Курсовая работа: Нетрадиционная энергетика – сущность, виды, перспективы развития в Республике Беларусь –

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТРАСЛИ. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ. ИССЛЕДОВАНИЕ ЖИЗНЕННОГО ЦИКЛА ОТРАСЛИ

Электроэнергетика Беларуси — это объединенная энергетическая система, которая представляет собой постоянно развивающийся высокоавтоматизированный комплекс, объединенный общим режимом работы и единым централизованным диспетчерским управлением. Отрасль надежно и бесперебойно осуществляет выработку, передачу и распределение электрической и тепловой энергии.

Интенсивное развитие отраслей топливно-энергетического комплекса в республике в 60 – 70-х годах (электростанций, электрических и тепловых сетей, газо- и нефтепроводов) способствовало созданию мощной энергетической базы экономики страны. В дальнейшем темпы обновления основных фондов в энергетике были ниже темпов старения ранее созданных мощностей и в результате к 2005 году уровень износа достиг 60,7.

Сложившееся положение не способствовало обеспечению энергетической безопасности государства, а непринятие срочных мер по изменению динамики старения основных фондов могло привести к значительному народно-хозяйственному ущербу из-за перерывов в энергоснабжении отраслей экономики и населения.

Учитывая высокую капиталоемкость и относительно длительный период создания новых мощностей, большой срок окупаемости проектов, особую социальную значимость энергоносителей в обществе для обеспечения комфортных условий и материального благосостояния населения, требуется заблаговременно планировать пропорциональное и взаимоувязанное развитие всех звеньев этого процесса.

Производственный потенциал белорусской энергосистемы представлен 27 крупными электростанциями, 25 районными котельными, включает почти 7 тыс. км системообразующих линий электропередач высокого напряжения и около 5 тыс. км тепловых сетей. Установленная мощность в 2004 г. составляла 7847 МВт и возросла по сравнению с 1991 г. на 1,1 млн. МВт. В период после 1991 г. развитие отрасли замедлилось, что обусловлено общим экономическим спадом и снижением энергопотребления. Так, в 1995 г.
электрогютребление находилось на самом низком уровне — 32 млрд. кВт-ч, или на 34,5% ниже, чем в 1990 г. Имеющаяся мощность электростанций позволяет выработать около 45 млрд. кВт-ч электроэнергии. Динамика производства, импорта и потребления электроэнергии приведена на рис. 1.

Высокая степень импорта электроэнергии в объеме общего потребления свидетельствует об экономической целесообразности ее приобретения, что обусловлено отставанием цен на газообразное топливо по сравнению с мазутом, а также высокой степенью интегрированности белорусской и российской энергосистем.

В структуре генерирующих мощностей 52,5% приходится на тепло-электроцешрали (ТЭЦ), производящие комбинированную выработку электро- н теплоэнерши, и 43,8% — на конденсационные (ГРЭС), производящие электрическую энергию. Кроме тепловых электростанций в энергосистеме работают 25 малых гидроэлектростанций общей установленной мощностью 11,9 МВт и 19 блок-станций установленной мощностью 163,1 МВт. Наиболее крупными 1ЭС в стране являются Осиповичская (2,2 тыс. кВт) на реке Свислочъ и Чипгринская (1,5 тыс. кВт) на реке Лруть,

Наиболее крупными тепловыми электростанциями являются Березовская ГРЭС (995 МВт), Новополоцкая ТЭЦ (505 МВт), Минская ТЭЦ-4 (1030 МВт), Гомельская ТЭЦ (540 МВт).

Особое внимание в стране уделяется активизации внедрения нетра нетрадиционных источников энергии. В рассматриваемом периоде был осуществлен пуск ветроэнергетической установки (ВЭУ) в деревне Дружная Мядельского района Минской области. Однако использование существующих способов преобразования энергии в электроэнергию с помощью традиционных лопастных ВЭУ в условиях Беларуси экономически не оправдано. Дя эффективной работы ВЭУ необходима пусковая скорость ветра 4-5 м/с, а номинальная скорость — &-15 м/с. В условиях слабых континентальных ветров (3-5 м/с), характерных для страны, массовое внедрение ВЭУ нецелесообразно. Областью применения могут быть только привод насосных установок небольшой мощности и подогрев воды в сельскохозяйственном производстве. современнейших технологий, что позволило повысить мощность энергоблока на 7 МВт и снизить удельный расход топлива на 7,5 г/кВт-ч. /дальнейшая модернизация и реконструкция оборудования станции позволит повысить конкурентоспособность вырабатываемой электроэнергии по цене, продлить парковый ресурс энергетического оборудования.

На Оршанской ТЭЦ принята в эксплуатацию парогазовая установка мощностью 67 МВт — первая не только в Республике Беларусь, но и в странах ближнего зарубежья, что позволило поднять коэффициент полезного действия станции почти до 60%.

Значительный прирост мощности белорусской энергосистемы и повышение эффективности функционирования произошел за счет ввода в эксплуатацию Минской ТЭЦ-5, новых турбоустановок взамен демонтированных на Пинской ТЭЦ (6 МВт), Могалевской ТЭЦ-1 (6 МВт) и Мо-гилевской ТЭЦ-2 (60 МВт). Особое внимание было уделено полному переводу теплоэлектроцентралей с мазута на газ.

Активизация внедрения энергосберегающих мероприятий и своевременная замена энергооборудования позволили сократить удельные расходы топлива на отпущешгую электрическую и тепловую энергию к 2005 г. до 276,4 г/кВтч и 169,62 кт/Гкал, что соответствует мировым аналогам.

