Однако проблема энергоснабжения большинства стран СНГ остаётся острой, даже в благополучных странах. Так, в Туркменистане на внутренние нужды используется до 25% добываемого газа, а 75% передаётся в страны СНГ. В тоже время, в связи с отсутствием собственного угля в республику поставляется до полутора млн.т Киргизских, Таджикских и Узбекских углей. Потребность в нефти собственными ресурсами обеспечивается на 30% и по этому предусматривается поставка нефти из России.
В Казахстане объем добычи экибастузского угля ограничен трудностью его использования на ТЭС, отсутствием специального оборудования, обеспечивающего достижение экологических норм при сжигании данного топлива. При наличии ограничений добычи природного газа на Карагагонакском месторождении имеются большие возможности при освоении Тенгизского нефти газового месторождения. Казахстан может вывозить рядовой уголь и нефть, но остаётся дефицит по газу (до 50 млн.т.у.т. на перспективу), топочному мазуту (до 2-3млн.т.у.т.) и сортовому углю. Следовательно, даже для указанных стран возникли трудности самобаланса и требуются энергетические связи с другими странами СНГ, прежде всего с Россией.
Основные тенденции развития энергетики стран ближнего зарубежья направлены на формирование национальных, экономически и экологически допустимых топливно-энергетических балансов (ТЭБ), состоят в следующем.
1. Социальная направленность развития энергетики, заключённая в достижении заданных ориентиров потребления топлива и энергии на душу населения, повышением доли расходов ТЭР в коммунально-бытовом и сельском хозяйстве и снижении в промышленности, применении экологически чистых источников.
2. Усиление политики энергосбережения, поскольку почти третья часть всех добываемых энергоресурсов в настоящее время не используется (теряется), что приводит не только к экономическому, но и к экологическому ущербу. Так, в Белоруссии с помощью низких налогов стимулируются энергосберегающие технологии, разработан план обеспечения приборами учёта ТЭР, вводятся стандарты на бытовую технику, что позволит уменьшить потребление ТЭР на 20%. В Азербайджане за счёт энергосбережения предусматривается удовлетворить потребности в ТЭР на 25%.
В то же время для внедрения энергосбережения необходимо разработать согласованную между странами СНГ программу по выпуску энергосберегающего оборудования, принять законодательные акты, механизмы формирования тарифов и цен, порядок взаимоотношения и т.п.
3. Вовлечение в ТЭБ местных энергоресурсов, включая нетрадиционные.
4. Возрастание роли природного газа во всех странах СНГ, что, в основном, связано с невозможностью вовлечение в ближайшее время в ТЭБ по требованиям экологичности и снижения поставок мазута.
5. Коренная реконструкция теплового хозяйства и электроэнергетики на базе совершенных ГТУ и ПГУ на газе.
6. Ввиду снижения добычи нефти в России, объём её переработки уменьшится, осложнится обеспечение стран СНГ бензином, дизельным топливом и мазутом (Украина, Армения, Грузия, Белорусь). В то же время избыток нефти в Казахстане позволит практически обеспечить страны СНГ в нефтепродуктах, а некоторые страны рассчитывают на собственные ресурсы (Азербайджан, Туркменистан и, возможно - Узбекистан.
7. Существенное снижение атомной энергетики в ТЭБ европейских стран ближнего зарубежья и, прежде всего на Украине. В то же время трудности в обеспечении электроэнергией заставляют некоторые страны пересматривать своё отношение к строительству АЭС. Так, в Белоруссии предполагается сооружение к 2010 г. АЭС мощностью 1000 МВт с энергоблоками нового поколения. В Армении осуществляется пуск законсервированной АЭС.
8. Усиление энергетических связей между странами: по газу – РФ и Туркменистан, по электроэнергии – практически со всеми странами, по углю – РФ с Казахстаном и др. странами.
4.4 ЯДЕРНАЯ ЭНЕРГЕТИКА В ТЭК РОССИИ.
Ядерная энергетика играет заметную роль в ТЭБ – на АЭС вырабатывается 17% электроэнергии; в 15 странах мира эта доля превосходит 30%. По прогнозам МАГАТЭ установленная мощность АЭС может возрасти к 2015 году примерно в 1.5 раза, т.е. до 390-530 ГВт. Рациональные масштабы использования ядерной энергетики определяется большим количеством факторов с особым учётом развития данной страны.
