Отраслевая программа развития электроэнергетики на 2016 – 2020 годы (Республика Беларусь)

 

УТВЕРЖДЕНО

постановление Министерства энергетики Республики Беларусь

31.03.2016  № 8

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

ПАСПОРТ. 2

ГЛАВА 1 Технико-экономическое обоснование. 7

ГЛАВА 2 Цели, задачи, показатели и сроки реализации.. 8

2.1        Цель. 8

2.2        Задачи. 8

2.3        Показатели и сроки реализации. 9

ГЛАВА 3 Прогноз потребности в энергии и мощности.. 10

ГЛАВА 4 Оценка возможности экспорта электрической энергии.. 14

4.1 Российская Федерация. 14

4.2. Украина. 15

4.3 Литва. 17

4.4 Польша. 17

ГЛАВА 5 Развитие и модернизация электрогенерирующих источников, электрических и тепловых сетей.. 19

5.1. Генерирующие источники. 19

5.2 Электрические сети и подстанции. 22

5.3. Системы теплоснабжения. 24

5.4. Интеграция АЭС в баланс энергосистемы.. 25

ГЛАВА 6 Развитие систем оперативного управления энергосистемой и учета энергии.. 27

ГЛАВА 7 Меры по охране окружающей среды... 28

ГЛАВА 8 Совершенствование тарифной политики.. 29

ГЛАВА 9 Совершенствование организационной сТРУКТУРы управления с учетом формирования общего рынка электроэнергИИ в рамках ЕАЭС.. 30

ГЛАВА 10 Совершенствование нормативной правовой базы... 31

ГЛАВА 11 Научное обеспечение. 32

ГЛАВА 12 Объемы и источникИ финансирования.. 33

ГЛАВА 13 Механизм реализации.. 40

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. 40

Приложение 1. 43

Приложение 2. 49

Приложение 3. 54

Приложение 4. 56

 

ПАСПОРТ

Наименование	–	Отраслевая программа развития электроэнергетики на 2016 – 2020 годы (далее – Отраслевая программа)
Основание для разработки	–	Указ Президента Республики Беларусь  от 26 января 2016 г. № 26 «О внесении изменений и дополнений в Директиву Президента Республики Беларусь» (Национальный правовой Интернет-портал Республики Беларусь, 28.01.2016, 1/16252)
	–	Концепция энергетической безопасности Республики Беларусь, утвержденная постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 23 декабря 2015 г. № 1084 (Национальный правовой Интернет-портал Республики Беларусь, 01.01.2016, 5/41477)
	–	комплекс мер по решению задач социально-экономического развития Республики Беларусь в 2016 году и обеспечению макроэкономической сбалансированности, утвержденный постановлением Совета Министров Республики Беларусь и Национального банка Республики Беларусь от 18 января 2016 г. № 28/2  (Национальный правовой Интернет-портал Республики Беларусь, 23.01.2016, 5/41572)
	–	комплексный план развития электроэнергетической сферы до 2025 года с учетом ввода Белорусской атомной электростанции, утвержденный постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 1 марта 2016 г. № 169 (Национальный правовой Интернет-портал Республики Беларусь, 10.03.2016, 5/41766)
Заказчик	–	Министерство энергетики (далее – Минэнерго)
Разработчики	–	Минэнерго
	–	государственное производственное объединение электроэнергетики «Белэнерго» (далее – ГПО «Белэнерго»)
	–	республиканское унитарное предприятие электроэнергетики «ОДУ»
	–	республиканские унитарные предприятия электроэнергетики, входящие в состав ГПО «Белэнерго»
	–	научно-исследовательское и проектное республиканское унитарное предприятие «БЕЛТЭИ»
	–	проектное научно-исследовательское республиканское унитарное предприятие «Белнипиэнергопром»
	–	научно-исследовательское и проектно-изыскательское республиканское унитарное предприятие «Белэнергосетьпроект»
Цель	–	повышение надежности, технологической, экономической и организационно-структурной эффективности функционирования электроэнергетики в период 2016 – 2020 годы
Основные направления	–	развитие и модернизация энергоисточников
	–	развитие и модернизация электрических сетей
	–	развитие и модернизация тепловых сетей
	–	совершенствование тарифной политики
	–	совершенствование организационной системы управления энергетической системой
	–	совершенствование нормативной правовой базы
	–	развитие информационных технологий и сетей связи
Задачи	–	сбалансированное развитие и модернизация генерирующих источников на базе внедрения инновационных технологий и вывода из эксплуатации физически и морально устаревшего энергетического оборудования
	–	строительство и реконструкция электрических сетей и подстанций
	–	строительство и реконструкция тепловых сетей
	–	интеграция Белорусской АЭС (далее – АЭС) в баланс энергосистемы, включая установку электрокотлов на тепловых электростанциях и котельных ГПО «Белэнерго»
	–	строительство пиково-резервных энерго-источников на базе газотурбинных установок (далее – ГТУ) либо газопоршневых агрегатов (далее – ГПА)
	–	оптимизация затрат на производство, передачу, распределение и продажу электрической и тепловой энергии
	–	диверсификация первичных энергоноси-телей в топливном балансе энергосистемы на базе использования местных топливно-энергетических ресурсов (далее – МТЭР)
	–	поддержание на достигнутом уровне износа основных производственных фондов организаций ГПО «Белэнерго»
	–	совершенствование тарифной политики
	–	совершенствование нормативной правовой базы
	–	совершенствование структуры управления энергосистемой;
	–	проведение мероприятий, нацеленных на улучшение показателей охраны окружающей среды;
	–	проведение научно-исследовательских и проектно-конструкторских работ в сфере производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии.
Срок выполнения	–	2016 – 2020 годы
Прогнозная стоимость	–	потребность в финансовых средствах на реализацию мероприятий Отраслевой программы организациями ГПО «Бел-энерго» с НДС составляет 49 560,65 млрд. рублей (1 846,86 млн. долларов США), в том числе собственные средства – 18 408,31 млрд. рублей (673,07 млн. долларов США), кредитные средства – 16 901,55 млрд. рублей (648,11 млн. долларов США), прочие источники финансирования 14 250,78 млрд. рублей (525,69 млн. долларов США)
Источники финансирования	–	собственные средства, кредитные ресурсы
Контроль выполнения	–	Минэнерго
Исполнители	–	организации Минэнерго
Ожидаемые результаты	–	ввод электрической мощности: на АЭС – 2388 МВт, на объектах ГПО «Белэнерго» – 340,3 МВт, пиково-резервных до 800 МВт
	–	вывод из эксплуатации неэффективных мощностей в ГПО «Белэнерго» – 216,0 МВт и замещение выбывающих – 116,0 МВт
	–	снижение технологического расхода на передачу электроэнергии в электрических сетях на величину до 1 процентного пункта
	–	снижение технологического расхода тепловой энергии на ее передачу в тепловых сетях на величину до 0,7 процентного пункта
	–	экономия топливно-энергетических ресурсов в ГПО «Белэнерго» за 2016 – 2020 годы не менее 850 тыс. т у.т.
	–	уменьшение использования природного газа в 2020 году всего на 3,44 млн. т у.т. (2,5 млрд. куб. м), в том числе за счет ядерного топлива – 2,8 млн. т у.т., электрической энергии для производства тепловой энергии – 0,35 млн. т у.т., МТЭР – 0,19 млн. т у.т., повышения эффективности – 0,1 млн. т у.т.
	–	увеличение объема использования энергии возобновляемых источников энергии (далее – ВИЭ) на объектах ГПО «Белэнерго» – 68,5 тыс. т у.т.
	–	увеличение использования МТЭР на объектах ГПО «Белэнерго» – 190 тыс. т у.т. (при условии реализации проекта по установке котла на МТЭР на Мозырской ТЭЦ)
	–	выработка электроэнергии на базе ВИЭ на объектах ГПО «Белэнерго» – порядка 380,0 млн. кВт·ч
	–	доля доминирующего ресурса (газа) в производстве тепловой и электрической энергии – 70 процентов
	–	отношение суммарной установленной мощности к максимальной фактической нагрузке в энергосистеме – 160 процентов
	–	отношение среднесуточного числа нарушений электроснабжения населенных пунктов к общему числу населенных пунктов – 0,4 процента
	–	удельный вес накопленной амортизации в первоначальной стоимости основных средств организаций по строительству и реконструкции электрических сетей и подстанций – 50 процентов; тепловых сетей – 45 процентов, генерирующие источники – не более 43 процентов
	–	ввод электрокотлов суммарной мощностью до 985 МВт
	–	отношение объема инвестиций в основной капитал, вложенных в развитие производственных фондов организаций ГПО «Белэнерго», к первоначальной стоимости основных средств организаций ГПО «Белэнерго» – 7 процентов

ГЛАВА 1
Технико-экономическое обоснование

За период реализации Государственной программы развития Белоруской энергосистемы на период до 2016 года (далее Программа – 2016) суммарная установленная мощность всех электрогенерирующих источников Республики Беларусь возросла на 1482,4 МВт: с 8266,1 МВт (по состоянию на 01.01.2011) до 9741,4 МВт (по состоянию на 01.01.2016) без учета резервных дизельных генераторов на отдельных объектах. При этом на объектах ГПО «Белэнерго» выведено из эксплуатации 746,0 МВт неэффективных и введено 1908,4 МВт высокоэффективных генерирующих мощностей. С 2010 по 2015 годы в ГПО «Белэнерго» снижен удельный расход топлива на отпуск электрической энергии на 33,4 г у.т./кВт·ч: с 268,9 г у.т./кВт·ч до 235,5 г у.т./кВт·ч, возросла протяженность электрических сетей (воздушных и кабельных) с 269 тыс. км до 276,2 тыс. км, завершено строительство парогазовых энергоблоков на ТЭЦ‑5 мощностью
400 МВт, на Березовской и Лукомльской ГРЭС мощностью по 427 МВт.