Для транспортировки электроэнергии от производителей к потребители предназначены электросети, которые состоят из линий электропередач напряжением 0,4—750 кВ протяженностью 260 тыс. км и трансформационных подстанций 35-750 кВ. ^лнни электропередач 220-750 кВ относятся к системообразующим, обеспечивают межсистемные связи с энергосистемами России, Украины, Литвы и Польши; их протяженность составляет около 6,8 тыс. км.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ПОТЕНЦИАЛА ОТРАСЛИ

Главной задачей после приобретения суверенитета страны являлось повышение энергобезопасности и снижение энергозависимости. Для ее реализации была разработана и принята Программа по энергосбережению 2001—2005 гг., разработаны и выполняются областные и ведомственные программы по энергоэффективности. Приоритетами в программах являются увеличение доли местных видов топлива в общем объеме потребления энергоресурсов, повышение коэффициента полезного действия при создании и потреблении всех видов энергоносителей, прежде всего при использовании в жилищно-коммунально-бытовом секторе.

В объеме потребляемого в республике котельно-печного топлива (КПТ) доля местных его видов — 21,8%. Беларусь не располагает значительной собственной топливно-сырьевой базой, позво,яюшей полностью удовлетворять потребности экономики в первичных энергоносителях и вынуждена более 75% их ввозить из-за рубежа.

Основными используемыми местными видами энергоресурсов являются торф топливный, нефть и газовый конденсат, газ сухой, дрова и древесные отходы, имеются запасы горючих сланцев и бурых углей.

На протяжении 2000-2003 гг. суммарное использование местных видов топлива практически оставалось на одном уровне, как и доля местных энерГоресурсов в общем объеме потребленных топливно-энергетических ресурсов (около 14,5-17%). Значительное изменение претерпела структура использованных местных видов топлива. Сократилась доля торфа топливного, нефти и газового конденсата, газа сухого, возросло использование дров и древесных отходов. Снижение использования топливного торфа в рассматриваемом периоде связано с сокращением объемов производства торфяных брикетов, что в свою очередь обусловлено выработкой эксплуатационных запасов на отведенных площадях сырьевых баз торфобрикетных заводов и несвоевременным решением областными и районными администрациями вопросов по отводу земель.

Уменьшается степень обеспечения нужд народного хозяйства республики в моторных видах топлива за счет собственного нефтяного сырья. Основной причиной данного процесса является снижение объемов добычи, так как разведанные крупные месторождения находятся в заключительной стадии разработки, и вновь осваиваемые месторождения характеризуются малыми размерами и небольшими запасами. Эти запасы относятся к труднотвлекаемым, и, следовательно, для добычи этой нефти потребуются новейшие технико-технологическне средства.

Учитывая, что происходит объективное сокращение торфа топливного, нефти и газового конденсата в структуре использования местных видов топлива, акцент делался на повышение уровня использования древесного топлива и дров. Согласно постановлению Президиума Совета Министров Республики Беларусь от 13 января 19^с
)8 г. была разработана и реализуется Программа по использованию древесного сырья для получения тепловой энергии. В структуре баланса котельнотечного топлива в настоящее время древесина и древесные отходы составляют 23,4%, или 5,1% от всего потребляемого в республике объема. Каждую четвертую тонну условного топлива (т у. т.), получаемо из местных видов, дает древесное топливо. В последние годы потребление дров и древесных отходов неуклонно растет, поскольку лес является основным возобновляемым топливным ресурсом. Доля древесного топлива во всем потребляемом республикой КПТ увеличилась с 1,3% в 1993 г. до 5,1% — в 2004 г. По данным Министерства лесного хозяйства, в 2005-2008 гг. страна может увеличив заготовки древесного топлива на 3 млн. м , или па 0,8 млн. г у. т.

Древесное топливо является вторым по экологичости после газа. При сжигании дрова выделяют в атмосферу незначительное количество углекислого газа. Кроме того, оставшаяся после сжигания зола может быть использована как органическое удобрение.

Несмотря на то, что на территории страны возле г. Житковичи имеется небольшое месторождение бурых углей объемом 150 млн. при существующей технологии экономически невыгодна.

В соответствии с действующим законодательством но государственному регулированию производственно-хозяйственной деятельности субъектов естественной монополии (законами Республики Беларусь от 10 мая 1999 г. «О ценообразовании», от 16 декабря 2002 г. «О естественных монополиях», Указом Президента Республики Беларусь от 19 мая 1999 г. Л1« 285 «О некоторых мерах по стабилизации (тарифов) в Республике Беларусь» в республике осуществляется государственное регулирование тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую от источников концерна «Белэиерго». Его осуществляет Министерство экономики — для потребителей реального сектора экономики, Совет Министров Республики Беларусь — для населения.

Электрическая энергия отпускается в республике по государственно регулируемым единым по Беларуси тарифам, дифференцированным по группам потребителей.

Для промышленных предприятий с присоединенной мощностью 750 кВА и выше применяются двухставочные тарифы:

•основная плата за заявленную потребителями максимальную мощность, участвующую в максимуме нагрузки энергосистемы;

•дополнительная плата за потребленную энергию.

Тепловая энергия опускается по тарифам, дифференцированным по:

•областям;

•группам потребителей;

•техническим характеристикам теплоносителя — отборный пар различного давления, острый и редуцированный пар, горячая вола.

