2. Энергетические сценарии РБ

2.1. Ядерный сценарий

Строительство в Беларуси электростанции, работающей на ядерном топливе, уже начиналось в 1983 году, когда под Минском начала возводиться Минская АТЭЦ (атомная электроцентраль). Ее мощность должна была составить 2000 МВт. Одновременно начал прорабатываться вопрос строительства Белорусской АЭС. После 1986 года строительство АЭС так и не было начато, а на базе Минской АТЭЦ, которая к 1986 г. была завершена на 70%, была построена Минская ТЭЦ-5.
После распада СССР в 1992 г. Правительством Беларуси была одобрена программа развития энергетики и энергоснабжения до 2010 года. Впервые после аварии на Чернобыльской АЭС в ней отдельным пунктом была предусмотрена воз-можность строительства на территории страны атомной электростанции.
Распоряжением председателя Совета Министров Республики Беларусь от 31 марта 1998 года была создана Комиссия по оценке целесообразности развития в Беларуси атомной энергетики. Комиссию в составе 34 человек возглавил вице-президент Национальной академии наук П.А. Витязь. Обсудив проблему и пути её решения, комиссия большинством голосов приняла следующее заключение:

1. Максимально использовать имеющиеся ресурсы для реализации энергосберегающих технологий, использования альтернативных источников энергии, ре-конструкции и строительства парогазовых установок.
2. В течение ближайших 10 лет в Беларуси нецелесообразно строить атомную станцию, но необходимо продолжить работы по подготовке к развитию атомной энергетики в будущем.

В 2008 году руководство РБ вернулось к рассмотрению возможности строительства АЭС и 31 января 2008 г. Совет Безопасности Республики Беларусь принял политическое решение о строительстве атомной станции в Республике Беларусь.
Государственная комиссия по выбору места размещения земельного участка для строительства в Беларуси AЭС 20 декабря 2008 г. приняла решение, что атомная электростанция будет строиться на Островецкой площадке в Гродненской области. Подписаны протокол заседания госкомиссии и акт выбора места размещения земельного участка для строительства атомной станции. Выбор был сделан по результатам изучения трех площадок: Островецкой в Гродненской области, Краснополянской и Кукшиновской – в Чаусском и Шкловском районах Могилевской области.

2.1.1. Характеристика ядерного сценария

В соответствии со сценарием, в 2015 году должен быть введен первый блок АЭС и к 2020 г. второй энергоблок.

По расчетам НАН Беларуси, ввод АЭС суммарной мощностью 2000 МВт в энергосистему республики в период 2016-2018 гг. позволит стабилизировать себе-стоимость производства электроэнергии энергосистемой республики на уровне 13 центов/кВт∙час в период 2025-2030 гг., тогда как при «газовом» варианте развития энергосистемы себестоимость поднимется до уровня 18 центов/кВт-час в 2025 г. и 21 цент/кВт-час в 2030 г.

Рисунок 8 - Ожидаемые затраты на производство электроэнергии [21]


Авторы [21] связывают снижение тарифа с вводом первого энергоблока АЭС.

Таблица 3 - Прогноз структуры потребления котельно-печного топлива до 2020 года по сценариям развития с АЭС и без АЭС (млн. т у.т.) из гос. программы модернизации основных фондов 2005 г. [2]

Ядерная генерация должна заместить газ в объеме 5 млн. т у.т. Доля ядерной генерации в общем балансе котельно-печного топлива составит к 2020 году 16%, в производстве электроэнергии примерно 30-32%.
При этом абсолютный прирост потребления первичных ТЭР должен соста-вить около 3,34 млн. т у.т. к 2020 году (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 энер-гетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в рес-публике собственных топливно-энергетических ресурсов в 2006–2010 годах (далее Программой), предусматривается увеличение объема производства и потребления местных видов топливно-энергетических ресурсов с 4,5 млн. т у.т. в 2005 году до 6,17 млн. т у.т. к 2010 году, в том числе (в млн. т у.т.):

В соответствии с Программой, предполагается также снизить энергоемкость ВВП на 25–30 процентов к уровню 2005 года.
Исходя из предложенного сценария, к 2020 году электрическая генерация (41 млрд. кВт-часов/год) может примерно выглядеть следующим образом :

• АЭС – 13,1 млрд. кВт-часов (при КИУМ 75%)
• ГЭС – 0,5 млрд. кВт-час
• Ветер – 0,01 млрд. кВт-час
• импорт – 3 млрд. кВт-час
• Турбодетандерные установки (60 МВт, КИУМ 60%) – 0,3 млрд. кВт-час
• ТЭЦ на местных видах топлива (17 МВт к 2010 г., КИУМ 60%) – 0,1 млрд. кВт-час
• Мазут – 1,7 млрд. кВт-часов
• Газ (ориентировочно) – 22,3-25,3 млрд. кВт-часов (с учетом и без учета им-порта).