Необходимость разработки Отраслевой программы обосновывается следующими факторами:

уровень износа основных производственных фондов (далее – ОПФ) на 1 января 2015 г. снижен до 40 процентов, что соответствует показателю, определенному Стратегией развития энергетического потенциала. Однако, около 5000 МВт генерирующих мощностей на Лукомльской ГРЭС, Березовской ГРЭС, Минской ТЭЦ‑3, Мозырской, Новополоцкой и Светлогорской ТЭЦ, Могилевской ТЭЦ‑2, Бобруйской ТЭЦ-2 и других электростанциях были введены до 1975 года (средний срок службы 47 лет), степень их износа в прогнозируемом периоде достигнет критической величины, что требует принятия обоснованных решений по их замещению или модернизации, либо частичного вывода из эксплуатации;

степень износа электрических сетей и трансформаторных подстанций достигла 65 – 85 процентов, что является основной причиной отказов в электрических сетях;

износ тепловых сетей в 2015 году достиг 47 процентов;

технологические особенности электроэнергетической отрасли, одновременность производства и потребления и отсутствие возможной работы на склад предъявляют жесткие требования к надежности работы энергосистемы и созданию требуемых резервных мощностей;

ввод в эксплуатацию АЭС резко изменяет режимы работы всех других генерирующих источников, что требует обоснованных решений по способам регулирования графиков нагрузки энергосистемы;

высокая капиталоемкость и относительно длительный период создания новых объектов в электроэнергетике, социальная значимость снабжения электрической и тепловой энергией для обеспечения комфортных условий и материального благосостояния населения требует принятия своевременных решений по развитию и модернизации систем электро‑ и теплоснабжения потребителей;

развитие отношений в электроэнергетической сфере, как на внутреннем рынке, так и с внешними партнерами, в том числе с учетом работы по формированию общего электроэнергетического рынка в рамках Евразийского экономического союза (далее – ОЭР ЕАЭС), вызывает необходимость совершенствования ее структуры управления, рассмотрения вопроса целесообразности расширения методов и способов тарифного регулирования, применяемых в сфере электроэнергетики в разрезе видов деятельности.

ГЛАВА 2
Цели, задачи, показатели и сроки реализации

2.1       Цель

Целью Отраслевой программы является повышение надежности, технологической, экономической и организационно-структурной эффективности функционирования электроэнергетики в период 2016 – 2020 годы.

2.2       Задачи

Достижение поставленной цели должно базироваться на реализации следующих основных задач:

сбалансированное развитие и модернизация генерирующих источников на базе внедрения инновационных технологий и вывода из эксплуатации физически и морально устаревшего энергетического оборудования;

строительство и реконструкция электрических сетей и подстанций;

строительство и реконструкция тепловых сетей;

интеграция АЭС в баланс энергосистемы, включая установку электрокотлов на тепловых электростанциях и котельных
ГПО «Белэнерго»;

строительство пиково-резервных энергоисточников на базе ГТУ либо ГПА;

оптимизация затрат на производство, передачу, распределение и продажу электрической и тепловой энергии;

диверсификация первичных энергоносителей в топливном балансе энергосистемы на базе использования МТЭР;

поддержание на достигнутом уровне износа основных производственных фондов организаций ГПО «Белэнерго»;

совершенствование тарифной политики;

совершенствование нормативной правовой базы;

совершенствование структуры управления энергосистемой;

проведение мероприятий, нацеленных на улучшение показателей охраны окружающей среды;

проведение научно-исследовательских и проектно-конструкторских работ в сфере производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии.

2.3       Показатели и сроки реализации

Эффективность Отраслевой программы определяется следующими показателями:

ввод электрической мощности:

на АЭС – 2388 МВт;

на объектах ГПО «Белэнерго» за 2016 – 2020 годы – 340,3 МВт; пиково-резервных до 800 МВт;

вывод из эксплуатации неэффективных мощностей за этот период в ГПО «Белэнерго» – 216,0 МВт и замещение выбывающих –
116,0 МВт;

снижение технологического расхода на передачу электроэнергии в электрических сетях на величину до 1 процентного пункта
(в сопоставимых условиях);

снижение технологического расхода тепловой энергии на ее передачу в тепловых сетях на величину до 0,7 процентного пункта
(в сопоставимых условиях);

экономия топливно-энергетических ресурсов в ГПО «Белэнерго» за 2016 – 2020 годы не менее 850 тыс. т у.т.;

уменьшение использования природного газа в 2020 году всего на 3,44 млн. т у.т. (2,5 млрд. куб. м), в том числе за счет ядерного топлива ‑
2,8 млн. т у.т., электрической энергии для производства тепловой энергии – 0,35 млн. т у.т., МТЭР – 0,19 млн. т у.т., повышения эффективности – 0,1 млн. т у.т.

увеличение объема использования ВИЭ на объектах
ГПО «Белэнерго» – 68,5 тыс. т у.т.;

увеличение использования МТЭР на объектах ГПО «Белэнерго» – 190 тыс. т у.т. (при условии реализации проекта по установке котла на МВТ на Мозырской ТЭЦ);

выработка электроэнергии на базе ВИЭ на объектах
ГПО «Белэнерго» – порядка 380,0 млн. кВт·ч;

доля доминирующего ресурса (природного газа) в производстве тепловой и электрической энергии – 70 процентов;

отношение суммарной установленной мощности электростанций к максимальной фактической нагрузке в энергосистеме – 160 процентов;

отношение среднесуточного числа нарушений электроснабжения населенных пунктов к общему числу населенных пунктов – 0,4 процента;

удельный вес накопленной амортизации в первоначальной стоимости основных средств организаций по строительству и реконструкции электрических сетей и подстанций – 50 процентов; тепловых сетей – 45 процентов, генерирующие источники – не более
43 процентов;

ввод электрокотлов суммарной мощностью до 985 МВт;

отношение объема инвестиций в основной капитал, вложенных в развитие производственных фондов организаций ГПО «Белэнерго», к первоначальной стоимости основных средств организаций
ГПО «Белэнерго» – 7 процентов.

ГЛАВА 3
Прогноз потребности в энергии и мощности

В большинстве государств мира темпы роста электропотребления находятся в прямой зависимости от роста ВВП.

В Республике Беларусь такая зависимость частично прослеживается только за последние три года. Утвержденные данные о темпах роста ВВП отсутствуют, а в Министерстве экономики рассматривается следующий (предварительно согласованный) вариант роста ВВП: 2016 год – 100,3 процента; 2017 год – 102,0 процента; 2018 год – 102,7 процента; 2019 год – 103,2 процента; 2020 год – 104 процента; 2016 – 2020 годах – 12,8 процента.

С учетом названных темпов роста ВВП и среднегодового темпа роста электропотребления за последние 10 лет на 1 процент, выполнен прогноз двух вариантов электропотребления: первый – при благоприятных условиях; второй – при неблагоприятных.

При благоприятных условиях среднегодовой темп прироста принят 1 процент, а для неблагоприятных с 2016 года – 0,7 процента.
С учетом существенного снижения электропотребления в 2015 году
(3,5 процента к уровню 2014 года) в варианте с неблагоприятными условиями предусматривается незначительное снижение и в 2016 году. Скачек роста электропотребления в 2020 году определен с учетом прироста потребления вследствие использования электроэнергии для целей отопления и горячего водоснабжения после выхода на полную мощность первого блока АЭС в объеме 1,3 млрд. кВт·ч. В соответствии с прогнозом, потребление электроэнергии в 2020 году при неблагоприятных условиях составит 38,7 млрд. кВт·ч, а при благоприятных – 39,9 млрд. кВт·ч. Прогноз максимальной нагрузки выполнен исходя из фактического удельного прироста мощности на 1 млрд. кВт·ч, прироста электропотребления за 2004 – 2014 годы, который составил 120 МВт/млрд. кВт·ч. Максимальная нагрузка в 2020 году при благоприятных условиях составит 6000 МВт, при неблагоприятных – 5840 МВт. Итоги прогноза представлены на
рисунке 1.

Увеличение темпа электропотребления в 2020 году не будет оказывать влияния на изменение темпа роста пиковой нагрузки, так как названное увеличение ориентировано на использование электроэнергии в период минимальных нагрузок энергосистемы.

Прогнозный объем выработки электрической энергии из ВИЭ в целом по республике оценивается к 2020 году на уровне
0,95 млрд. кВт·ч, в том числе 0,38 млрд. кВт·ч – на объектах
ГПО «Белэнерго» и 0,57 млрд. кВт·ч – на локальных источниках.

Развитие электрических мощностей на теплоэлектроцентралях (далее – ТЭЦ) по теплофикационному циклу будет ограничено по причине того, что потребление тепловой энергии в республике в последние годы снижается и в 2015 году составило 63,7 млн. Гкал и при этом из них доля ГПО «Белэнерго» составила 51,5 процентов. Аналогичная тенденция по объему потребления и структуре производства сохранится до 2020 года (рисунок 2).

Рисунок 1 Прогноз потребления электрической энергии и максимальной нагрузки в энергосистеме

Рисунок 2 Прогноз производства (потребления) тепловой энергии в Республике Беларусь

ГЛАВА 4
Оценка возможности экспорта электрической энергии

4.1 Российская Федерация

Установленная мощность объединенной энергосистемы на 1 января 2016 г. составила 235,3 тыс. МВт, в том числе теплоэлектростанции (далее – ТЭС) – 160,2 тыс. МВт (68,1 процента); гидроэлектростанции (далее – ГЭС) – 47,9 тыс. МВт (20,34 процента); атомные электростанции – 27,1 тыс. МВт (11,53 процента); ветроустановки и солнечные установки – 0,1 тыс. МВт (0,03 процента). Пиковое потребление в 2015 году составило 147,4 тыс. МВт, общее производство электроэнергии – 1026,9 млрд. кВт·ч, потребление – 1008,2 млрд. кВт·ч. В структуре генерирующих мощностей используются следующие энергоносители: природный газ – 49,1 процент, атомная энергия – 16,6 процента, уголь – 15,7 процента, гидроэнергия – 15,5 процента, нефть – 2,6 процента, биотопливо и прочие – 0,3 процента.

Прогноз спроса на электрическую энергию Единой энергетической системы (далее – ЕЭС) России, выполненный согласно приказу Министерства энергетики Российской Федерации 09.09.2015 № 627
«Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015 – 2021 годы» представлен в двух вариантах:

базовом со среднегодовым темпом прироста 0,7 процента;

умеренно-оптимистичном со среднегодовым темпом прироста
1,3 процента.

Варианты сформированы на основе показателей сценарных условий и основных параметров прогноза социально -экономического развития Российской Федерации на период 2016 – 2018 годов, разработанных Министерством экономического развития (май 2015 года). Величина спроса на электрическую энергию по ЕЭС России к концу прогнозного периода оценивается в размере 1067,518 млрд. кВт·ч в базовом варианте и 1108,666 млрд. кВт·ч в умеренно-оптимистичном варианте. Это больше объема потребления электрической энергии 2014 года на 53,660 млрд. кВт·ч и 94,808 млрд. кВт·ч соответственно. Превышение уровня 2014 года составит в 2021 году 5,3 процента по базовому варианту при среднегодовом приросте за период 0,7 процента и 9,4 процента по умеренно-оптимистичному варианту при среднегодовом приросте 1,3 процента. Разница между прогнозными вариантами потребления электрической энергии на уровне 2021 года оценивается в 41,148 млрд. кВт·ч (3,9 процента).

