Владимир ЧУПРОВ, руководитель энергетического отдела «Гринпис» (Россия, г. Москва)
Олег БОДРОВ, руководитель общественной организации «Зеленый Мир» (Россия, г. Сосновый Бор, Ленинградская область)
Игорь ШКРАДЮК, кандидат технических наук, эксперт Международного социально-экологического союза (Россия, г. Москва)

В отличие от белорусских энергетиков экологи полагают, что энергетический баланс страны может быть сбалансирован и без строительства АЭС, путем активного использования возобновляемых источников энергии. Альтернативный инновационный сценарий, предлагаемый в настоящей публикации, позволяет снизить потребление газа в энергетике республики почти на 50% - с 18,5 до 9,3 млрд. куб. м при удельных затратах на единицу сэкономленного газа на 20-40% меньше, чем в ядерном «сценарии».

В начале 2008 г. РУП «БелТЭИ» выполнил прогноз потребности Республики Беларусь в энергоносителях до 2025 г. Энергопотребление в 2020 г. планировалось на уровне 47,1 млрд. кВт∙ч., что потребовало бы ввода около 1000 МВт дополнительных мощностей. Прогноз был сделан исходя из предположения, что среднегодовой темп роста ВВП на период 2005-2015 гг. составит 7,9, а на период 2015-2030 гг. - 6%. Полученная величина роста ВВП в Беларуси соответствует темпам роста в Китае, что вряд ли осуществимо. В прогнозе сделано также спорное допущение, что 1% роста ВВП влечет 0,3% рост энергопотребления. Экономический кризис неизбежно внесет поправки в прогноз 2008 г.
Это уже происходит: по данным Белстата, в январе-феврале 2009 г. производство электроэнергии в республике снизилось относительно того же периода предыдущего года на 11,2%. Аналогичные тенденции наблюдались и в начале этого года: выработка электроэнергии в январе составила 88,1% к январю 2009 г. Следует ожидать, что с учетом мер по энергосбережению снижение энергопотребления будет сокращаться примерно на 8% в год.
Себестоимость производства электроэнергии в Беларуси в первую очередь определяется ценой на газ. По данным Министерства энергетики РБ, средняя себестоимость электроэнергии по энергосистеме в республике в 2007 г. составила 6,4 цента/кВт∙ч. Согласно контракту поставок цена на газ привязана к среднеевропейской с учетом понижающего коэффициента. Со второго квартала 2008 г. Беларусь покупает газ по цене 127,9 долл. за 1 тыс. куб. м. По оценке правительства Беларуси, средняя входная цена российского газа в 2009 г. составит 148 долл. за 1 тыс. куб. м. К 2011 г. республика должна выйти на оплату газа по европейской цене.
В результате прогнозного моделирования было установлено, что если не будут предприняты меры, через 5-7 лет при сложившемся уровне энергопотребления повышение цен на газ до 230 долл. за 1 тыс. куб. м может привести к снижению ВВП на 15,7% и конечного потребления - на 20%. Поэтому рост экономики оказывается в значительной зависимости от эффективности использования природного газа.

Характеристика ядерного сценария

В соответствии со сценарием, в 2015 г. должен быть введен первый и к 2020 г. второй энергоблок АЭС. По расчетам НАН Беларуси, пополнение энергосистемы республики суммарной мощностью 2000 МВт в период 2016-2018 гг. позволит стабилизировать себестоимость производства электроэнергии и вывести ее на уровень 13 центов/кВт∙ч в период 2025-2030 гг., тогда как при «газовом» варианте развития энергосистемы себестоимость поднимется до уровня 18 центов/кВт∙ч в 2025 г. и 21 центов/кВт∙ч - в 2030 г.