Для всех остальных потребителей тепловой энергии применяется одноставочный тариф с платой за 1 Гкал потребленной теплоэнергии, учтенной приборами учета.

Государственное регулирование тарифов и объемов энергопотребления позволило добиться снижения энергоемкости ВВП по сравнению со странами СНГ. Однако мировые аналоги по данному показателю значительно ниже. Для ускоренного снижения энергоемкости ВВП н напряженности баланса, а также повышения энергонезависимости страны 25 августа 2005 г. Президентом Республики Беларусь подписаны Указ № 339 «Об утверждении концепции энергетической безопасности и повышении энергетической независимости Республики Беларусь» и «Государственная комплексная программа модернизации основных производственных фондов

В 2004 г. активизирована внешнеэкономическая деятельность, проведена серия встреч и переговоров по вопросам взаимовыгодного сотруд увеличить собственную долю энергоресурсов в собственном энергобалансе, уменьшить долю природного газа.

В 2004 г. доля природного газа в топливном балансе концерна «Белэнерго» составила 95,4%. Происходит наращивание объемов потребления природного газа как в целом по республике, так и конкретно в электроэнергетике. Это обусловлено экономической целесообразностью: природный газ является наиболее экономически и экологически выгодным видом топлива. С учетом сравнительной цены и теплотворности газа и мазута, сжигание газа на электростанциях в полтора раза выгоднее.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ФОРМИРОВАНИЯ РЫНОЧНОЙ СТРУКТУРЫ

После распада СССР экономическая система Республики Беларусь претерпела серьезные преобразования, которые качественно изменили ее тип. Сегодня она характеризуется как социально ориентированная рыночная экономика. При этом экономический механизм национальной электроэнергетики принципиально не изменился. Он сложился на протяжении нескольких десятилетий для условий плановой экономики и централизованного государственного управления. Целый ряд важнейших проблем не могут быть решены в рамках существующего организационно-экономического построения отрасли. Это тормозит повышение эффективности энергопроизводства, обновление производственных фондов и является источником непрерывного роста тарифов.

1.Отсутствие экономических стимулов сокращения себестоимости энергии.
В рамках существующего хозяйственного механизма у предприятий энергетики нет экономических стимулов сокращать издержки производства, передачи и распределения энергии. Имеются в виду именно экономические, а не административные стимулы. Целевые задания по снижению расхода топлива, энергосбережению и другие, которые увязываются с распределением премиального фонда, вынуждают энергопредприятия искать резервы снижения себестоимости. Однако всегда остаются возможности и уловки выполнить целевые показатели “на бумаге”. В теории монополии такая ситуация хорошо известна и описывается эффектом “Х-неэффективность” и проблемой “регулятор — регулируемый”. Их суть в том, что регулятор (государство) никогда не сможет адекватно оценить действительные издержки монополии, а у послед ней всегда есть возможность “компенсировать экономию” за счет роста нерегулируемых статей затрат [1].

2.Отсутствие прозрачности финансовых потоков в отрасли.
При организации электроэнергетики на базе вертикально интегрированных РУП облэнерго отсутствует четкое разделение затрат между фазами производства (в энергетике выделяют 3 фазы технологического цикла — генерация энергии, передача, распределение). Происходит “калькулирование” затрат, а не управление ими. Затраты на ремонт и эксплуатацию генерирующих источников, основной и распределительной сети включаются в суммарные издержки соответствующего РУП, что во многих случаях не позволяет определить эффективность функционирования и инвестирования конкретного энергетического объекта. Как известно из теории фирмы, такой принцип учета издержек называется “принципом общего котла”. Следовательно, невозможно выявить “центры затрат”, гибко ими управлять, затруднено внедрение современных методов финансового планирования и мониторинга, отсутствует целостная информативная картина образования издержек в отрасли. Более того, существующая система учета затрат препятствует совершенствованию тарифной политики. Без раздельного учета затрат невозможен переход на предельные цены, к ценообразованию по точкам присоединения электрической сети.

3.Экономическая разобщенность предприятий энергетики, принадлежащих одной технологической фазе энергопроизводства и одному иерархическому уровню энергосистемы.
Действующая организационная структура энергоотрасли представляет собой горизонтально-дезинтегрированную систему (пли вертикально интегрированную но географическому признаку в рамках РУП-облонерго). В состав каждого из шести РУП-облэнерго входят объекты, которые принадлежат к различным фазам технологического цикла енергопроизводства и относятся к различным иерархическим уровням энергосистемы.

В Белорусской энергосистеме можно выделить 3 иерархических уровня.

Первый уровень — объекты республиканского назначения. К ним относятся крупные электростанции, линии электропередачи и трансформаторные под станции, имеющие республиканское значение. К объектам первою уровня относятся, например, Лукомльская и Березовская ГРЭС, межсистемные ЛЭП 330 и 750 кВ, трансформаторные подстанции республиканского значения. Это такие объекты, режим работы которых является определяющим для всей энергосистемы. Энергосистема, благодаря объектам республиканского назначения, функционирует, как единое целое,, что способствует максимально действенному использованию эффекта масштаба в энергопроизводстве.

Второй уровень — это объекты областного значения. К ним могут быть отнесены ТЭЦ, обеспечивающие областные города тепловой энергией, линии электропередачи 110 кВ и подстанции данного напряжения.

Третий уровень — это объекты местного, локального значения. К ним мо гут быть отнесены ТЭЦ небольшой мощности, линии электропередачи 0,4 — 35 кВ, трансформаторные подстанции 10-35 кВ.