Фактическое потребление электроэнергии в 2015 году по сравнению с 2014 годом снизилось на 5,6 млрд. кВт·ч (минус 0,55 процентов) и относительно фактического объема потребления электроэнергии
2013 года снижение составляет 1,56 млрд. кВт·ч (минус 0,15 процентов).

Установленная мощность превысила максимум электропотребления на 60 процентов, что свидетельствует о наличии избыточных мощностей. Число часов использования установленной мощности электростанций в целом по ЕЭС России в 2015 году составило 4402 часа или
50,25 процентов календарного времени (коэффициент использования установленной мощности). Однако, даже учитывая низкие темпы роста спроса на электроэнергию, невысокий коэффициент использования установленной мощности, образовавшаяся избыточность в среднесрочной перспективе может быть значительно востребована в связи с необходимостью больших объемов реконструкции действующих и замещения выбывающих мощностей, так как более трети российских теплоэлектростанций отработали больше 30 лет, а в среднем возраст колеблется между 50 и 60 годами. Порядка 80 процентов атомных мощностей приближаются к концу срока эксплуатации, 78 процентов ТЭС нуждаются в переоснащении.

При планировании развития электроэнергетики Республики Беларусь до 2020 года следует учитывать, что с учетом более низкой цены топлива для ТЭС в Российской Федерации, наличия атомных электростанций в Европейской части России, а также наличия избыточных мощностей, российская электроэнергия в рыночных условиях до 2020 года будет более конкурентоспособна в сравнении с электроэнергией, вырабатываемой в энергетической системе, что исключает в ближайшей перспективе возможность экспорта электроэнергии на рыночных условиях из Республики Беларусь в Российскую Федерацию.

4.2. Украина

В 2015 году разработан проект «Новая энергетическая стратегия Украины: безопасность, энергоэффективность, конкуренция», в котором определены направления развития топливно-энергетического комплекса до 2020 года и общие принципы до 2035 года.

Суммарная установленная мощность ОЭС Украины на
1 января 2014 г. составила 54,5 тыс. МВт, в том числе 28,4 тыс. МВт – ТЭС и ТЭЦ; 13,8 тыс. МВт – атомные электростанции; 12,3 тыс. МВт – ГЭС, гидроаккумулирующие электростанции (далее – ГАЭС) и прочие.

Большинство энергоблоков ТЭС были введены в эксплуатацию в 1960 – 1975 годах Новые мощности на ТЭЦ за последние 20 лет не вводились. ТЭС характеризуется низким уровнем надежности и эффективности, а также высоким уровнем выбросов вредных веществ.

Объединенная энергосистема Украины (ОЭС) функционирует синхронно с энергосистемами Российской Федерации, Беларуси и Молдовы. Западная часть ОЭС, так называемый «Остров Бурштинской ТЭС», отсоединен от основной системы и функционирует синхронно с Европейской системой системных операторов передачи электроэнергии (ENTSO‑E), что позволяет обеспечивать экспорт электроэнергии в страны Европы.

Для регулирования нагрузки энергосистемы, в которой на атомных электростанциях вырабатывается около 50 процентов электроэнергии, широко используются существующие ГАЭС и ГЭС. Предусматривается дальнейшее развитие ГАЭС и, в частности, завершается строительство Днестровской ГАЭС мощностью 972 МВт, Ташлицкой ГАЭС – 900 МВт, разработан проект для другой очереди Днестровской ГАЭС – 1296 МВт, предусматривается расширение Каховской ГЭС – 270 МВт. На атомных электростанциях эксплуатируется 15 энергоблоков общей мощностью 13835 МВт. На Хмельницкой АЭС завершается строительство двух блоков мощностью 2000 МВт. Большинство существующих блоков на атомных электростанциях требуют специального обоснования для продления допустимых сроков их эксплуатации. В структуре производства электроэнергии не предусматриваются существенные изменения, а прирост потребления к 2020 году оценивается на уровне
3 процентов к уровню 2012 года. Основной объем производства в 2020 году будет обеспечен за счет использования природного газа – 30,1 процента; угля – 29,2 процента; ядерного топлива – 24 процента; нефти и нефтепродуктов – 11,5 процента; возобновляемых источников – 5,2 процента. Энергосистема Украины является избыточной и осуществляет экспорт в Беларусь и Молдову.
С учетом значительной доли атомных электростанций в структуре общего объема установленной мощности генерирующих источников ценовые предложения на электрическую энергию ниже, чем в Республике Беларусь.

Из энергетической стратегии Украины следует, что перспективные планы государства ориентированы на объединение с энергосистемами государств Европейского союза с отделением от энергосистем Российской Федерации и Республики Беларусь.

Однако, учитывая необходимость значительных инвестиций на масштабную модернизацию устаревших действующих ТЭС с приведением экологических показателей в соответствии с требованиями ЕС, модернизацию сетевой инфраструктуры, инвестиций на продление сроков безопасной эксплуатации отдельных, отработавших нормативные сроки блоков на АЭС, процесс полной интеграции ОЭС Украины с ЕС до 2020 года маловероятен. В этой связи, взаимоотношения энергосистемы Республики Беларусь и ОЭС Украины до 2020 года сохраняется на существующем уровне.

4.3 Литва

Общая установленная мощность электростанций достигла к 2014 году 4300 МВт. На долю ТЭС приходится 68,0 процента, гидроэлектростанций – 3,0 процента, ГАЭС – 21,0 процента, электростанций, работающих с использованием ВИЭ (ветровые и на биотопливе) – 8,1 процента. Импорт электроэнергии находится на уровне
7 млрд. кВт·ч, экспорт – около 1 млрд. кВт·ч. Импорт из Беларуси – 270 млн. кВт·ч. Годовое потребление электроэнергии на уровне
12 млрд. кВт·ч.

Межсистемная связь с энергосистемой Беларуси – пять линий электропередачи 330 кВ (далее – ЛЭП) и семь ЛЭП 110 кВ. Установлена связь с Польшей с использованием вставки постоянного тока мощностью
500 МВт и Швецией – 700 МВт.

С учетом наличия связей с Польшей и Швецией и отсутствием согласия Латвии и Эстонии в финансировании строительства Висагинской АЭС в Литве, ее создание в прогнозируемом периоде маловероятно. Отсоединение от энергосистем России и Беларуси планируется не ранее 2025 года.

Исходя из энергетической политики Литвы при планировании развития электроэнергетики Республики Беларусь следует учитывать, что с учетом меньшей стоимости топлива и более низких удельных расходов топлива на производство электроэнергии, себестоимость производства электроэнергии на ТЭС в энергетической системе будет ниже чем на аналогичных источниках в Литве, в связи с чем на энергетическом рынке перетоков в отдельные периоды возможен до 2025 года экспорт электроэнергии. Величина экспорта в рыночных условиях носит вероятностный характер, по этой причине учет влияния данного фактора на развитие генерирующих источников энергетической системы не целесообразен.

4.4 Польша

Установленная мощность энергосистемы в 2014 году –  31,1 тыс. МВт;

выработка электроэнергии – 156,6 млрд. кВт·ч;

потребление электроэнергии – 158,7 млрд. кВт·ч;

импорт – 2,2 млрд. кВт·ч;

выработка на базе угля – 86,0 процента, газа и прочих видов –
8 процента, ВИЭ – 5 процента, ГЭС – 1 процент.

Несмотря на ограничения со стороны ЕС по развитию угольной энергетики, обусловленные экологическими факторами, в Польше планируется в 2017 – 2019 годах ввести в эксплуатацию новые энергоблоки на базе использования низкосортного угля общей мощностью 4200 МВт в том числе Kozienice – 1075 МВт, Jaworzno – 910 МВт, Electrownia Opole – 2х900 МВт, Electrownia Turow – 450 МВт.

В развитие генерирующих источников на период с 2014 по 2028 годы планируются инвестиции на ветроэнергетику – 40,1 процента, на угле – 32,5 процента, на природном газе – 22,1 процента, на прочих видах – 5,3 процента.

Компания PGE ЕJ1 подготовила комплексный план на выбор поставщика технологии для первой атомной электростанции в Польше. Предполагается завершить выбор в середине 2019 года, в этот период получить принципиальное решение на строительство атомной электростанции.

Рассматривается два варианта мощностью 2700 МВт либо 3500 МВт.

По планам компании ввод в эксплуатацию первого блока ожидается в 2025 году. В качестве площадки для размещения атомной электростанции рассматривается основной вариант в Померании «Жерновец».

Для обеспечения жестких экологических требований Европейского союза к развитию угольной энергетики, потребуются большие затраты на создание и эксплуатацию планируемых и действующих ТЭС на угле и, очевидно стоимость производства электроэнергии в целом по энергосистеме с учетом более высокой стоимости газа для ТЭС в Польше, работающих на природном газе, будет сопоставима с себестоимостью ее производства в Республике Беларусь, что создает предпосылки в заинтересованности обеих сторон в организации связи через вставку постоянного тока между энергосистемами Польши и Беларуси для обмена перетоками электроэнергии в отдельные периоды на взаимовыгодных условиях. В перспективе с учетом тенденций внешнеэкономической и политической обстановки целесообразно повторное рассмотрение возможности создания вставки постоянного тока.

На основании краткого обзора политики соседних государств, следует вывод об отсутствии гарантированной возможности экспорта электроэнергии. По экономическим критериям в отдельные периоды возможен либо экспорт, либо взаимовыгодный обмен перетоками электроэнергии. С учетом неопределенности по вопросам экспорта – импорта электроэнергии, для обеспечения энергетической безопасности планирование развития электроэнергетики Республики Беларусь следует осуществлять без учета названного фактора.

ГЛАВА 5
Развитие и модернизация электрогенерирующих источников, электрических и тепловых сетей

5.1. Генерирующие источники

Условия сбалансированного развития и модернизации электрогенерирующих объектов обеспечены на основании учета следующих факторов:

прогнозных уровней электропотребления при благоприятных и неблагоприятных условиях;

соотношения мощности АЭС и других электрогенерирующих объектов;

объемов развития электрогенерирующих источников
ГПО «Белэнерго» и локальных источников;

объемов развития электрогенерирующих источников на МТЭР;

объемов резервирования генерирующих мощностей.