Ядерная генерация должна заместить газ в объеме 5 млн. т у.т., или 16% в общем балансе котельно-печного топлива к 2020 г., а в производстве электроэнергии примерно 30-32%. При этом абсолютный прирост потребления первичных ТЭР должен составить около 3,34 млн. т у.т. к 2020 г. (без учета газа в качестве сырья и импорта электроэнергии). Прирост должен произойти за счет местных ресурсов, в основном торфа, ГЭС и древесного топлива.
В соответствии с Государственной комплексной программой модернизации основных производственных фондов белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно-энергетических ресурсов в 2006-2010 гг. предполагается также снизить энергоемкость ВВП на 25-30% к уровню 2005 г. Исходя из предложенного сценария, к 2020 г. электрическая генерация (41 млрд. кВт∙ч/год) может выглядеть примерно следующим образом :
•    АЭС - 13,1 млрд. кВт∙ч (при коэффициенте использования установленной мощности (КИУМ) 75%);
•    ГЭС - 0,5 млрд. кВт∙ч;
•    ветер - 0,1 млрд. кВт∙ч;
•    импорт - 3 млрд. кВт∙ч;
•    турбодетандерные установки (60 МВт, КИУМ 60%) - 0,3 млрд. кВт∙ч;
•    ТЭЦ на местных видах топлива (17 МВт к 2010 г., КИУМ 60%) - 0,1 млрд. кВт∙ч;
•    мазут - 1,7 млрд. кВт∙ч;
•    газ (ориентировочно) - 22,3-25,3 млрд. кВт∙ч (с учетом и без учета импорта).
Как видно из приведенных оценок, сценарий предполагает крайне низкую вовлеченность возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в электрогенерацию: 0,9 млрд. кВт∙ч, или 2,1% в общем объеме производимой электроэнергии к 2020 г. (с учетом турбодетандерных установок). Большая часть энергии на основе местных ТЭР предназначена для получения энергии для отопления.
Сравнение финансовых потоков для ядерного и традиционного газового сценариев, выполненное в 2005 г. в Объединенном институте энергетических и ядерных исследований Сосны НАН Беларуси, показало, что экономический эффект от строительства АЭС по сравнению со строительством новых газовых мощностей достигается только на 20-м году после начала строительства.
В масштабах страны, до 2020 г. абсолютное сокращение потребляемого газа в энергетике составит примерно 23% - с 18,5 до 14,1 млрд. куб м. По другим оценкам, он будет 20% - с 18,5 до 14,9 млрд. куб. м.
Удельное (не абсолютное) сокращение потребления газа также произойдет за счет модернизации газовых мощностей (в том числе за счет парогазогенераторных технологий) и повышения КПД. По прогнозам, должно быть модернизировано от 2220 до 3000 МВт газовых мощностей, в результате чего при сжигании того же объема «голубого топлива» должна увеличиться выработка электроэнергии. Таким образом, общая теплота сгорания газа, сжигаемого ГПО «Белэнерго», в ядерном сценарии к 2020 г. составит 67 млрд. кВт∙ч. Исходя из сценарных 22,3-25,3 млрд. кВт∙ч, которые предполагает производить «Белэнерго», можно примерно оценить эффективность сжигания оставшихся объемов газа: КПД газовой генерации составит примерно 33,3-37,8%, что сохраняет потенциал дальнейшего снижения потребления газа с учетом наилучшей мировой практики, где эти показатели достигли уровня более 60%.
Независимо от решения о строительстве АЭС значительный вклад в экономию газа предполагается достичь за счет использования местных ТЭР - замещение потенциального импорта газа в объеме 6,3 млн. т у.т. к 2020 г. Однако большего эффекта можно добиться путем внедрения энергоэффективных технологий (табл. 2).

Удельная стоимость мероприятий в области энергосбережения более чем в 2,2-3,3 раза дешевле, чем строительство АЭС в пересчете на стоимость экономии 1 т у.т. Соответственно внедрение местных видов ТЭР в 1,6-2,4 раза дешевле ядерного строительства.

Инновационный сценарий на основе ВИЭ

Официально признанного или всерьез обсуждаемого безъядерного сценария, основанного на значительной доле ВИЭ, нет. Но такой сценарий можно оценить на основе имеющихся данных о потенциалах ВИЭ, вторичных ресурсов и энергоэффективности в газовой генерации.