При нынешней организационной структуре энергоотрасли возникает противоречие, обусловленное тем, что объекты республиканского значения “разбросаны” по хозяйственным субъектам областного значения. Это относится как к электростанциям республиканского значения, так и к основной электрической сети, которая ведомственно распределена по РУП, хотя представляет собой единый целостный технологический организм в масштабе Республики Беларусь. В свою очередь основная электрическая сеть в пределах РУП “рас членена” по филиалам электрических сетей, которые силами служб ЛЭП и подстанций в 35 кВ и выше обслуживают объекты этой сети, находящиеся на территории соответствующих филиалов.

4.Перекрестное субсидирование между группами потребителей электроэнергии. При среднем тарифе в энергосистеме равном 5,35 центов/кВт-ч и средней себестоимости 3,85 центов/кВт-ч население оплачивает по 3,49 цен тов/кВт-ч, что составляет 90,7 % от себестоимости и 61,5 % от среднего тарифа. Недоплату принимают на себя другие потребители, в частности, промышленные. Анализ показывает, что значения тарифов для разных групп потребите лей различаются от наименьшего 2,96 центов/кВт-ч для сельхозпроизводства до наибольшего 6,7 центов/кВт-ч для промышленных потребителей до 750 кВА. Сама дифференциация тарифов по группам потребителей не вызывает возражений, так как различные потребители в зависимости от режима их электропотребления и удаленности от источников питания вызывают различные затраты в энергосистеме по производству и передаче электроэнергии. Вызывает возражение необоснованное появление льготных групп потребителей. Это, с одной стороны, ведет к ухудшению финансового положения и росту энергоемкости производимой продукции предприятий, не имеющих льгот, с другой стороны, у предприятий-льготников отсутствует стимул проведения мероприятий по повышению эффективности энергоиспользования.

5.Отсутствие конкуренции между поставщиками сервисных (ремонтных) и научно-проектных услуг. Фактически конкуренция существует лишь номинально. Причиной является то, что ремонтные и научно-проектные предприятия аффинированы с концерном “Белэнерго”. Отсутствие конкуренции между поставщиками услуг приводит к негибкости цен и к их завышению.

Как видно, все названные проблемы взаимосвязаны и взаимообусловлены. Решение каждой по отдельности вне системного плана реформирования энергокомплекса невозможно. Сравнительно стабильное финансово-экономическое состояние электроэнергетики не должно вводить в заблуждение. Оно возможно благодаря факторам, лежащим преимущественно вне отрасли: отсутствию существенного роста электропотребления; улучшению финансового состояния основных потребителей энергии, вызванного проводимой государством экономической политикой; активной работе правительства по стимулированию 100 /о-й оплаты энергопотребления. В случае, если хоть один из факторов перестанет действовать, обострение указанных проблем может привести к неспособности энергетики удовлетворять требованиям надежности и экономичности энергоснабжения. Необходимо незамедлительное реформирование существующего экономического механизма отрасли. Минимально возможные тарифы на энергию при требуемом уровне надежности — это критерий оптимальности новой организационно экономической модели электроэнергетики. Современная модель этим требованиям не удовлетворяет.

Минимизация тарифов может быть достигнута лишь при внедрении в существующий механизм хозяйствования экономических стимулов снижения затрат, а надежность — при сохранении существующей системы централизованного иерархического диспетчерского управления. Для того чтобы экономические стимулы заработали, необходимо реформировать организационную структуру отрасли. При наличии единых, недифференцированных по областям Беларуси тарифов на электроэнергию, калькулирование издержек в рамках РУП не имеет экономического смысла. Экономический смысл имеет учет затрат не по географическому, а по технологическому принципу. В любой современной вертикально-интегрированной компании знание издержек на каждом этапе технологического цикла является основой системы управленческого учета. Не зная сколько и где мы тратим, невозможно снижать расходы, проводить гибкую тарифную политику, не допускать монопольной дискриминации потребителя. Следовательно, важнейшим этапом реформы является разделение затрат (в западной литературе — “разделение счетов”) генерирующих, передающих и распределительных компаний [2]. Прибыль должна перестать быть счетной (калькулируемой) величиной и должна отражать результаты хозяйственной деятельности.

Однако видеть центры затрат и управлять ими — не одно и то же. Надежность энергоснабжения может быть обеспечена лишь при существовании на энергорынке крупных, финансово самодостаточных компаний. Эти энергокомпании, учитывая условия Беларуси, должны осуществлять модернизацию преимущественно на основе самофинансирования. Значит, вместо существующих РУП-облэнерго необходимо создать энергокомпании. Принципом их формирования будет являться принадлежность энергопредприятий одному иерархическому уровню и одной фазе производства. В результате, в белорусской энергосистеме сформируются генерирующие, сетевая и распределительно-сбытовые энергокомпании. Таким образом, произойдет консолидация энергоактивов. На конкурентный режим работы должны быть переведены сервисные и научно-проектные предприятия.

Созданные на основе технологического и иерархического принципа энергокомпании смогут проводить единую технологическую политику. Формирование оптового рынка энергии и переход от затратного принципа оптимизации по технологическим характеристикам энергоблоков к оптимизации по экономическим характеристикам энергокомпаний позволит проводить загрузку энергоисточников исходя из минимума полной себестоимости, а не только ее топливной составляющей. Интересно, что СП. Ткачев рассматривает возможность введения в “систему закупок государственной структуры по закупкам электроэнергии или прибыли, получаемой от реализации импортной энергии” [3, 17]. Внедрение единого закупщика энергии — основополагающий принцип реструктуризации национальной электроэнергетики в связи с тем, что белорусская энергосистема представляет собой классический пример энергосистемы теплофикационного типа [4].