До 2020 года по значительной части оборудования генерирующих источников истекают нормативные сроки эксплуатации, что требует их замены, модернизации либо обоснованных сроков продления эксплуатации. Общая мощность такого оборудования составляет 4745 МВт, в том числе Лукомльская ГРЭС – 2452 МВт,
Березовская ГРЭС – 810 МВт, Новополоцкая ТЭЦ – 270 МВт,
Минская ТЭЦ‑3 – 220 МВт, Мозырская ТЭЦ – 195 МВт,
Бобруйская ТЭЦ‑2 – 180 МВт, Гродненская ТЭЦ‑2 – 180 МВт, Светлогорская ТЭЦ – 155 МВт, Могилевская ТЭЦ‑2 – 150 МВт и 143 МВт на малых ТЭЦ.

Основным мероприятием в развитии генерирующих источников в рассматриваемом периоде является ввод в эксплуатацию первого блока на АЭС в 2018 году и второго в 2020 году суммарной мощностью 2388 МВт и дальнейшее их освоение с эффективной интеграцией в баланс и режим работы энергосистемы.

В случае аварийного останова энергоблока на АЭС требуется за короткое время восстановить плановую мощность энергосистемы. Для этой цели предусмотрено содержание в энергосистеме горячего и холодного резервов, величина каждого из которых в соответствии с существующими нормативами равна мощности самого крупного блока в энергосистеме, то есть единичной мощности блока АЭС порядка 1200 МВт.

В период плановых и внеплановых остановов энергоблоков АЭС на ремонт предусматривается использование замещающих источников.

Для регулирования минимальных нагрузок энергосистемы после ввода в эксплуатацию на полную мощность АЭС без реализации специальных мероприятий потребуется ежесуточный останов всех конденсационных блоков и частично теплофикационных мощностей на ТЭС в ночные часы, что недопустимо по условиям надежности и безопасности работы электростанций. По этой причине предусматривается реализация ряда специальных мероприятий в виде установки электрокотлов на объектах ГПО «Белэнерго», а также увеличение использования электроэнергии для целей отопления и горячего водоснабжения у других потребителей, включая теплоснабжение вновь вводимых жилых районов и индивидуальной застройки на базе гибкой тарифной политики, стимулирующей использование электроэнергии в период минимальных нагрузок энергосистемы и ограничивающих в период пиковых.

Регулирование пиковых нагрузок возможно обеспечить за счет использования ГТУ либо ГПА.

Требуемую суммарную величину резерва (горячего и холодного) и компенсацию снижения мощности за счет ремонтов планируется обеспечить за счет сохранения в работоспособном состоянии отдельных блоков на Лукомльской ГРЭС и частично мощностей – на других действующих ТЭС.

Установленная мощность блок-станций (локальных источников), находящихся в параллельной работе с энергосистемой на 1 января 2016 г., составила 761,0 МВт, в том числе на базе ВИЭ – 92,4 МВт.

В целях совершенствования единой государственной политики в сфере использования возобновляемых источников энергии в 2015 году приняты Указ Президента Республики Беларусь от 18 мая 2015 г. № 209 «Об использовании возобновляемых источников энергии» и постановление Совета Министров Республики Беларусь от 6 августа 2015 г. № 662 «Об установлении и распределении квот на создание установок по использованию возобновляемых источников энергии», регламентирующие порядок создания, модернизации, реконструкции действующих установок, а также порядок установления и распределения квот, образована Республиканская межведомственная комиссия по установлению и распределение квот на создание установок по использованию возобновляемых источников энергии.

Согласно названным нормативным правовым актам создание новых, модернизация, реконструкция действующих установок по использованию ВИЭ осуществляется в пределах квот за исключением установок, создаваемых юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями исключительно в целях энергетического обеспечения своей хозяйственной деятельности, а также в рамках инвестиционных договоров заключенных и зарегистрированных в установленном порядке до вступления в силу названного Указа.

          Республиканской межведомственной комиссией по установлению и распределению квот на создание установок по использованию возобновляемых источников энергии в 2015 году  утверждены квоты на 2016 – 2018 годы в объеме 215 МВт, в том числе в разрезе видов ВИЭ: с использованием энергии биогаза – 32 МВт, энергии ветра – 50 МВт, энергии солнца – 15 МВт, энергии естественного движения водных потоков – 82 МВт, энергии древесного топлива и иных видов биомассы – 36 МВт, а также  утвержден Перечень юридических лиц и индивидуальных предпринимателей, обладающих правами на создание установок по использованию возобновляемых источников энергии в рамках выделенных квот.

Вне квот в соответствии с инвестиционными договорами, заключенными до вступления в силу Указа Президента Республики Беларусь от 18 мая 2015 г. № 209 «Об использовании возобновляемых источников энергии», ведутся работы по строительству установок по использованию ВИЭ суммарной электрической мощностью 464,3 МВт, в том числе в разрезе видов ВИЭ: энергии солнца – 291,6 МВт, энергии ветра – 151,7 МВт, энергии биогаза – 11,1 МВт, энергии биомассы – 9,9 МВт.

В период с 2016 по 2020 годы работы по созданию установок по использованию ВИЭ продолжат осуществляться в соответствии с требованиями указанных нормативных правовых актов и ежегодным установлением объемов квот на последующие три года в объемах, необходимых для выполнения задания по увеличению доли производства первичной энергии из возобновляемых источников энергии к валовому потреблению ТЭР на 1 процент (с 5 процентов в 2015 году до 6 процентов в 2020 года).

Решение о строительстве локальных энергоисточников принимается в каждом конкретном случае в соответствии с ТКП 241 – 2010 (02230) «Порядок разработки технико-экономического обоснования выбора схем теплоснабжения при строительстве и реконструкции объектов», утвержденного постановлением Минэнерго от 4 января 2010 г. № 1
«Об утверждении ТКП «Порядок разработки технико-экономического обоснования выбора схем теплоснабжения при строительстве и реконструкции объектов», Закона Республики Беларусь от 8 января 2015 года «Об энергосбережении» и с учетом положений Указа Президента Республики Беларусь от 26 января 2016 г. № 26 «О внесении изменений и дополнений в Директиву Президента Республики Беларусь».

На отдельных объектах ГПО «Белэнерго» в прогнозируемом периоде планируется ввод новых мощностей (с учетом ввода новых и замещения выбывающих) в объеме 340,3 МВт, в том числе на следующих объектах:

Минская ТЭЦ‑3 – 115 МВт;

Гродненская ТЭЦ‑2 – 70 МВт;

Могилевская ТЭЦ‑2 – 20 МВт;

Гомельская ТЭЦ‑1 – 29 МВт;

Могилевская ТЭЦ‑1 – 25 МВт;

Витебская ГЭС – 40 МВт;

Полоцкая ГЭС – 21,8 МВт;

Брестская ТЭЦ – 12 МВт;

ветропарк «Грабники» – 7,5 МВт;

Кроме того, по поручениям Совета Министров Республики Беларусь прорабатывается вопрос установки на Новополоцкой ТЭЦ котлоагрегата производительностью около 240 т пара/час (уточняется проектно-сметной документацией), работающего на нефтяном коксе.

Для регулирования пиковой нагрузки энергосистемы предусматривается установка пиково-резервных мощностей в объеме до 800 МВт на Лукомльской и Березовской ГРЭС и ТЭЦ–5.

В результате вывода из эксплуатации устаревших мощностей на отдельных объектах будет обеспечено снижение установленной мощности на 246 МВт, в том числе: на Березовской ГРЭС – 160 МВт, Новополоцкой ТЭЦ – 50 МВт, Могилевской ТЭЦ‑2 – 30 МВт; Белорусской ГРЭС – 6 МВт. Возможные объемы вывода из эксплуатации отдельных блоков на других ТЭС будут определены после выхода на проектную мощность АЭС и ее интеграции в баланс энергосистемы.

По прогнозу суммарная установленная мощность энергосистемы на конец 2020 года составит порядка 14000 МВт, в том числе
электростанции организаций ГПО «Белэнерго» и АЭС около 12180 МВт, локальные источники – 1826 МВт, из них на базе ВИЭ – 854 МВт.  Суммарная мощность ВИЭ составит порядка 7 процентов от общей установленной мощности энергосистемы.

5.2 Электрические сети и подстанции

Из всех видов основного оборудования энергосистемы износ подстанций достиг наибольшего значения и по большинству из них находится в диапазоне 60 – 85 процентов. Из 1316 подстанций более 25 лет эксплуатируются 1088 объектов или 82,7 процента. Степень износа электрических сетей по классам напряжения колеблется в широком диапазоне: от 47,2 процента – по ЛЭП 750 кВ до 75,2 процента – по ЛЭП 
35 кВ и 70,1 процента – по ЛЭП 220 кВ. Высокая степень износа самых протяженных ЛЭП 10 кВ – 60,3 процента и ЛЭП 110 кВ – 62,4 процента.
С учетом сложившейся ситуации в прогнозируемом периоде будет уделено основное внимание этой части основных производственных фондов.

Для обеспечения выдачи мощности от АЭС, повышения надежности электроснабжения отдельных регионов и устойчивости работы энергосистемы в различных ситуациях предусматривается сооружение новых магистральных ЛЭП, сооружение новых и реконструкция действующих подстанций и ряд других мероприятий.

Инвестиционный проект по выдаче мощности от АЭС реализуется в соответствии с Указом Президента Республики Беларусь 10 апреля
2014 г. № 156 «О строительстве высоковольтных линий электропередачи и подстанций для выдачи мощности Белорусской атомной электростанции». Инвестиционный проект предусматривает 23 пусковых комплекса. В период до 2016 года введены пусковые комплексы
№№ 1, 2, 6. В период реализации настоящей программы предусматривается

сооружение ЛЭП 330 кВ до следующих ПС: «Молодечно», «Столбцы», «Россь», «Поставы» (две линии), «Минск Северная», «Сморгонь»;

строительство и реконструкция ЛЭП 330 кВ по следующим направлениям: «Поставы – Игналинская АЭС», «Сморгонь – Лида», «Полоцк – Поставы», «Молодечно – Минская ТЭЦ‑4», «Поставы – Минск‑Восточная», «Гродно – Лида», «Лукомльская ГРЭС – Борисов», «Лукомльская ГРЭС – Витебск»;

строительство ПС 330 кВ «Поставы»;

реконструкция ПС 330 кВ: «Сморгонь», «Россь».

