировать перекрестное субсидирование в тарифах на энергию путем поэтапного повышения тарифов на энергию для населения до полного возмещения последними затрат на полезноотпущенную энергию со снижением тарифов на энергию для потребителей реального сектора экономики. Выполнение мероприятий Государственной программы (повышение эффективности использования топлива для производства энергии, снижение эксплуатационно-ремонтных затрат вследствие модернизации основного оборудования энергосистемы, снижение потерь при передаче электрической и тепловой энергии и т.д.) позволит частично компенсировать ожидаемый рост цен на импортируемые энергоресурсы. Глава 8 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ НОРМАТИВНОЙ ПРАВОВОЙ БАЗЫ В условиях развития рыночных отношений в Республике Беларусь, а также с учетом жестких связей по энергоносителям с Россией совершенствование модернизации и развитие отраслей топливно-энергетического комплекса республики (далее - ТЭК) невозможно без формирования соответствующей нормативной правовой базы, регулирующей деятельность ТЭК и в особенности законодательной, определяющей основные направления и принципы развития и функционирования отраслей ТЭК в условиях конкуренции, более жесткого регламентирования государственного участия в хозяйственных отношениях, работы в едином экономическом пространстве Беларуси и России. Формирование нормативной правовой базы ТЭК должно опираться на следующие исходные предпосылки. Отрасли, входящие в состав ТЭК, представляют собой естественные монополии, надежность и эффективность функционирования которых во многом зависит от наличия единого управления всеми стадиями производства, транспортировки и распределения энергоносителей во взаимосвязи с потребителями. ТЭК оказывает определяющее воздействие на деятельность всех отраслей экономики и социальной сферы, что предопределяет необходимость законодательного закрепления отраслей ТЭК как базовых с приоритетом благоприятных условий развития и функционирования в рыночных условиях. Особенности энергетического производства (одновременность производства и потребления продукции) требуют создания и постоянного содержания в работе соответствующих мощностей, требуемых запасов топлива, материалов и оборудования, так как перерывы в энергоснабжении наносят ущерб экономике, во много раз превышающий стоимость недопоставленных энергоносителей. Для обеспечения требуемой энергетической безопасности республики в условиях ограниченных собственных энергоносителей необходимо осуществлять диверсификацию энергоснабжения как по вариантам импорта (различные государства, поставщики), так и по основным видам энергоносителей (газ, нефть, уголь, ядерное топливо, электроэнергия). Учитывая инерционность и высокую капиталоемкость отраслей ТЭК, длительные сроки строительства объектов ТЭК и длительные сроки возврата капитала, энергетическая политика государства должна ориентироваться на полное и своевременное возмещение затрат на приобретение, преобразование и транспорт энергоносителей. Наличие потенциальной возможности крупномасштабных аварий объектов ТЭК обуславливает необходимость в условиях приватизации обеспечения контроля государства за безопасным состоянием и эксплуатацией этих объектов, а также притока инвестиций для своевременного восстановления и модернизации оборудования. Жесткая взаимосвязь источников электроэнергии, а также процессов производства (преобразования), транспортировки и потребления других видов энергоносителей требует проведения единой технической политики по многим видам оборудования, техническим средствам контроля, учета, связи, сборки и обработки информации, совместимого математического обеспечения многоуровневых автоматизированных систем управления технологическими процессами, а также принятия соответствующих нормативных документов, регламентирующих условия надежного функционирования не только отдельных объектов, но и всей системы энергообеспечения в целом. Необходимость особого правового регулирования деятельности ТЭК исходит из объективной невозможности урегулирования общеправовыми актами специфики отношений производственно-хозяйственных субъектов энергетики с потребителями ТЭР. В энергетике, как ни в какой из других сфер экономических отношений, ярко выраженной особенностью является наличие государственной формы организации, которая, с одной стороны, по своим целям и содержанию требует реализации особых государственных интересов, а с другой - должна функционировать на общих принципах, присущих рыночной экономике. |
|
Партнеры
|
|