Инвестиционные возможности и климат в электроэнергетике во многом определяется тарифной политикой.

Можно сказать, что в настоящее время основная диспропорция в тарифах ликвидирована. Однако у нас еще остались перекосы в тарифах среди промышленных групп потребителей за счет наличия значительной доли потребителей энергии, имеющих льготный тариф.

В перспективе тарифы должны отражать реальную стоимость первичных энергоносителей, используемых для выработки энергии, и вынуждать потребителей использовать энергию наиболее эффективно. Необходимо обеспечить возмещение затрат предприятий на производство, транспорт и распределение энергии, на стимулирование инновационной, инвестиционной и энергосберегающей деятельности хозяйствующих субъектов, создание стимулов для повышения эффективности производства.

Многие из существующих проблем отрасли являются следствием структурных недостатков энергетики.

Действующая вертикально интегрированная структура электроэнергетики не обеспечивает в достаточной степени необходимой заинтересованности и стимулов для инвестиций, инноваций, модернизации и повышения эффективности энергетического производства. Энергетические предприятия не получают адекватного прироста прибыли за счет снижения себестоимости продукции. Для приведения структуры управления в отрасли в соответствие с формирующимися социально-экономическими и имущественными отношениями в республике, создания условий конкуренции в производстве и сбыте тепловой и электрической энергии необходимо проведение структурных преобразований.

Однако очевидно, что проводимые преобразования в электроэнергетике должны осуществляться таким образом, чтобы наряду с внедрением новых, несомненно, прогрессивных экономических отношений не допустить потери тех положительных сторон и преимуществ, которыми характеризуется белорусская энергетика на протяжении всех предыдущих лет ее существования.

К этим преимуществам можно отнести:

Надежное энергоснабжение потребителей республики.

Возможность оптимизации режимов работы энергосистемы, что обеспечивает экономию топливных, трудовых и финансовых ресурсов.

Высокий уровень живучести энергосистемы, ее устойчивость к авариям.

Сохранение управляемости энергосистемы во внештатных ситуациях.

Предполагается, что реформирование электроэнергетики будет происходить путем разделения по видам деятельности, формирования рыночных структур, организации оптового рынка электроэнергии и мощности, акционирования в условиях государственного регулирования без изменения формы собственности предприятий. Процесс реструктуризации планируется провести поэтапно — в течение периода от 6 до 10 лет.

В настоящее время разработано 4 альтернативных варианта реструктуризации электроэнергетики, которые опубликованы в №38 “Строительство и недвижимость”. Отличия этих вариантов заключаются в сохранении либо ликвидации концерна “Белэнерго” на период проведения реформ, а также в вопросах разгосударствления и приватизации предприятий электроэнергетики.

Перед электроэнергетической отраслью поставлены стратегические задачи, которые предстоит решать в условиях изменения структуры отрасли, модели экономики в республике и внешних экономических факторов:

Развитие, реконструкция и модернизация электростанций, тепловых и электрических сетей.

Повышение эффективности производства, надежности и технического уровня энергосистемы.

Привлечение внешних инвестиций в электроэнергетику.

Увеличение объемов экспорта продукции и услуг.

Совершенствование экономических механизмов снижения затрат и издержек производства;

Улучшение финансового состояния отрасли и переход на тарифы, покрывающие затраты производства, транспорта и сбыта энергии;

На протяжении последнего десятилетия электроэнергетика, обладая значительным запасом прочности, практически дотировала различные отрасли, поддерживая социальную, бюджетную, сельскохозяйственную сферы экономики за счет системы перекрестного субсидирования, неплатежей потребителей, целого ряда льгот и отсрочек платежей. Общество только сейчас начинает приходить к пониманию того факта, что энергия является товаром, причем товаром дорогим. Даже у такого мощного комплекса, как электроэнергетика, существует предел возможностей, поэтому вопросы экономического и финансового оздоровления, надежной работы уже сейчас исключительно актуальны и требуют принятия неотложных мер.

Конгресс организован с целью открытого обмена мнениями по широкому спектру проблем, поиска эффективных путей их решения. Энергетики заинтересованы в установлении деловых контактов с серьезными компаниями, поставщиками электротехнического и тепломеханического оборудования для модернизации и реконструкции объектов энергетики, обеспечения передовых экологических и энергосберегающих стандартов.

4. ИССЛЕДОВАНИЕ ОТРАСЛЕВЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ НАУЧНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ

Дальнейшее развитие топливно-энергетического комплекса будет направлено на надежное и бесперебойное снабжение народного хозяйства и населения страны всеми видами энергетических ресурсов, в первую очередь газом, электрической энергией и нефтепродуктами. Важнейшими задачами ТЭК на 2006—2021 гг. являются: устойчивое, экологически безопасное функционирование предприятий комплекса на основе эффективного использования топлива и энергии; активизация процесса модернизации и технического перевооружения действующих энергообъектов за счет собственных средств, внешних инвестиций и других привлеченных средств; реализация республиканских, региональных и отраслевых программ по энергосбережению; обеспечение рациональной структуры топливно-энергетического баланса, н том числе за счет увеличения потребления местных видов топлива; совершенствование системы управления предприятиями комплекса. Решение этих задач позволит в 2006—2021 гг. снизить энергоемкость ВВП и приблизиться к уровню европейских стран.