Для повышения надежности электроснабжения промышленных узлов и отдельных потребителей предусматривается:

строительство ПС 330 кВ «Металлургическая»;

реконструкция ПС 330 кВ: «Барановичи», «Гродно–Южная», «Мирадино», «Могилев», «Минск Северная»;

реконструкция ПС 750 кВ «Белорусская»;

перевод сети напряжением 220 кВ на напряжение 330 и 110 кВ;

оснащение (модернизация) электрических сетей противоаварийной и режимной автоматикой;

поэтапный вывод из эксплуатации ЛЭП 35 кВ с переводом на 110 кВ или 10 кВ с подключением нагрузки по сети 10 кВ к ближайшей
ПС 110 кВ;

значительный объем модернизации и технического переоснащения парка оборудования сетей и подстанций напряжением 110 кВ с заменой оборудования, отслужившего свой нормативный срок;

ежегодное строительство и реконструкция электрических сетей напряжением 0,4 – 10 кВ в объеме порядка 1500 км (подлежит ежегодному уточнению);

ежегодная реконструкция кабельных линий 10 (6) кВ на уровне 300 км;

внедрение интегрированных автоматизированных систем районов электрических сетей и микропроцессорных систем дистанционного управления;

развитие и дальнейшее внедрение «умных сетей» электроснабжения (Smart Grid) на основе использования информационных и коммуникационных сетей и технологий для сбора информации, контроля за процессами и системами на стадиях производства, передачи, распределения и продажи электрической энергии, позволяющих повышать эффективность, надежность и устойчивость электроснабжения потребителей.

В рамках развития трансграничных электросетевых проектов при наличии заинтересованности польской стороны возможно строительство линии электропередач напряжением 400 кВ и вставки постоянного тока мощностью 500 МВт. Перечень основных инвестиционных проектов представлен в приложении 2.

5.3. Системы теплоснабжения

В развитии систем теплоснабжения предусматривается:

проведение мониторинга эффективности функционирования тепловых источников в целях оптимизации их нагрузки в 2016 году, разработка плана модернизации действующих тепловых источников с выводом из эксплуатации (при необходимости) неиспользуемых мощностей до 2020 года;

обеспечение оптимального сочетания централизованного и децентрализованного теплоснабжения с выделением соответствующих зон их эффективности;

внедрение теплонасосных установок при условии их экономической целесообразности для вовлечения ВЭР и ВИЭ в системы теплоснабжения;

дальнейшее развитие автоматических и автоматизированных систем управления теплоснабжающими комплексами (источники, тепловые сети, потребители);

разработка нормативной правовой базы, обеспечивающей эффективное взаимодействие производителей тепловой энергии, организаций, осуществляющих его транспортировку и распределение и потребителей;

сокращение тепловых потерь и утечек теплоносителя в результате реконструкции тепловых сетей на основе применения ПИ-трубопроводов, новых высокоэффективных теплоизоляционных материалов;

выработка и реализация согласованной политики в сфере балансовой принадлежности тепловых сетей и котельных между Минэнерго, Минжилкомхозом, облисполкомами и Минским горисполкомом;

для замены устаревших тепловых сетей, подключения новых потребителей, приемки дополнительных тепловых нагрузок от жилищно-коммунальных организаций и промышленных потребителей, ежегодно осуществление замены 80 – 100 км трубопроводов (в однотрубном исчислении) при условии обеспеченности источниками финансирования.

5.4. Интеграция АЭС в баланс энергосистемы

Ограниченные возможности изменения мощности АЭС требуют поиска других организационно-технических мероприятий для регулирования нагрузки энергосистемы. В мировой практике для этих целей широко используются гидроэлектростанции, гидроаккуму-лирующие электростанции, действующие ТЭС с их разгрузкой до технического минимума, стимулирующие тарифы для использования электроэнергии в системах отопления и горячего водоснабжения в период минимальных нагрузок энергосистемы (в ЕС свыше 20 процентов электроэнергии от общего потребления населением расходуется для этих целей). Другие известные способы, такие как воздушно-аккумулирующие электростанции, водородная энергетика, маховики, сверхпроводящие магнитные накопители, электромобили и т.п. получили ограниченное развитие.

В прогнозируемых условиях развития экономики Республики Беларусь по технико-экономическим показателям наиболее приемлемы из перечисленных – использование ТЭС в режиме их разгрузки до технического минимума и использование электроэнергии в системах отопления и горячего водоснабжения с аккумуляторами тепловой энергии посредством электрокотлов, устанавливаемых на ТЭС и котельных, а также электроводонагревателей различных типов в индивидуальных системах отопления и горячего водоснабжения. Общий объем электрокотлов, необходимых к установке на ТЭС и котельных
ГПО «Белэнерго», оценивается величиной до 985 МВт, а на источниках иной ведомственной принадлежности – порядка 200 МВт.

С учетом единичной мощности энергоблоков на АЭС порядка 1200 МВт, возрастают требования к созданию необходимых резервов (горячего, холодного, ремонтного, технологических ограничений), суммарную мощность которых в объеме 3300 МВт предусматривается обеспечить за счет поддержания в работоспособном состоянии и использования частично отработавших свой срок блоков на Лукомльской ГРЭС, а также других мощностей на действующих ТЭС.

В условиях функционирования АЭС возрастают требования к необходимости создания аварийного резерва, который может быть обеспечен на базе ГТУ или ГПА (не вращающийся резерв) либо размещением резерва в энергосистемах сопредельных государств.

В настоящее время в рамках параллельной работы Белорусской энергосистемы с энергосистемами России и стран Балтии действует соглашение об оказании аварийной помощи (далее – Соглашение).
Цены на поставку электроэнергии в рамках договоров на оказание аварийной помощи зависят от объема и времени суток и достигают величины порядка 400 – 600 евро/МВт·ч (при объеме до 100 МВт·ч).
В рамках действующего Соглашения величины аварийной помощи более
100 МВт·ч являются негарантированными и имеют более высокую стоимость, что повлечет за собой дополнительные затраты на поддержание гарантированного резерва мощности за пределами республики в размере
1200 МВт после ввода в эксплуатацию энергоблока АЭС.

На размещение аварийного резерва в энергосистемах сопредельных государств могут накладываться следующие ограничения по его использованию:

при аварийном отключении блока АЭС произойдет увеличение перетоков в межгосударственных сечениях, при этом в случае его достижения максимальной величины реализация резерва в смежной энергосистеме по данному сечению невозможна (рисунок 3);

для недопущения вышеуказанного ограничения, в связи с неопределенностью сроков реализации аварийного резерва, превентивно потребуется ограничивать транзит электроэнергии по линиям электропередачи Беларуси на величину резерва с целью обеспечения пропускной способности межгосударственных сечений, независимо от того будет ли он реализован либо нет, что повлечет за собой недоиспользование транзитного потенциала Республики Беларусь.

 

Рисунок 3 Ограничение реализации резерва в сопредельных государствах при перегрузе сечений.

 

Также необходимо учитывать существующую возможность выхода стран Балтии из состава единой энергетической системы с переходом в режим параллельной работы с ОЭС стран Европейского союза, а это в свою очередь ограничит возможности размещения резерва на их территории без дополнительного строительства сетевой инфраструктуры.

Размещение резерва мощности за пределами республики в том числе приведет к снижению энергетической безопасности. В случае аварийного останова энергоблока АЭС возможность сохранения и восстановления надежного электроснабжения потребителей будет зависеть от смежных энергосистем.

         С учётом вышеизложенного целесообразно аварийный резерв обеспечивать с использованием ГТУ либо ГПА.

Требуемая мощность и выбор конкретного вида оборудования для аварийного резерва, а также мощность и место установки электрокотлов будут определены по результатам разработки соответствующей предпроектной документации.

При установке электрокотлов и пиково-резервных мощностей
ГПО «Белэнерго» будут обеспечены меры, позволяющие не допустить роста численности персонала в целом по энергосистеме.

Для стимулирования увеличения использования электроэнергии всеми потребителями в период минимальных нагрузок энергосистемы и сокращения потребления в период пиковых нагрузок предусматривается разработка дифференцированных тарифов по периодам суток.

Реализация мероприятий по интеграции АЭС в энергосистему предполагается в рамках Отраслевой программы (проектные работы и частичная реализация) и Государственной программы «Наукоемкие технологии и техника на 2016 – 2020 годы» подпрограммы «Интеграция Белорусской атомной электростанции в энергосистему Республики Беларусь».

ГЛАВА 6
Развитие систем оперативного управления энергосистемой и учета энергии

Для оперативного управления энергосистемой, обеспечения требуемой надежности и повышения эффективности ее функционирования предусматривается развитие действующих и создание новых технических и программно-технических комплексов, включающих:

автоматизированную систему контроля и учета электроэнергии (далее – АСКУЭ) промышленных потребителей, в том числе юридических лиц (индивидуальных предпринимателей), имеющих в собственности, хозяйственном ведении или оперативном управлении локальные источники, для планирования и контроля оперативных режимов энергетической системы;

АСКУЭ межгосударственных и межсистемных перетоков и генерации, региональные АСКУЭ;

автоматику отключения потребителей для мгновенного восстановления баланса мощности энергосистемы;

программно-технический комплекс для оптимального распределения электрических нагрузок;

интегрированный для всех уровней программно-технический комплекс и математические модели для оптимизации работы электрической сети, расчета установившихся и переходных режимов;

комплекс технических средств и соответствующее программное обеспечение для системы автоматического регулирования частоты и мощности с использованием блочного оборудования ряда электростанций;

средства принудительного распределения потоков активной мощности по межгосударственным электрическим сечениям;

противоаварийную автоматику для оперативного восстановления баланса электрической мощности в отдельных узлах;

интегрированную автоматизированную систему управления,  включающую: информационные сети диспетчерского управления, автоматизированные системы управления технологическими процессами электростанций, тепловых и электрических сетей и другие.

С целью расширения использования дифференцированных тарифов, как у отдельных хозяйствующих субъектов, так и у населения, предусматривается замена существующих приборов учета на многотарифные счетчики с интеграцией их в автоматические системы учета.

ГЛАВА 7
Меры по охране окружающей среды

Эффект снижения воздействия на окружающую среду при производстве электрической и тепловой энергии будет достигнут за счет соблюдения экологически оптимальных режимов эксплуатации генерирующих источников, внедрения эффективных видов оборудования и технологий в электрических и тепловых сетях, вытеснения органического топлива из топливного баланса энергосистемы ядерным топливом и, частично, за счет вовлечения ВИЭ, что позволит сократить выбросы загрязняющих веществ и парниковых газов в атмосферный воздух на величину до 10 процентов.

Для обеспечения требуемых экологических условий предусматривается:

создание и стимулирование внедрения экологически чистых и ресурсосберегающих технологий при производстве, передаче, распределении, хранении и использовании топливно-энергетических ресурсов;

гармонизация норм белорусского и международного экологического законодательства;

предотвращение загрязнения водных объектов и сохранение биологических ресурсов при эксплуатации ГЭС;

повышение квалификации персонала, обслуживающего энергообъекты, ответственного за промышленную и экологическую безопасность производства;

проведение экологического мониторинга, формирование экологической отчетности;

разработка и внедрение автоматизированных и автоматических систем контроля и учета выбросов вредных веществ с параллельным регулированием технологических процессов, обеспечивающих требуемые нормативы предельно допустимой концентрации и предельно допустимых выбросов.

