Перспективное развитие электроэнергетики должно быть направлено на обеспечение возрастающего спроса на электро-и теплоэнергию, потребление которых, по расчетам НИЭИ Министерства экономики Республики Беларусь, к 2015 г. достигнет 50—55 млрд. кВт-ч и 90 млн. Гкал соответственно. Для этого требуется наращивание их выпуска с учетом роста объемов производства продукции в условиях активизации энергосбережения. В настоящее время потребности республики в электроэнергии удовлетворяются на 77 % за счет выработки на собственных электростанциях и 23 % — за счет импорта. В то же время установленные мощности энергосистемы позволяют полностью удовлетворить внутренние потребности. Однако получается, что импортировать электроэнергию зачастую выгоднее, чем производить ее на собственных мощностях.
Стоимость одного кВт-ч белорусской электроэнергии составляет 0,034 дол. США; средняя стоимость импортного кВт-ч электроэнергии — 0,029 дол. США. Одна из причин того, что Беларусь не увеличивает импорт электроэнергии состоит в том, что не найдены схемы расчетов с импортерами. Возможности импорта из России к 2015 г. могут быть снижены в связи ростом ее внутренних потребностей; к этому же времени будет исчерпан ресурс оборудования Игналинской АЭС (Литва). Таким образом, возможный в 2015 г. импорт электроэнергии 13 России, по оценкам специалистов, не превысит 5 млрд. кВт-ч в год. Но сегодня около 85 % энергопотребления обеспечивается за счет поставок энергоносителей из-за рубежа. В общем объеме импорта их доля в денежном выражении достига-60 % и составляет порядка 1,5 млрд. дол. США — величина исходной статьи годового республиканского бюджета. Беларусь имеет уже хроническую задолженность за поставляемый природный газ, нефть, а также электроэнергию.
Для устойчивого и надежного обеспечения республики тектро- и теплоэнергией остальная часть спроса на важнейший вид энергии должна покрываться только за счет собственного производства. Это обусловливает необходимость ввода но-1ых генерирующих мощностей и технического перевооружения, действующих на основе внедрения новейших парогазовых технологий с автоматизированными системами управления. Использование данных технологий будет способствовать росту КПД электростанций, повышению надежности энергообеспечения, экономии топлива. По предварительным расчетам, коэффициент опережения темпа роста объема продукции 1расли над темпом роста потребления топливно-энергетических ресурсов составит около 2 % ежегодно.
Ряд инвестиционных проектов по вводу мощностей на малых ТЭЦ, Минской ТЭЦ-5, первый блок которой был запущен 1999 г., предусматривает реализацию прогрессивных технологий. Целесообразна также модернизация и техническое переоснащение существующих ТЭЦ на основе использования парогазовых циклов. Результатом реализации предлагаемых проектов станет увеличение генерирующих мощностей, что позволит произвести в 2015 г. 50 млрд. кВт ч электроэнергии.
Реализация проектов внедрения парогазовых циклов на ряде действующих на территории республики электростанций |может значительно сократить к 2015 г. импорт энергии из россии.
За год Беларусь потребляет около 75 млн. Гкал тепловой энергии. Существенное повышение надежности и экономичности теплоснабжения будет достигнуто при переходе на сооружение бесканальных теплотрасс из изолированных трубопроводов, обеспечивающих потери тепла на уровне 2 % на протяжении всего срока службы.
В условиях ограниченности собственных энергоресурсов актуальным представляется расширение ресурсной базы электроэнергетики. Увеличение доли природного газа в топливообеспечении генерирующих объектов с 69 до 89 % позволит существенно улучшить экологическую ситуацию в республике.
В настоящее время за счет модернизации и реконструкции энергообъектов на основе новейших технологий решается проблема замены физически и морально устаревшего оборудования. На этой основе увеличение объемов демонтажа устаревшего оборудования на предприятиях отрасли позволит достичь снижения среднеотраслевого износа активной части основных промышленно-производственных фондов с 54,7 до 37 %. Это потребует значительных финансовых средств, основными источниками которых станут отраслевой инновационный фонд, собственные средства энергообъединений, накапливаемые за счет амортизационных отчислений и прибыли, и иностранные инвестиции. В результате реализации предложенных проектов ожидается значительное улучшение эффективности работы энергопредприятий.
Несмотря на неоднозначное отношение к вопросу развития атомной энергетики и исходя из условия ограниченности собственных топливных ресурсов, обеспечения энергетической безопасности, а также оценки эколого-экономической эффективности, необходимо окончательно определиться с возможностью или невозможностью формирования в Беларуси атомной энергетики. Созданная распоряжением Совета Министров комиссия по оценке целесообразности развития в Республике Беларусь атомной энергетики признала, что в течение ближайших 10 лет нецелесообразно начинать строительство АЭС, но необходимо продолжить работы по подготовке к развитию атомной энергетики в Беларуси в будущем.