Как видно из приводимых оценок, сценарий предполагает крайне низкую во-влеченность ВИЭ в электрогенерацию – 0,9 млрд. кВт-час или 2,1% в общем объе-ме производимой электроэнергии к 2020 г. (с учетом турбодетандерных установок). Большая часть энергии на основе местных ТЭР предназначена для получения энер-гии для отопления.
Сравнение финансовых потоков для ядерного и традиционного газового сце-нариев, выполненное в 2005 г. в институте Сосны, показало, что экономический эффект от строительства АЭС по сравнению со строительством новых газовых мощностей достигается только на 20-м году после начала строительства [3].

2.1.2. Сокращение потребления газа в ядерном сценарии

В масштабах страны, до 2020 г. абсолютное сокращение потребляемого газа в энергетике составит примерно 23% – с 18,5 млрд. м3 до 14,1 млрд. м3. По другим оценкам [3], сокращение составит 20% – с 18,5 млрд. м3 до 14,9 млрд.м3.
Удельное (не абсолютное) сокращение потребления газа также произойдет за счет модернизации газовых мощностей (в том числе за счет ПГУ-технологий) и по-вышения КПДэл. По прогнозам, должно быть модернизировано от 2220 до 3000 МВт газовых мощностей, в результате чего при сжигании того же объема газ должна увеличиться выработка электроэнергии.
Исходя из того, что ГПО «Белэнерго» потребляет 58% от всего объема газа включая сырьевой газ, ГПО «Белэнерго» потребляет в настоящее время примерно 11,5 млрд. м3 в год из всего объема импортируемого газа (19,8 млрд. м3 в 2005 г.) Сокращение потребления газа за счет ядерной генерации приведет к снижению по-требления газа ГПО «Белэнерго» соответственно с 11,5 млрд. м3 до 7,2 млрд. м3.
Таким образом, общая теплота сгорания газа, сжигаемого ГПО «Белэнерго» в ядерном сценарии к 2020 г. составит 67 млрд. кВт-часов. Исходя из сценарных 22,3-25,3 млрд. кВт-часов, которые будет производить «Белэнерго», можно при-мерно оценить, какова будет эффективность сжигания оставшихся объемов газа: КПДэл. газовой генерации составит примерно 33,3-37,8%, что сохраняет потенциал дальнейшего снижения потребления газа с учетом наилучшей мировой практики.
Независимо от решения о строительстве АЭС значительный вклад в эконо-мию газа предполагается достичь за счет использования местных ТЭР – замещение потенциального импорта газа в объеме 6,3 млн. тонн условного топлива к 2020 г.

2.1.3. Стоимость капстроительства в ядерном сценарии

По оценке российского правительства, стоимость ядерной генерации состав-ляла на 2007 год 55,7 млрд. российских рублей за 1000 МВт [5], что при курсе 1 долл.- 26 рублей (на 2007 г.) составляет примерно 2,14 млрд. долл. 1000 МВт. Стоимость строительства АЭС мощностью 2000 МВт (без дополнительной инфра-структуры) обойдется теоретически в 4,28 млрд. долл. в ценах на 2007 г.
С учетом строительства инфраструктуры дополнительные затраты составят до 1,5 млрд. долл. [7]. Суммарные капитальные затраты в этом случае достигнут 5,78 млрд. долл.
В эти затраты не входит создание дополнительного горячего резерва мощно-стей в размере 550 МВт (0,8 млрд. долл.) и строительство гидроаккумулирующей электростанции (ГАЭС) мощностью 1 ГВт. Стоимость ГАЭС зависит от конкрет-ной площадки, но можно оценить ее строительство в 2 млрд. долл.
В процессе строительства, несомненно, произойдет удорожание строитель-ства АЭС. Российский опыт показывает, что удорожание значительно превышает инфляцию: более чем двукратное превышение заявленной стоимости за 4 года строительства (см. также раздел 4).
Для оценки стоимости капстроительства АЭС можно сопоставить ее со стоимостью мероприятий в области энергосбережения и использования местных ТЭР. При общем потреблении котельно-печного топлива 28 млн. тонн условного топлива в 2005 г. (без учета газа, используемого в качестве сырья) суммарная эко-номия энергоресурсов в результате энергосберегающих мероприятий на стадии ко-нечного потребителя к 2010 году составит 4,6 млн. тонн условного топлива (16% от уровня 2005 г.)
За счет местных ТЭР предполагается получить дополнительно 3,74 млн. т у.т. первичной энергии (6,3 в 2020 г – 2,56 в 2005 г.) что фактически позволяет по-крыть растущее энергопотребление без роста потребления природного газа. Из них в период с 2006 по 2010 гг. предполагается получить дополнительно 1,67 млн т у.т. (табл. 1) Стоимость мероприятий по использованию местных ТЭР до 2010 г. со-ставляет 0,75 млрд. долл. Экономический эффект от замещения импортируемого газа местными ТЭР (в основном древесным топливом) и мероприятий в области энергосбережения гораздо выше, чем при строительстве АЭС.