ГЛАВА 8
Совершенствование тарифной политики

В тарифной политике предусматривается:

дальнейшее поэтапное сокращение перекрестного субсидирования в тарифах с учетом планируемого роста реальных доходов населения и системы адресных дотаций отдельным категориям граждан;

разработка системы нормативных правовых актов по формированию тарифов на электрическую энергию по видам деятельности (производство, передача, распределение и продажа) на основании раздельного учета и в соответствии с этапами реформирования энергосистемы;

расширение методов и способов тарифного регулирования, применяемых в разрезе видов деятельности: производство, передача, распределение и продажа;

совершенствование тарифов на тепловую энергию в части введения дифференцированных тарифов по параметрам теплоносителя;

оптимизация уровней тарифов на электроэнергию, используемую для нужд отопления и горячего водоснабжения;

оптимизация уровней тарифов на электроэнергию для потребителей, осуществляющих расчеты за электроэнергию по тарифам, дифференцированным по временным периодам;

расширение перечня категорий потребителей, осуществляющих расчеты по тарифам, дифференцированным по временным периодам.

 

ГЛАВА 9
Совершенствование организационной сТРУКТУРы управления с учетом формирования общего рынка электроэнергИИ в рамках ЕАЭС

Направления совершенствования системы управления энергетической системой определены с позиции повышения уровня ее управляемости для обеспечения надежности работы в связи с существенно возросшим за последние пять лет числом производителей электрической энергии, а также равноценного участия белорусской стороны в интеграционных процессах.

На условиях обеспечения энергетической безопасности предусматриваются следующие основные принципы структурного преобразования:

разделение конкурентных и естественно-монопольных видов деятельности;

создание в конкурентных видах экономической деятельности равных условий осуществления деятельности для всех организаций независимо от формы собственности и ведомственной подчиненности;

осуществление единого оперативно-диспетчерского управления;

корректировка действий на основе мониторинга эффективности проведения структурных преобразований, системной проработки и анализа нормативных правовых актов, оценки влияния реструктуризации энергетической отрасли на финансово-экономические показатели функционирования энергосистемы и надежность энергоснабжения потребителей.

В 2016 – 2020 годы планируется реализовать следующие мероприятия:

осуществить совершенствование системы управления и организационной структуры электроэнергетической системы, обеспечив разделение производственного цикла по видам деятельности (производство, передача, распределение и продажа электрической энергии) с созданием соответствующих субъектов хозяйствования;

разработать и принять необходимые нормативные правовые акты, регулирующие, в том числе вопросы:

отношений между государством и организациями в сфере электроэнергетики;

степени участия государства в управлении данной отраслью и регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию;

основные принципы формирования и функционирования оптового и розничного рынков электрической энергии.

В результате совершенствования системы управления будут созданы условия для осуществления деятельности в сфере электроэнергетики с применением рыночных механизмов.

Формирование рынка электрической энергии, состоящего из оптового и розничного сегментов, будет способствовать:

достижению баланса экономических интересов производителей и потребителей электрической энергии при реализации гражданских отношений;

формированию цен (тарифов) в электроэнергетике с учетом затрат и финансовых результатов по каждому виду экономической деятельности;

повышению уровня энергетической безопасности, надежному, экономически эффективному функционированию, инвестиционному и инновационному развитию электроэнергетики с учетом проводимой единой государственной энергетической политики;

выполнению принятых Республикой Беларусь обязательств в части формирования общего электроэнергетического рынка государств-членов ЕАЭС, СНГ.

ГЛАВА 10
Совершенствование нормативной правовой базы

Направления совершенствования и развитие нормативной правовой базы должны учитывать планируемые изменения условий функционирования энергосистемы, основными из которых являются:

развитие рыночных отношений на базе выделения конкурентных и монопольных видов деятельности в сфере электроэнергетики;

ввод в эксплуатацию и интеграция АЭС в баланс энергосистемы;

формирование ОЭР ЕАЭС;

развитие локальных источников.

С целью обеспечения названных направлений в прогнозируемом периоде планируется разработать следующие документы:

после одобрения Главой государства концепции проекта Закона Республики Беларусь «Об электроэнергетике» будет разработан соответствующий закон;

нормативные правовые акты, регулирующие отношения в электроэнергетике (включая вопросы использования электрической энергии для целей отопления);

нормативные правовые акты, регламентирующие основные направления реформирования электроэнергетики;

условия и требования к безопасному развитию ядерной энергетики, обращению с радиоактивными отходами и физической защите ядерно-опасных объектов;

нормативные правовые акты, позволяющие реализовать мероприятия, направленные на интеграцию АЭС в баланс энергосистемы.

С целью выполнения международных обязательств предусматривается обеспечить участие в разработке нормативной базы ОЭР ЕАЭС с учетом интересов Республики Беларусь, в том числе с учетом особого мнения Республики Беларусь к Концепции формирования ОЭР ЕАЭС. Участие белорусской стороны в создании ОЭР ЕАЭС будет осуществляться в соответствии с порядком и сроками, установленными Договором о ЕАЭС, другими актами Союза.

ГЛАВА 11
Научное обеспечение

Планируется проведение и дальнейшее развитие научно-исследовательских и конструкторских разработок по следующим направлениям:

разработка и применение новых энергосберегающих технологий и оборудования на генерирующих источниках, в электрических сетях;

разработка технологий и оборудования для использования МТЭР;

создание высокоинтегрированных интеллектуальных системообразующих и распределительных электрических сетей нового поколения;

разработка и внедрение механизмов и технологий ограничения нагрузки энергоисточников на окружающую среду и климат путем снижения выбросов (сбросов) загрязняющих веществ, а также эмиссии парниковых газов;

разработка оптимальных способов регулирования нагрузки энергосистемы для обеспечения ее стабильной работы после ввода АЭС;

создание интегрированного информационно-управляющего комплекса оперативного диспетчерского управления в режиме реального времени;

разработка экономико-математических моделей для прогнозирования оптимального развития и функционирования энергосистемы;

оптимизации схем теплоснабжения для конкретных районов и объектов;

разработка автоматизированных систем управления энергоисточниками;

разработка системы мер по снижению вероятности угроз энергетической безопасности и обеспечению работ энергосистемы в чрезвычайных ситуациях;

разработка автоматизированной системы подготовки и повышения квалификации персонала;

создание постоянно обновляемой информационной базы энергоэффективных технологий и оборудования.

ГЛАВА 12
Объемы и источникИ финансирования

Оценка объемов средств, необходимых на 2016 – 2020 годы на мероприятия по развитию энергосистемы (без учета финансирования АЭС), произведена на основании предварительных укрупненных расчетов. Прогнозируемая потребность в финансировании с учетом НДС составляет 49 560,65 млрд. рублей (1 846,86 млн. долларов США), из них собственные средства – 18 408,31 млрд. руб., кредиты – 16 901,55 млрд. руб., прочие источники – 14 250,78 млрд. руб. (таблицы 1 – 4)^[1].

Финансирование научного сопровождения Отраслевой программы планируется в размере 19,64 млрд. рублей с НДС, на внедрение результатов государственных научно-технических программ «Энергетика» – 128,58 млрд. рублей с НДС.

Требуемые инвестиции на реализацию мероприятий по режимной интеграции АЭС (установка электрокотлов на ТЭС и котельных
ГПО «Белэнерго», а также строительство пиково-резервных энергоисточников), по которым источники финансирования на данной стадии не определены, составляют с НДС 14 250,78 млрд. рублей (525,69 млн. долларов США), без НДС – 11 875,65 млрд. рублей (438,07 млн. долларов США).

Таблица 1

Направления и объемы финансирования Отраслевой программы без НДС, млрд. рублей

Наименование источников финансирования и объектов	Годы
	2016 – 2020	2016	2017	2018	2019	2020
1. Финансирование мероприятий по развитию  энергосистемы –  всего,	42 791,99	9 730,15	9 086,36	9 091,11	8 744,58	6 139,79
из них: генерирующие источники	8 520,14	3 600,88	1 559,80	980,35	1 733,71	645,40
электрические сети[2] и подстанции	14 396,05	4 615,69	1 814,46	3 812,65	2 053,99	2 099,25
тепловые сети	2 525,76	440,70	408,72	364,26	534,60	777,48
АСУ и сети связи	356,08	54,94	55,02	72,08	74,03	100,01
прочие	2 999,87	457,49	567,10	699,44	684,43	591,42
мероприятия по режимной интеграции АЭС в баланс энергосистемы[3]	12 349,09	37,70	4370,14	2844,25	3381,43	1715,57
модернизация АСКУЭ и приборов учета	695,08	139,75	57,95	66,92	251,58	178,88
научное сопровождение	16,37	2,40	2,80	3,22	3,70	4,25
внедрение результатов государственных научно-технических программ «Энергетика»[4]	107,15	15,23	19,17	21,11	24,11	27,54
объекты, планируемые к реализации по Указам Президента Республики Беларусь	826,42	365,38	231,21	226,82	3,02	0,00

 

Таблица 2

Направления и объемы финансирования Отраслевой программы без НДС, млн. долларов США

Наименование источников финансирования и объектов	Годы
	2016 – 2020	2016	2017	2018	2019	2020
1. Финансирование мероприятий по развитию  энергосистемы – всего,  из них:	1600,60	386,70	349,46	336,46	313,99	214,00
генерирующие источники	323,14	142,16	59,97	36,26	62,25	22,50
электрические сети2 и подстанции	542,34	184,63	69,79	141,00	73,75	73,17
тепловые сети	93,11	17,63	15,72	13,47	19,20	27,10
АСУ и сети связи	13,12	2,20	2,12	2,67	2,66	3,49
прочие	111,17	18,30	21,81	25,87	24,58	20,61
мероприятия по режимной интеграции АЭС в баланс энергосистемы[5]	455,99	1,51	168,08	105,19	121,42	59,80
модернизация АСКУЭ и приборов учета	25,56	5,59	2,23	2,47	9,03	6,24
научное сопровождение	0,60	0,10	0,11	0,12	0,13	0,15
внедрение результатов государственных научно-технических программ «Энергетика»3	3,95	0,61	0,74	0,78	0,87	0,96
объекты, планируемые к реализации по Указам Президента Республики Беларусь	31,62	13,98	8,89	8,64	0,11	0,00

 