2.Топливная и нефтеперерабатывающая промышленность в РБ.
Топливная промышленность Беларуси представлена предприятиями по добыче и переработке нефти и торфа, среди которых доминируют крупнейшие нефтеперерабатывающие предприятия.
Объем добычи нефти в республике находится на уровне 1,8 млн. т в год, что покрывает внутренние потребности в нефтепродуктах на 12 %. Эксплуатационный фонд ПО "Беларуснефть" включает 544 скважины, ежегодные объемы бурения порядка 65 тыс.м обеспечивают прирост промышленных запасов нефти в объеме 500—510 тыс. т, что компенсирует добычу менее, чем наполовину. Совершенствование системы планирования финансово-хозяйственной деятельности позволило в 1997 г. сохранить себестоимость добычи одной тонны нефти на уровне 1996 г., а также снизить стоимость одного метра проходки при бурении на 12,6 %. Происходит прогнозируемое снижение объемов добычи, так как разведанные крупные месторождения находятся в заключительной стадии разработки, а вновь осваиваемые характеризуются малыми размерами и небольшими запасами. Эти запасы относятся к трудноизвлекаемым, для их извлечения требуются новейшие технико-технологические средства.
Усложнение горно-геологических условий (увеличение глубин залегания, сложное построение, незначительные размеры месторождения нефти) потребует применения высокопроизводительного нефтедобывающего оборудования, новых технологий воздействия на нефтяные пласты, автоматизации производственных процессов с целью улучшения условий труда и повышения производительности.
Нефтеперерабатывающая промышленность представлена двумя нефтеперерабатывающими предприятиями суммарной мощностью около 40 млн т переработки в год сырой нефти. В настоящее время ПО "Нафтан" располагает установками, мощность которых рассчитана на переработку до 9 млн. т нефти в год, АО "Мозырский НПЗ" — до 8 млн. т. Глубина переработки нефти находится на уровне 50 %. Низким остается технический уровень ряда производств, износ основных фондов составляет около 70 %. Качество вырабатываемых нефтепродуктов (по составу, уровню содержания примесей) в большинстве случаев не соответствует международным стандартам и не позволяет им конкурировать на внешнем рынке. По надежности оборудования, экологической безопасности, степени автоматизации и компьютеризации производственных процессов существует значительное отставание от современных нефтеперерабатывающих заводов промышленно развитых стран.
Основными направлениями организационно-технологической перестройки нефтеперерабатывающей промышленности являются:
• увеличение глубины переработки нефти до 80—85 %;
• наращивание производства и экспорта высококачественных нефтепродуктов, соответствующих требованиям международных стандартов;
• снижение энергетических и материальных затрат в процессах нефтепереработки и нефтехимии;
• вовлечение в глубокую переработку топочного мазута как основного и наиболее экономичного направления увеличения выработки моторных топлив.
Реконструкция предприятий нефтеперерабатывающей промышленности будет осуществляться поэтапно с учетом большой капиталоемкости и ограниченности инвестиционных ресурсов. Производственным объединением "Нафтан" предусматривается строительство комплекса глубокой переработки, основанного на процессе гидрокрекинга, что даст возможность получать экологически безопасные дизтоплива. На Мозырском нефтеперерабатывающем заводе первым этапом реконструкции станет внедрение процесса висбрекинга гудрона, за счет чего глубина переработки возрастет до 82 %, а выход светлых нефтепродуктов — до 53 % . На втором этапе планируется строительство комбинированной установки каталитического крекинга, что повысит глубину переработки нефти до 84 %, выход светлых нефтепродуктов — до 64—65 %.
Результатом мероприятий, направленных на повышение производственного потенциала нефтеперерабатывающих предприятий, станет увеличение производства к 2015 г. автомобильных бензинов в 2,5 раза, дизельных топлив — в 1,7 раза при одновременном сокращении выпуска топочного мазута на 10,6 %. Более 40 % производимых нефтепродуктов предусматривается экспортировать, около 70 % экспорта придется на Российскую Федерацию.
В настоящее время добыча и переработка торфа ведется 35 предприятиями. Основными видами продукции являются: торфяные брикеты, торф кусковой и сфагновой. В 1997 г. объемы их производства составили соответственно 11515,9 и 27 тыс. т. Эксплуатационные запасы торфа на сырьевых базах предприятий оцениваются в 142,5 млн т, в том числе торфа, пригодного для брикетирования, — в 100 млн т. Запасы торфа на отведенных предприятиям площадях оцениваются в 46,3 млн т, в том числе пригодных для брикетирования -в 29 млн. т.