С целью накопления необходимых инвестиций для обновления основных фондов концерном «Белэнерго» проводится активная политика по привлечению иностранных инвестиций. Часть кредита Правительства КНР для реализации проекта модернизации Минской ТЭЦ-2 будет осуществлена в рамках межгосударственной договоренности.

Концерн «Белэнерго» предпринимает усилия по развитию экспортного потенциала отрасли как в сфере экспорта электроэнергии, так и в сфере экспорта услуг строительных организаций и экспорта научно-технической продукции, сотрудничества в сфере развития межгосударственных электрических связей, реализации совместных энергетических проектов с Россией, Казахстаном, Прибалтикой, Украиной, Польшей, Китаем, Суданом, Ливией, Италией. Со странами Балтии и Россией изучается вопрос о целесообразности и возможности синхронного присоединения к сетям ОСТЕ.

Концерн «Белэнерго» принят в 2004 г. в качестве ассоциированного члена в состав «Евроэлектрик», что позволит создать синхронную (уже созданную на технической основе) сеть не только с Российской Федерацией, но п европейской системой в целом.

Топливно-энергетический комплекс Республики Беларусь является активным участником международных энергетических организаций. Для привлечения иностранных инвестиций Беларусь в 1992 г. в числе 52 стран подписала Договор к Европейской Энергетической Хартии (ЕЭХ).

ЕЭХ — это декларация политического намерения стимулировать сотрудничество между Востоком и Западом в области энергетики, а договор является юридически обязательным многосторонним документом, конкретно посвященным межправительственному сотрудничеству в энергетическом секторе.

Также принята концепция реформирования Белорусской энергетической системы. Данный документ разработан в целях определения подходов по совершенствованию управления энергосистемой путем создания финансово устойчивых энергетических организаций. Он предполагает конкуренцию и рыночные отношения в области производства и продажи электрической и тепловой энергии, создание условий для привлечения инвестиций и адаптации системы к проводимым в соседних государствах реформам в области электроэнергетики.

Концепция разработана с учетом Концепции энергетической безопасности Республики Беларусь, утвержденной Указом Президента Республики Беларусь от 17 сентября 2007 года № 433. В основе нового документа лежит также Государственная комплексная программа модернизации основных производственных фондов Белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно-энергетических ресурсов до 2021 года (утверждена Указом Президента Республики Беларусь от 15 ноября 2007 года № 575).

Необходимость реформирования Белорусской энергетической системы вызвана также и внешними факторами, в числе которых международные договоры с участием Республики Беларусь.

Это, в частности, Концепция формирования общего электроэнергетического рынка государств СНГ (подписана 25 ноября 2006 года в Москве) и Соглашение о формировании общего электроэнергетического рынка государств СНГ (подписано 25 мая 2007 года в Ялте).

Внешние факторы обязывают иметь в республике сформированный оптовый рынок электрической энергии (мощности).

Конечной целью реформирования Белорусской энергосистемы должно стать:

· создание республиканского оптового рынка электрической энергии(мощности);

· разделение энергопроизводства по видам деятельности на производство, передачу, распределение и продажу электрической и тепловой энергии;

· обеспечение прозрачности затрат на всех стадиях производства, передачи, распределения и продажи электрической и тепловой энергии;

· формирование привлекательные условий для инвесторов в электроэнергетике с целью реализации программы модернизации;

· повышение заинтересованности на местах в результатах финансово-хозяйственной деятельности;

· формирование рыночных структур и организация республиканского оптового рынка электрической энергии (мощности);

· обеспечение надежного и эффективного функционирования Белорусской энергетической системы в результате создания единой системообразующей сети РУП “Белорусская сетевая компания”;

· акционирование производящих и продающих электрическую и тепловую энергию организаций;

· сохранение устойчивого функционирования Белорусской энергетической системы и ее технической управляемости.

В результате реформирования Белорусской энергосистемы должны быть созданы условия для разгосударствления и приватизации генерирующих, энергосбытовых организаций, что позволит привести структуры управления и хозяйствования в соответствие с условиями рыночной экономики, и повысит эффективность энергетического производства.

С учетом замечаний, высказанных в ходе сегодняшнего обсуждения на Президиуме Совета Министров, Министерству энергетики поручено доработать проект концепции реформирования Белорусской энергетической системы.

Оценку уровня энергетической безопасности предложено осуществлять на базе индикаторов, количественно характеризующих ее состояние и степень угроз на основе:

установления текущих и ожидаемых значений индикаторов;

сопоставления их значений с пороговыми (предельно допустимыми) уровнями;

определения качественного состояния энергетической безопасности, которое предполагается характеризовать как нормальное (Н), предкритическое (ПК), критическое (К).

Разработаны 12 значений индикаторов энергетической безопасности и установлены их пороговые уровни. При этом впервые использован новый показатель, имеющий определяющее значение для характеристики и контроля над процессом потребления энергоресурсов, — энергоемкость ВВП, исчисляемая в килограммах условного топлива на доллар США по паритету покупательной способности (ППС).

Ключевым моментом в определении путей развития энергокомплекса с целью обеспечения энергетической безопасности стало научное обоснование и разработка структуры топливно-энергетического баланса (ТЭБ) страны до 2020 г. с детальным анализом всех энергоносителей (включая потребность в энергоресурсах, общее потребление ТЭР, прогноз потребления электрической и тепловой энергии, пиковой мощности).
Топливно-энергетический баланс является наиболее унифицированным инструментом, с помощью которого государство способно оценивать состояние и прогнозировать развитие не только топливно-энергетического комплекса, но и экономики страны в целом. Более того, в современном мире именно баланс топлива и энергии является стержнем экономической политики.