Таблица 3

Объемы и источники финансирования Отраслевой программы с НДС, млрд. рублей

Наименование источников финансирования и объектов	Годы
	2016 – 2020		2016	2017		2018		2019		2020
Собственные средства организаций ГПО «Белэнерго»	18 408,31		2 211,89	3 406,20		3 288,41		4 566,39		4 935,42
из них: генерация	3 050,00		521,87	576,74		360,64		816,27		774,48
электрические сети2 и подстанции	6 668,56		499,66	1 240,42		1 023,76		1 815,97		2 088,75
тепловые сети	2 881,67		379,61	490,46		437,11		641,52		932,97
АСУ и сети связи	427,29		65,92	66,02		86,50		88,84		120,01
прочие	3 856,64		635,38	625,52		829,33		921,32		845,10
мероприятия по режимной интеграции АЭС в баланс энергосистемы	568,12		45,24	241,70		277,59		3,60		0,00
модернизация АСКУЭ и приборов учета	568,89		41,20	69,54		80,30		241,89		135,96
научное сопровождение	19,64		2,88	3,36		3,86		4,44		5,10
внедрение результатов государственных научно-технических программ «Энергетика»3	128,58		18,28	23,00		25,33		28,93		33,04
объекты, планируемые к реализации по Указам Президента Республики Беларусь	238,90		1,85	69,45		163,98		3,62		0,00
Кредиты	16 901,55		8 441,92	2 193,69		3 961,10		1 874,48		430,35
из них: генерация	6 699,69		3 473,14	1 146,59		815,78		1 264,18		0,00
электрические сети и подстанции	9 179,52		4 327,64	784,11		3 027,12		610,31		430,35
тепловые сети	149,24		149,24	0,00		0,00		0,00		0,00
АСУ и сети связи	0,00		0,00	0,00		0,00		0,00		0,00
прочие	120,30		55,30	55,00		10,00		0,00		0,00
объекты, планируемые к реализации по Указам Президента Республики Беларусь		752,80	436,6		208,0		108,2		0,0		0,0
Прочие источники финансирования		14 250,78	0,00		5 002,47		3 135,51		4 054,11		2 058,68
из них: мероприятия по режимной интеграции АЭС в баланс энергосистемы[6]		14 250,78	0,00		5 002,47		3 135,51		4 054,11		2 058,68
ИТОГО с НДС:	49 560,65		10 653,81	10 602,37		10 385,03		10 494,99		7 424,45
без НДС	42791,99		9730,15	9086,36		9091,11		8744,58		6139,79

 

 

Таблица 4

Объемы и источники финансирования Отраслевой программы с НДС, млн. долларов США

Наименование источников финансирования и объектов	Годы
	2016 – 2020		2016	2017		2018		2019		2020
Собственные средства организаций ГПО «Белэнерго»	673,07		87,87	131,01		121,61		162,53		170,05
из них: генерация	112,70		20,87	22,18		13,34		29,31		26,99
электрические сети2 и подстанции	243,57		19,99	47,71		37,86		65,21		72,80
тепловые сети	105,77		15,18	18,86		16,17		23,03		32,52
АСУ и сети связи	15,75		2,64	2,54		3,20		3,19		4,18
прочие	128,70		19,75	24,06		30,67		29,49		24,74
мероприятия по режимной интеграции АЭС в баланс энергосистемы	21,50		1,81	9,30		10,27		0,13		0,00
модернизация АСКУЭ и приборов учета	30,67		6,71	2,67		2,97		10,84		7,48
научное сопровождение	0,72		0,12	0,13		0,14		0,16		0,18
внедрение результатов государственных научно-технических программ «Энергетика»3	4,74		0,73	0,88		0,94		1,04		1,15
объекты, планируемые к реализации по Указам Президента Республики Беларусь	8,94		0,07	2,67		6,06		0,13		0,00
Кредиты	648,11		334,66	84,35		146,79		67,31		15,00
из них: генерация	256,32		136,68	44,08		30,17		45,39		0,00
электрические сети и подстанции	352,13		173,11	30,16		111,95		21,91		15,00
тепловые сети	5,97		5,97	0,00		0,00		0,00		0,00
АСУ и сети связи	0,00		0,00	0,00		0,00		0,00		0,00
прочие	4,70		2,21	2,12		0,37		0,00		0,00
объекты, планируемые к реализации по Указам Президента Республики Беларусь		29,00	16,7		8,0		4,3		0,0		0,0
Прочие источники финансирования		525,69	0,00		192,40		115,96		145,57		71,76
из них: мероприятия по режимной интеграции АЭС в баланс энергосистемы		525,69	0,00		192,40		115,96		145,57		71,76
ИТОГО с НДС:	1 846,86		422,53	407,76		384,36		375,40		256,81
без НДС	1600,60		386,70	349,46		336,46		313,99		214,00

 

 

ГЛАВА 13
Механизм реализации

Минэнерго обеспечивает методическое руководство по реализации Отраслевой программы.

ГПО «Белэнерго»:

осуществляет подготовку предложений на каждый год по объемам инвестиций и источникам финансирования;

осуществляет мониторинг выполнения Отраслевой программы;

контролирует целевое использование финансовых средств.

Строительство АЭС осуществляется в соответствии с законодательством.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Отраслевая программа является механизмом реализации положений Концепции энергетической безопасности, других стратегических документов. Реализация мероприятий данной программы нацелена на достижение индикаторов энергетической безопасности за счет:

развития и модернизации генерирующих источников организаций Минэнерго. Суммарная установленная мощность объектов
ГПО «Белэнерго» и АЭС к 2021 году составит порядка 12180 МВт;

вывода из эксплуатации устаревших мощностей на объектах
ГПО «Белэнерго» в объеме 216,0 МВт и замещение выбывающих – 116,0 МВт;

обеспечения горячего, холодного и ремонтного резервов за счет сохранения и использования отработавших нормативные сроки блоков на Лукомльской ГРЭС и других ТЭС;

прироста развития генерирующих источников на базе использования ВИЭ на объектах ГПО «Белэнерго» – 69,3 МВт;

сооружения новых ЛЭП 330 кВ для выдачи мощности от АЭС до ПС: «Молодечно», «Столбцы», «Россь», «Поставы», «Минск Северная», «Сморгонь»;

строительства и реконструкции ЛЭП 330 кВ по следующим направлениям: «Поставы – Игналинская АЭС», «Сморгонь – Лида», «Полоцк – Поставы», «Молодечно – Минская ТЭЦ‑4», «Поставы – Минск‑Восточная», «Гродно – Лида», «Лукомльская ГРЭС – Борисов», «Лукомльская ГРЭС – Витебск»;

строительства ПС 330 кВ «Поставы», «Металлургическая»;

реконструкции ПС 330 кВ: «Сморгонь», «Гродно-Южная», «Мирадино», «Россь», «Могилев», «Минск Северная», «Барановичи», реконструкция ПС 750 кВ «Белорусская»;

перевода сети напряжением 220 кВ на 330 и 110 кВ и ЛЭП 35 кВ на 110 и 10 кВ;

ежегодного строительства и реконструкции электрических сетей 0,4 – 10 кВ  протяженностью порядка 1500 км (подлежит ежегодному уточнению);

ежегодной замены трубопроводов магистральных тепловых сетей  протяженностью 80 – 100 км (в однотрубном исчислении);

обеспечения оптимального сочетания централизованного и децентрализованного теплоснабжения;

вовлечения в системы теплоснабжения вторичных энергоресурсов на базе использования теплонасосных установок;

создания оптимальных условий для эффективной интеграции АЭС в баланс энергосистемы путем использования электроэнергии в период минимальных нагрузок энергосистемы в системах теплоснабжения на базе электрокотлов, устанавливаемых на ТЭС и котельных;

развития действующих и создания новых технических и программно-технических комплексов для оперативного управления энергосистемой, включающих: АСКУЭ промышленных потребителей и других юридических лиц, межгосударственные перетоки энергии, автоматику отключения потребителей для мгновенного восстановления баланса мощности энергосистемы, комплекс технических средств и программное обеспечение для систем автоматического регулирования частоты и мощности, противоаварийную автоматику, интегрированную автоматизированную систему управления от диспетчера сети до технологических процессов на электростанциях и в сетях;

развития и дальнейшего внедрения «умных сетей» электроснабжения (Smart Grid) на основе использования информационных и коммуникационных сетей и технологий для сбора информации;

разработки и внедрения автоматизированных и автоматических систем контроля и учета выбросов вредных веществ с параллельным регулированием технологических процессов, обеспечивающих требуемые нормативы предельно допустимой концентрации и предельно допустимых выбросов;

снижения выбросов вредных веществ и парниковых газов
до 10 процентов за счет вытеснения органического топлива ядерным и ВИЭ, а также повышения эффективности топливоиспользования на генерирующих источниках;

дальнейшего поэтапного сокращения перекрестного субсидирования в тарифах с учетом планируемого роста реальных доходов населения;

расширение методов и способов тарифного регулирования, применяемых в разрезе видов деятельности (производство, передача, распределение и продажа);

совершенствования тарифной политики, направленного на расширение перечня категорий потребителей, осуществляющих расчеты по тарифам, дифференцированным по временным периодам, с целью создания экономической заинтересованности использования электрической энергии;

совершенствования системы управления энергосистемой путем выделения конкурентных и монопольных видов деятельности;

формирования рынка электрической энергии, состоящего из оптового и розничного сегментов;

выполнения, принятых Республикой Беларусь, обязательств в части формирования ОЭР ЕАЭС;

разработки Закона «Об электроэнергетике» и подзаконных актов, регулирующих отношения в электроэнергетике, нормативных правовых актов, определяющих механизмы государственного регулирования развития локальных источников, нормативных правовых актов, определяющих требования к безопасному развитию ядерной энергетики, обращению с радиоактивными отходами, физической защите ядерно-опасных объектов, интеграции АЭС в баланс энергосистемы;

развития научно-исследовательских и конструкторских работ, включающих: разработку новых энергоэффективных технологий и оборудования для генерирующих источников, электрических и тепловых сетей, высокоинтегрированных интеллектуальных электрических сетей нового поколения, механизмов и технологии ограничения нагрузки энергоисточников на окружающую среду и климат, интегрированных информационно-управляющих комплексов, схем теплоснабжения на основании оптимального сочетания централизованных и децентрализованных источников;

выделения целевого финансирования на внедрение результатов государственных научно-технических программ в объеме
107,15 млрд. руб. (без учета НДС).