Ветровая энергетика

Наиболее перспективными на ближайшие десятилетия направлениями развития ВИЭ являются ветровая энергетика и энергетика на основе биомассы. Еще в 1960-е гг. на территории современной Беларуси эксплуатировалось около 20 тыс. ВЭУ различного назначения. Ситуация резко изменилась, когда была осуществлена централизация электроснабжения на всей территории СССР, включая БССР.
Годовой ветроэнергетический потенциал, технологически доступный для использования существующими ВЭУ с номинальной расчетной скоростью ветра 14 м/с, составляет около 224 млрд. кВт∙ч. Наиболее благоприятные области по ветровым условиям, со среднегодовой скоростью ветра более 5 м/с на высоте 10 м от поверхности земли: Минская, Витебская и Гродненская. Средняя скорость ветра в Беларуси зимой выше, чем летом и днем выше, чем ночью. Глобальное изменение климата приводит к увеличению доли сильных ветров. Поэтому со временем потенциал ветроэнергетики будет расти.
С технической точки зрения, принято считать, что доля неустойчивых ВИЭ в сети не должна превышать 30-40%. Если принять за основу рост электропотребления в РБ до 41 млрд. кВт∙час к 2020 г. и долю ветровой энергетики в электрическом балансе 30%, то объем электроэнергии, который может быть поставлен в сеть ветропарками, составит 12,3 млрд. кВт∙ч. Предлагаемый к утилизации объем ветрового ресурса укладывается в экономически доступный потенциал ветроэнергетики РБ - 15,65 млрд. кВт∙ч.
При использовании ветроэнергетических установок (ВЭУ) единичной мощностью 2 мВт с выработкой электроэнергии 3,5 млн. кВт∙ч в год при среднегодовой скорости ветра 5,7 м/с на высоте 30 м от земли для достижения поставленной цели (12,3 млрд. кВт∙ч) необходимо ввести более 3,5 тыс. ВЭУ общей установленной мощностью свыше 7 тыс. МВт. Оценка стоимости ветровой генерации (рис. 1) приведена исходя из расчета финансовых потоков для такого ветропарка при следующих предположениях:
•    производство и монтаж установок развертывается в течение 10 лет;
•    начальная стоимость ВЭУ - 1 тыс. долл./кВт (цена, достигнутая в Западной Европе в 1998 г.);
•    производство разворачивается в РБ, инвестиции в его подготовку на имеющейся промышленной базе составят 100 млн. долл.;
•    ежегодное снижение затрат на производство - 5%;
•    срок службы ВЭУ - 20 лет, после чего она демонтируется. Стоимость демонтажа -6% стоимости ВЭУ, выручка от утилизации металлолома - 8%.
 
Как показал опыт Германии, если выработка электроэнергии ветроэлектростанциями не превышает 14% общего производства по энергосистеме, для компенсации провалов генерации в безветренную погоду резервные мощности не требуются.
Стоимость ветропарков общей мощностью около 7 тыс. МВт составляет 7 млрд. долл. Удельная стоимость биогазовых установок достигает 2 тыс. долл./кВт. Исходя из производства 2,5 млрд. кВт∙ч (порядка 380 МВт при КИУМ 75%) стоимость биогазовых установок составит 0,76 млрд. долл. Стоимость ТЭЦ на основе древесного сырья и отходов растениеводства можно сравнить со стоимостью угольных ТЭС - 2,5 тыс. долл./кВт. С учетом производства 5,5 млрд. кВт∙ч на основе древесины и отходов растениеводства требуемая мощность достигнет 840 мВт при КИУМ 75% стоимостью 2,1 млрд. долл. Исходя из расчета 1,45 тыс. долл./кВт, стоимость модернизации и/или ввода новых 3,5 тыс. мВт мощностей на основе ПГУ составит 5,08 млрд. долл.

С учетом специфических затрат, сопровождающих ядерный сценарий, инновационный «расклад» становится еще более привлекательным. С точки зрения стоимости вырабатываемой электроэнергии, оба сценария сравнимы. Но с учетом массы экономических рисков, топливных ограничений, субсидирования атомной энергетики инновационный сценарий как минимум более стабилен. Основные риски его реализации связаны с подготовкой кадров и привязкой к месту значительного количества небольших объектов - в конечном счете с вниманием органов власти на всех уровнях. Особенно важно, что в отличие от ядерной станции, строительство которой создаст концентрацию рабочих мест и налоговых поступлений в одном месте, развитие возобновляемой энергетики позволит равномерно распределить эти ресурсы по всей территории страны.