Разработка ТЭБ Республики Беларусь на период до 2020 г. базировалась на глубоком анализе мировых тенденций развития топливно-энергетических балансов государств-лидеров и прогнозных показателях социально-экономического развития страны. При этом нами использован вариантный принцип его построения, иными словами, в основу легли расчеты минимально допустимого количества и пропорций энергоресурсов, чтобы гарантированно обеспечить высокие экономические показатели на перспективу. Оптимизацию топливно-энергетического баланса следует рассматривать как постоянный процесс. Параметры соотношения видов топлива должны определяться исходя из широкого круга факторов, вплоть до прогнозирования технического прогресса и изменений конъюнктуры на мировом рынке.

В основу оптимальности ТЭБ заложен критерий максимальной энергетической безопасности и экономической эффективности. При обеспечении ускоренного роста ВВП к 2020 г. (за расчетный период планируется увеличить его в 3,2 раза) объемы валового потребления ТЭР возрастут с 37,05 в 2005 г. до 52,4 млн т у.т., в том числе электроэнергии — с 35 до 50,3 млрд кВт•ч.

Для выполнения прогнозных показателей ТЭБ разработаны мероприятия по диверсификации видов топливно-энергетических ресурсов. К 2020 г. важное значение приобретут новые виды энергоносителей:

ядерное топливо — до 5 млн т у.т. (около 11%) путем строительства собственной АЭС;

каменные угли — в объеме не менее 3 млн т у.т. (7,2%);

бурые угли — 0,2—0,4 млн т у.т. (0,5—0,9%) с целью получения новых видов жидкого топлива, ранее не применявшихся в Республике Беларусь.

Доля использования местных видов топлива возрастет с 2,5—3,0 млн т у.т. в 2005—2006 гг. до 6,7—6,9 млн т у.т. к 2020 г.
Эти факторы должны обусловить значительное снижение в ближайшей перспективе количества природного газа, используемого в выработке тепловой и электрической энергии, — с 81% в 2005 г. до 57—43% к 2020 г., в потреблении котельно-печного топлива (КПТ) — с 81 до 61—51%. Объем доминирующего поставщика энергоресурса (природного газа) уменьшится с 83 до 64—57%. При этом предусмотрено достичь для основного индикатора — энергоемкости ВВП, а также еще шести показателей энергетической безопасности (таких как доля собственных энергоресурсов в балансе котельно-печного топлива, доминирующего энергоресурса (газа) в производстве тепловой и электрической энергии, доминирующего поставщика энергоресурсов в потреблении валовых ТЭР, износ основных производственных фондов предприятий ТЭК, обеспеченность емкостями для хранения запасов КПТ (по газу и мазуту), отношение инвестиций в предприятия ТЭК к стоимости их основных производственных фондов) такого уровня, который позволяет обеспечить переход из предкритической зоны (ПК) в нормальную (Н). То есть семь индикаторов перейдут в Н-зону.

Таким образом, к 2020 г. только два индикатора энергетической безопасности останутся в предкритической зоне — доля потребления моторного топлива за счет добычи нефти в стране и доля газа в потреблении КПТ.

Министерство энергетики и его подведомственные организации и ранее активно осуществляли работу по модернизации основных производственных фондов Белорусской энергосистемы. Так, в 2004-2005 годах были построены и введены в эксплуатацию следующие объекты строительства и реконструкции:

– Энергоблоки ст. № 3 и № 4 Березовской ГРЭС с применением передовых парогазовых технологий.

– Установлены паровая теплофикационная турбина мощностью 40 МВт на Витебской теплоэлектроцентрали (далее – ТЭЦ) и паровые турбины мощностью 6 МВт каждая на Полоцкой ТЭЦ и Могилевской ТЭЦ-1.

– Реконструирована Лидская ТЭЦ с установкой турбины 12 МВт.

– Первая очередь подстанции 330 кВ “Колядичи”.

– Турбодетандерная установка электрической мощностью 5 МВт на Минской теплоэлектроцентрали – ТЭЦ-4.

В соответствии с Государственной программой в 2006-2021 годах по системы концерна “Белэнерго” планируется:

– осуществить модернизацию энергетического оборудования практически всех крупных электростанций Беларуси – Лукомльской и Березовской ГРЭС, Минских ТЭЦ-2, ТЭЦ-3 и ТЭЦ-5, Новополоцкой ТЭЦ, Могилевской ТЭЦ-2, Гродненской ТЭЦ-2 и других;

– ввести в эксплуатацию миниТЭЦ, установив электрогенерирующее оборудование на районных котельных в городах Молодечно, Могилев, Борисов, Гомель, Жлобин, на котельных “Восточная” в городе Витебске, “Северная” в городе Гродно и на других.

В республике, с учетом народнохозяйственного эффекта, будут реализованы ряд крупных энергоэффективных проектов на объектах подведомственных предприятиях концерна “Белнефтехим”, Министерства строительства и архитектуры, Министерства промышленности, Министерства сельского хозяйства и продовольствия, Министерства жилищно-коммунального хозяйства и других .

С целью увеличения объемов использования местных видов предусмотрено ввести в эксплуатацию миниТЭЦ и отдельных агрегатов, работающих на древесине, отходах деревообработки, торфе на базе котельных “Осиповичи”, “Вилейка”, в городах Витебск, Рогачев, Лунинец, на Пинской, Жодинской и Бобруйской ТЭЦ и другие.