Таблица 4 - Сравнение экономического эффекта в энергосбережении, от использования
собственных ТЭР в 2006-2010 годах и строительства АЭС

*Без учета объектов концерна "Белэнерго".
**Приведен дополнительный объем годового замещения импортного топлива получаемый в 2006- 2010 гг.

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

Для оценки стоимости модернизации и ввода новых мощностей в газовой генерации можно использовать следующие данные. Стоимость модернизации Минской ТЭЦ-3 с вводом 230 МВт мощностей на основе ПГУ оценивается в 160 млн. долл. или 700 долл./кВт. С другой стороны, в соответствии с практикой строительства ПГУ в России, приблизительная стоимость строительства ПГУ-станций обходится в настоящее время в 37-38 тыс. российских рублей за киловатт установленной мощности или примерно 1450 долл./кВт при курсе 1 долл.- 26 рублей.

Таким образом, с учетом того, что до 2020 года предполагается модерниза-ция и ввод 2220-3000 МВт газовой генерации, стоимость модернизации и ввода но-вых мощностей составит примерно 3,2-4,4 млрд. долл. в ценах 2007 г.

2.2. 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 энерго-эффективности в газовой генерации.

2.2.1. Потенциал возобновляемых источников энергии

Ниже приведены различные оценки потенциала ВИЭ.

Таблица 5 - Оценки потенциала ВИЭ и вторичных ресурсов

Наиболее перспективными на ближайшие десятилетия направлениями раз-вития ВИЭ являются ветровая энергетика и энергетика на основе биомассы.

2.2.2. Ветровая энергетика

Еще в 1960-е годы на территории современной Беларуси эксплуатировалось около 20 тыс. ВЭУ различного назначения. Ситуация резко изменилась в 1960-х годах, когда была осуществлена централизация электроснабжения на всей террито-рии СССР, включая БССР.
Возможности развития ветроэнергетики в РБ уже рассматривались. "Ветро-энергетика в Беларуси должна развиваться более интенсивно и на базе уже нако-пленного в стране опыта", – об этом заявил премьер-министр страны Сергей Си-дорский на заседании Президиума Совета Министров, где рассматривался проект программы развития ветроэнергетической отрасли Беларуси на 2008–2014 гг. [22]
Годовой ветроэнергетический потенциал, технологически доступный для использования существующими ВЭУ с номинальной расчетной скоростью ветра 14 м/с, составляет около 224 млрд. кВт-час [9]. 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 [10]. Средняя скорость ветров в Беларуси зимой выше, чем летом и днем выше, чем ночью. Глобальное изменение климата приводит к увеличению доли сильных ветров. Поэтому со вре-менем потенциал ветроэнергетики будет увеличиваться.
Для уточнения мест размещения существующих ВЭУ в других районах и об-ластях имеется ветроэнергетический атлас, разработанный в «Белэнергосетьпроек-те», а также ветроэнергетический банк данных, разработанный в НПГП «Ветро-маш» [11]. На территории республики выявлено 1840 площадок для строительства ветроэнергетических установок (ВЭУ), где можно разместить от 5 до 20 ВЭУ на каждой из площадок.

Рисунок 9 - Карта районирования скоростей ветра Беларуси

С технической точки зрения, принято считать, что доля неустойчивых ВИЭ в сети не должна превышать 30-40%. Если принять за основу рост электропотребле-ния в РБ до 41 млрд. кВт∙час к 2020 году и долю ветровой энергетики в электриче-ском балансе 30%, то объем электроэнергии, который может быть поставлен в сеть ветропарками РБ составит 12,3 млрд. кВт∙часов. Предлагаемый к утилизации объ-ем ветрового ресурса укладывается в экономически доступный потенциал ветро-энергетики РБ – 15,65 млрд. кВт∙час [12].

При использовании ветроэнергетических установок (ВЭУ) единичной мощ-ностью 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∙час) необходимо ввести 3 514 ВЭУ общей установленной мощностью 7 028 МВт.
Для оценки стоимости ветровой генерации ниже приведены результаты расчета финансовых потоков для ветропарка 7 028 МВт при следующих предположениях:

• производство и монтаж установок развертывается в течение 10 лет,
• начальная стоимость ВЭУ – 1000 долл./кВт (цена, достигнутая в Западной Европе в 1998 г.);
• производство разворачивается в РБ, инвестиции в подготовку производства 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% от стоимости ВЭУ, выручка от утилизации металлолома –8%.