В СЭИ проведён ряд исследований экономических и экологических аспектов развития ядерной энергетики России и некоторых других регионах мира. Даже представлены кратко некоторые результаты этих исследований.
В связи с дискуссией по проблемам обеспечения безопасности российских АЭС была выполнена работа по оценке экономических последствий для страны от досрочного вывода из эксплуатации в 1995 – 1997годах АЭС с реакторами ВВЭР – 440 первого поколения и РБМК общей мощностью 12.8 ГВТ. Вывод такой мощности серьёзное возмущение для ЭБ России и требует не только ввода новых ТЭС на органическом топливе, но дополнительного развития топливных баз и транспортных коммуникаций.
Последствия определены путём составления двух вариантов развития ядерной энергетики (ЯЭ) – «базового», при котором АЭС работают до окончания своего проектного срока службы, и варианта досрочного вывода указанных АЭС.
| ХАРАКТЕРИСТИКА | 1990г. | Базовый | Досрочный | ||||||
| 2000г | 2010г | 2000г | 2010г | ||||||
| Энергопотребление | |||||||||
| (по России в целом) | 1072 | 1008 | 1253 | 1008 | 1253 | ||||
| млрд.КВт | |||||||||
| Добыча природного газа | 641 | 710 | 800-830 | 725 | 800-830 | ||||
| млрд.м3 | |||||||||
| Установленная мощность АЭС | 20,3 | 24,3 | 23,8 | 10,6 | 16,7 | ||||
| ГВт | |||||||||
| в том числе за 10 лет | |||||||||
| ввод | - | 4 | 7,8 | 3 | 7,8 | ||||
| вывод | - | 8,3 | 12,7 | 1,7 | |||||
Для каждого варианта оценивались следующие составляющие затрат: а) капиталовложения в ТЭС; б) дополнительные капиталовложения в развития топливных баз, транспортировка топлива и электроэнергии; в) затраты на вывод АЭС из эксплуатации; г) затраты на повышение безопасности работающих АЭС; д) дополнительные затраты на ядерное и органическое топливо;
В таблице 4,4 приведены разности основных показателей развития ТЭК рассматриваемых вариантов: «базовый» - «досрочный».
Таблица 4.4
| ХАРАКТЕРИСТИКА | 2000г | 2010год | |||||
| I | II | ||||||
| Установленная мощность | |||||||
| ГВт | |||||||
| АЭС | -13,7 | -7,1 | -7,1 | ||||
| ТЭС | 0,5 | 7,1 | 6 | ||||
| в том числе | |||||||
| КЭС на кузнецком угле | 0 | 2,1 | 6,8 | ||||
| КЭС на КАУ | 0 | 5 | 0 | ||||
| КЭС на газе | 0,5 | 0 | -0,3 | ||||
| капиталовложения в новые | |||||||
| ТЭС, млрд.дол. | 0,39 | 10,7 | 9,8 | ||||
| Расход топлива на ТЭС, | |||||||
| млн.ту.т./год | 19,5 | 14,1 | 15 | ||||
| в том числе: | |||||||
| природный газ | 14/3 | 0/0 | 1/-1 | ||||
| кузнецкий уголь | 0/2,5 | 6,4/-1,3 | 0/15 | ||||
| КАУ | 0/0 | 7,7/1,3 | 0/0 | ||||
| затраты на топливо | |||||||
| млрд.дол./год | 1,03 | 0,94 | 0,82 | ||||
1) – I – пониженный и II – повышенный уровень добычи газа,
2) – числитель – европейская часть РФ, знаменатель – Урал.
Из приведённых данных видно, что из-за снижения электропотребления ввода новых ТЭС для замещения АЭС не потребуется до 2000г. Но для компенсации недовыработки электроэнергии приходится считать на действующих ТЭС ежегодно 19.5 млн. т у.т. в основном природного газа. В дальнейшем потребуется дополнительный ввод мощностей на ТЭС на газе и углях.
В таблице приведены суммарные затраты, связанные с досрочным снятием АЭС с эксплуатации по сравнению с базовым вариантом. Анализируя приведённые результаты, можно сделать вывод, что дополнительные затраты довольно большие. Поэтому экономически целесообразно принять базовый вариант с повышением безопасности АЭС и сохранить их в эксплуатации до расчётного срока.