Приложение 1

к Отраслевой программе

 

Прогнозные показатели развития электрогенерирующих мощностей энергосистемы

 

(МВт)
Наименование  энергоисточников	Мощ-ность на конец 2015 года [7]	2016 год		Мощ-ность на конец 2016 года	2017 год		Мощ-ность на конец 2017 года	2018 год		Мощ-ность на конец 2018 года	2019 год		Мощ-ность на конец 2019 года	2020 год		Мощ-ность на конец 2020 года	2016 – 2020 годы
		вы-вод из экс­плу­ата-ции	ввод в экс­плу­ата-цию		вы- вод из экс­плу-ата- ции	ввод в экс­плу­ата-цию		вы­вод из экс­плу­ата-ции	ввод в экс­плу­ата-цию		вы- вод из экс-плу- ата- ции	ввод в экс­плу­ата-цию		вы- вод из экс-плу-атации	ввод в экс­плу­ата-цию		вы-вод из экс­плу­ата-ции	ввод в экс­плу­ата-цию
ГПО «Белэнерго» и государственное предприятие «Белорусская АЭС» – всего	8980,4	6,0	32,5	9006,9	166,0	90,8	8931,7	60,0	1594,0	10465,7	50,0	617,0	11032,7	50,0	1194,0	12176,7	332,0	3528,3
в том числе:
Белорусская АЭС	–	–	–	–	–	–	–	–	1194,0	1194,0	–	–	1194,0	–	1194,0	2388,0	–	2388,0
ГРЭС – всего	4864,2	–	–	4864,2	160,0	–	4704,2	–	400,0	5104,2	–	400,0	5504,2	–	–	5504,2	160,0	800,0
из них:
Лукомльская ГРЭС	2889,5	–	–	2889,5	–	–	2889,5	–	100,0	2989,5	–	150,0	3139,5	–	–	3139,5	–	250,0
Березовская ГРЭС	1255,1	–	–	1255,1	160,0	–	1095,1	–	100,0	1195,1	–	150,0	1345,1	–	–	1345,1	160,0	250,0
ТЭЦ-5	719,6	–	–	719,6	–	–	719,6	–	200,0	919,6	–	100,0	1019,6	–	–	1019,6	–	300,0
крупные ТЭЦ – всего	3843,4	–	–	3843,4	–	–	3843,4	60,0	–	3783,4	50,0	205,0	3938,4	50,0	–	3888,4	160,0	205,0
из них:
Минская ТЭЦ-4	1035,0	–	–	1035,0	–	–	1035,0	–	–	1035,0	–	–	1035,0	–	–	1035,0	–	–
Минская ТЭЦ-3	442,0	–	–	442,0	–	–	442,0	–	–	442,0	–	115,0	557,0	–	–	557,0	–	115,0
Минская ТЭЦ-2	94,0	–	–	94,0	–	–	94,0	–	–	94,0	–	–	94,0	–	–	94,0	–	–
Новополоцкая ТЭЦ	270,0	–	–	270,0	–	–	270,0	–	–	270,0	–	–	270,0	50,0	–	220,0	50,0	–
Могилевская ТЭЦ-2	347,3	–	–	347,3	–	–	347,3	–	–	347,3	50,0	20,0	317,3	–	–	317,3	50,0	20,0
Гродненская ТЭЦ-2	302,5	–	–	302,5	–	–	302,5	60,0	–	242,5	–	70,0	312,5	–	–	312,5	60,0	70,0
Бобруйская ТЭЦ-2	182,6	–	–	182,6	–	–	182,6	–	–	182,6	–	–	182,6	–	–	182,6	–	–
Мозырская ТЭЦ	205,0	–	–	205,0	–	–	205,0	–	–	205,0	–	–	205,0	–	–	205,0	–	–
Гомельская ТЭЦ-2	544,0	–	–	544,0	–	–	544,0	–	–	544,0	–	–	544,0	–	–	544,0	–	–
Светлогорская ТЭЦ	155,0	–	–	155,0	–	–	155,0	–	–	155,0	–	–	155,0	–	–	155,0	–	–
Витебская ТЭЦ	80,0	–	–	80,0	–	–	80,0	–	–	80,0	–	–	80,0	–	–	80,0	–	–
Жодинская ТЭЦ	54,0	–	–	54,0	–	–	54,0	–	–	54,0	–	–	54,0	–	–	54,0	–	–
Оршанская ТЭЦ	67,0	–	–	67,0	–	–	67,0	–	–	67,0	–	–	67,0	–	–	67,0	–	–
Борисовская ТЭЦ	65,0	–	–	65,0	–	–	65,0	–	–	65,0	–	–	65,0	–	–	65,0	–	–
ТЭЦ мощностью менее 50 МВт – всего	201,1	6,0	25,0	220,1	6,0	29,0	243,1	–	–	243,1	–	12,0	255,1	–	–	255,1	12,0	66,0
из них:
Белорусская ГРЭС	7,5	6,0	–	1,5	–	–	1,5	–	–	1,5	–	–	1,5	–	–	1,5	6,0	–
Полоцкая ТЭЦ	7,7	–	–	7,7	–	–	7,7	–	–	7,7	–	–	7,7	–	–	7,7	–	–
Гомельская ТЭЦ-1	6,0	–	–	6,0	–	29,0	35,0	–	–	35,0	–	–	35,0	–	–	35,0	–	29,0
Лидская ТЭЦ	43,0	–	–	43,0	–	–	43,0	–	–	43,0	–	–	43,0	–	–	43,0	–	–
Брестская ТЭЦ	18,0	–	–	18,0	6,0	–	12,0	–	–	12,0	–	12,0	24,0	–	–	24,0	6,0	12,0
Барановичская ТЭЦ	18,0	–	–	18,0	–	–	18,0	–	–	18,0	–	–	18,0	–	–	18,0	–	–
Пинская ТЭЦ	22,0	–	–	22,0	–	–	22,0	–	–	22,0	–	–	22,0	–	–	22,0	–	–
Жлобинская ТЭЦ	26,2	–	–	26,2	–	–	26,2	–	–	26,2	–	–	26,2	–	–	26,2	–	–
Могилевская ТЭЦ-1	21,2	–	25,0	46,2	–	–	46,2	–	–	46,2	–	–	46,2	–	–	46,2	–	25,0
Бобруйская ТЭЦ-1	12,0	–	–	12,0	–	–	12,0	–	–	12,0	–	–	12,0	–	–	12,0	–	–
Могилевская ТЭЦ-3	19,5	–	–	19,5	–	–	19,5	–	–	19,5	–	–	19,5	–	–	19,5	–	–
реконструкция  районных котельных ГПО «Белэнерго» – всего	23,4	–	–	23,4	–	–	23,4	–	–	23,4	–	–	23,4	–	–	23,4	–	–
из них:
мини-ТЭЦ «Восточная», г.Витебск	3,5	–	–	3,5	–	–	3,5	–	–	3,5	–	–	3,5	–	–	3,5	–	–
мини-ТЭЦ «Север­ная», г.Гродно	9,5	–	–	9,5	–	–	9,5	–	–	9,5	–	–	9,5	–	–	9,5	–	–
мини-ТЭЦ «Западная», г.Пинск	3,0	–	–	3,0	–	–	3,0	–	–	3,0	–	–	3,0	–	–	3,0	–	–
Молодечнен- ская мини-ТЭЦ	3,5	–	–	3,5	–	–	3,5	–	–	3,5	–	–	3,5	–	–	3,5	–	–
Слуцкая мини-ТЭЦ	0,8	–	–	0,8	–	–	0,8	–	–	0,8	–	–	0,8	–	–	0,8	–	–
Солигорская ТЭЦ	2,5	–	–	2,5	–	–	2,5	–	–	2,5	–	–	2,5	–	–	2,5	–	–
Прочие мини-ТЭЦ	0,6	–	–	0,6	–	–	0,6	–	–	0,6	–	–	0,6	–	–	0,6	–	–
ТЭЦ на МВТ – всего	19,7	–	–	19,7	–	–	19,7	–	–	19,7	–	–	19,7	–	–	19,7	–	–
из них:
котельная «Осиповичи»	1,2	–	–	1,2	–	–	1,2	–	–	1,2	–	–	1,2	–	–	1,2	–	–
мини-ТЭЦ «Вилейка»	2,4	–	–	2,4	–	–	2,4	–	–	2,4	–	–	2,4	–	–	2,4	–	–
мини-ТЭЦ, г.Ре­чица	4,2	–	–	4,2	–	–	4,2	–	–	4,2	–	–	4,2	–	–	4,2	–	–
мини-ТЭЦ «Барань»	3,3	–	–	3,3	–	–	3,3	–	–	3,3	–	–	3,3	–	–	3,3	–	–
мини-ТЭЦ «Лунинец»	4,7	–	–	4,7	–	–	4,7	–	–	4,7	–	–	4,7	–	–	4,7	–	–
мини-ТЭЦ «Пру­жаны»	3,9	–	–	3,9	–	–	3,9	–	–	3,9	–	–	3,9	–	–	3,9	–	–
ВИЭ ГПО «Бел­энерго» – всего	28,6	–	7,5	36,1	–	61,8	97,9	–	–	97,9	–	–	97,9	–	–	97,9	–	69,3
в том числе:
Гродненская ГЭС	17,0	–	–	17,0	–	–	17,0	–	–	17,0	–	–	17,0	–	–	17,0	–	–
Полоцкая ГЭС	–	–	–	–	–	21,8	21,8	–	–	21,8	–	–	21,8	–	–	21,8	–	21,8
Витебкая ГЭС	–	–	–	–	–	40,0	40,0	–	–	40,0	–	–	40,0	–	–	40,0	–	40,0
прочие ГЭС ГПО «Белэнерго»	9,6	–	–	9,6	–	–	9,6	–	–	9,6	–	–	9,6	–	–	9,6	–	–
ВЭУ н.п. «Грабники»	1,5	–	7,5	9,0	–	–	9,0	–	–	9,0	–	–	9,0	–	–	9,0	–	7,5
Мини-ТЭЦ «Лебедево»	0,5	–	–	0,5	–	–	0,5	–	–	0,5	–	–	0,5	–	–	0,5	–	–
Локальные источники с учетом ВИЭ – всего	761,0	–	142,1	903,1	–	256,8	1159,9	–	381,6	1541,5	–	147,0	1688,5	–	138,1	1826,6	–	1065,6
в том числе:
ВИЭ	92,4	–	51,2	143,6	–	192,1	335,7	–	318,6	654,3	–	100,0*	754,3	–	100,0*	854,3	–	761,9
Итого	9741,4	6,0	174,6	9910,0	166,0	347,6	10091,6	60,0	1975,6	12007,2	50,0	764,0	12721,2	50,0	1332,1	14003,3	332,0	4593,9

 

*ориентировочные значения подлежат уточнению после распределения квот в установленном порядке