Использование гидроэнергоресурсов является одним из путей решения проблем уменьшения зависимости энергетики от импорта топлива. Планируется строительство малых гидроэлектростанций, в том числе – Гродненская (17 МВт), Полоцкая (23 МВт), Днепро-ГЭС (5 МВт), Зельвенская (0,2 МВт), Браславская (0,3 МВт), Погостская (0,27 МВт) и другие.

Будут построены турбодетандерные установки на Лукомльской ГРЭС и Гомельской ТЭЦ-2.

Планируется осуществить модернизацию и развитие тепловых и электрических сетей, что позволит сократить потери энергии, а также снизить износ электрических сетей – с 54,7 в 2005 году до 42,4 процента в 2021 году, тепловых сетей – с 78,2 до 60,3 процента.

В соответствии с Государственной программой за счет реализации энергоэффективных мероприятий будут наращиваться установившиеся тенденции снижения энергоемкости валового внутреннего продукта в республике, повышаться эффективность использования топливно-энергетических ресурсов.

Реализация Государственной программы позволит:

в сфере энергетики повысить:

-уровень обеспечения энергетической безопасности Республики Беларусь за счет обновления основных производственных фондов Белорусской энергосистемы, эффективного использования топливно-энергетических ресурсов и увеличения использования местных, нетрадиционных и возобновляемых источников энергии;

– надежность работы Белорусской энергосистемы в целом за счет обновления основных фондов;

в социальной сфере увеличить:

– количество рабочих мест на новых объектах, всех стадиях добычи, производства, транспортировки и использования местных видов топлива и альтернативных источников энергии;

– налоговые отчисления в республиканский и местные бюджеты;

в производственной сфере:

– увеличить спрос на оборудование и технологии для использования местных видов топлива;

– увеличить объем производства и потребления местных видов топливно-энергетических ресурсов к 2021 году до уровня 6,17 млн. т у.т., в том числе:

В качестве прогнозируемых результатов к 2021 году предусматривается:

– снижение энергоемкости ВВП не менее 25 процентов к уровню 2005 года;

– получение суммарного объема годового замещения местными видами импортного топлива в 2021 году 6170 тыс. т у.т.;

– экономия топлива в республике 4600 тыс. т у.т., по энергосистеме в 2006-2021 годах 900 тыс. т у.т.;

– обновление основных производственных фондов в целом по энергосистеме со снижением степени износа с 60,7 до 45,8 процента, или на 14,9 процентного пункта;

– достижение установленной мощности в энергосистеме до уровня 8840 МВт, в том числе ввод новых мощностей – 1413,9 МВт, демонтаж устаревших энергетических мощностей – 461,6 МВт;

Общий предполагаемый объем финансовых ресурсов на реализацию всех мероприятий программы в 2006-2021 годах составит 5167,5 млн. долларов США.

В том числе:

в модернизацию основных производственных фондов – 2567,5 млн. долларов США;

– в энергосбережение – 1852,2 млн. долларов США (без учета объектов концерна “Белэнерго”);

– в местные виды топлива – 747,8 млн. долларов США (без учета объектов концерна “Белэнерго”).

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Ткачев С.П. «Устойчивое развитие»: спасение человечества или «троянский конь»? // Наш современник,2006, №6. С.161—167.

2. Ткачев С.П. О некоторых методологических подходах к проблеме перехода Республики Беларусь к устойчивому развитию // Организация и управление, 2003, №1—2. С. 5—25.

3. Мясникович М.В., Ткачев С.П. Республика Беларусь на пути устойчивого развития // Проблемы управления, 2005, №3. С.6—11.

4. Ткачев С.П. Об организационно-экономическом построении электроэнергетики // Информационный бюллетень Администрации Президента Республики Беларусь, 2005, №2. С. 73—85.

5. Ткачев С.П., Мясникович М.В. Совершенствование системы управления энергетическим комплексом в контексте энергобезопасности страны // Наука и инновации, 2005, №2. С. 2—17.

6. Ткачев С.П., Тимошпольский В.И., Агеев А.В. Модернизация энергетической системы Республики Беларусь как элемент реализации программы энергетической безопасности // Изв. вузов и энерг. объединений СНГ. Энергетика, 2006, №3. С. 5—14.

7. Мясникович М.В., Тимошпольский В.И., Ткачев С.П. Основные направления реформирования энергетического комплекса Республики Беларусь // Инф. бюллетень Администрации Президента Республики Беларусь, 2006, №7. С. 65—73.

8. Падалко Л. П. Проблемы реструктуризации белорусской электроэнергетики: Материалы международной научной конференции. СПб., 2002.

9. Заборовский А. М. Реформирование и развитие белорусской электроэнергетики в условиях расширения ЕС: Материалы международной научно-практической конференции “Мировая экономика и бизнес-администрирование”. Мн., 2004.

10. Беляев Л. С., Подковальников С. В. Рынок в электроэнергетике: проблемы и перспективы развития генерирующих мощностей. Новосибирск: Наука, 2003.

11. Падалко Л. П., Почекина В. В., Киринович С. А. Беларусь на пути в международный энергетический рынок / Под ред. В. Ф. Медведева Мн.: Равноденствие, 2003.

12. Падалко Л. П., Шаповалов М. В. Реструктуризация и проблемы инвестирования Белорусской энергосистемы // Энергия и менеджмент. 2008. № 10.