Рисунок 10 - Выручка (денежный поток) для ветропарка мощностью 7 000 МВт

Как видно из расчетов, окупаемость проекта произойдет через 10 лет после начала строительства. Себестоимость производства электроэнергии без стоимости финансовых услуг составит 3,01 цента/кВт∙ч.

Утилизация ветрового потенциала в предложенном объеме позволяет ис-ключить строительство АЭС и сократить потребление импортируемого природного газа примерно на 4,1 млрд. м3.

Так как цикл строительства ветроустановки занимает менее года, то можно оперативно корректировать ввод ветроэнергетических мощностей в зависимости от динамики энергопотребления.

Как показал опыт Германии, если выработка электроэнергии ветроэлектростанциями не превышает 14% от общей выработки по энергосистеме, для компенсации провалов генерации в безветренную погоду резервные мощности не требу-ются. Для доли ветроэнергии, превышающей 14% от выработки по энергосистеме, объем резервных мощностей составляет от 8 до 15,3% от мощности ВЭС, то есть 300-570 МВт.
Целесообразно производство ветроэнергетических установок для малых скоростей ветра (с вертикальной осью). В этом случае Беларусь получает не только независимый источник энергии и снижение импорта ТЭР, но и возможность экспортировать ветроустановки в соседние страны, прежде всего в Россию. Преобладающие в мире ветроустановки в горизонтальной осью рассчитаны на более высокие скорости ветра и плохо подходят к условиям среднерусской равнины.

2.2.3. Использование биомассы в энергетике

Использование производимых в настоящее время отходов деревообработки и сельского хозяйства в качестве топлива может обеспечить не менее 3 млн. т у.т. В соответствии с [13], эта величина может возрасти до 4,45-8,9 млн. т у.т. только в лесном хозяйстве (в основном за счет энергетических плантаций). В качестве план-тационных культур обозначены береза, ива, тополь, ель, сосна.

В соответствии с [2], предполагается также использовать биомассу быстро-растущих растений на выработанных торфяниках площадью 180 000 га. Здесь предполагается получать до 0,3 млн. т у.т. биомассы или 1,7 т у.т. с гектара в год. Зарубежный опыт выращивания энергетических культур показывает, что возможно получение 5-6 тонн условного топлива с гектара. Таким образом, при использовании наилучшей практики выращивания энергетических культур возможно получе-ние с выработанных торфяников до 1 млн. т у.т. биомассы. А в случае использова-ния 1 млн. га угодий для выращивания энергетических культур (около 5% территории РБ) возможно дополнительное получение порядка 5 млн. тонн услов-ного топлива.

В РБ также представлен значительный потенциал отходов животноводства. Расчет технического потенциала производства биогаза на основе отходов животно-водства приведен в таблице.

Таблица 6 - Расчет технического потенциала производства биогаза
на основе отходов животноводства [13]

В соответствии с [13], экономически доступный потенциал биогаза достигает 1,25-1,75 млн. т у.т.
Кроме биогаза при переработке навоза получают удобрения. По сравнению с удобрением, получаемым из навоза обычным способом, урожайность увеличивает-ся на 10-15 %. Получение топлива, снижение загрязнения окружающей среды и получение удобрений делают производство биогаза из навоза и растительных отходов экономически выгодным уже сегодня. Специалистам республики стоит присмот-реться к опыту Республики Татарстан, в которой большинство ферм оснащено биогазовыми установками.

2.2.4. Потенциал энергоэффективности в газовой генерации

Эффективность современного использования природного газа в РБ можно оценить на примере ГПО «Белэнерго», который является основным потребителем природного газа в РБ. В 2006 г. потребление составило примерно 11,5 млрд. м3 в год.

Суммарная теплота сгорания газа, используемого ГПО «Белэнерго», при теплоте сгорания 1 куб. м – 9,4 кВт∙час составляет 108,1 млрд. кВт∙часов. ГПО «Белэнерго», производящее практически всю электрическую и до половины тепловой энергии, отпускает ежегодно полезной продукции в объеме примерно 30,37 млрд. кВт∙час электрической энергии. Доля газа в топливном балансе ГПО «Белэнерго» составляет 95,7% [2]. Исходя из этого, можно оценить, что на основе газа вырабатывается 29 млрд. кВт∙часов электроэнергии. Средний КПЛэл. по газовой генерации составляет 26,9%, что является низким показателем, так как КПДэл. в газо-вой генерации может достигать 60% в конденсационном режиме и 40% в теплофикационном.

ГП НПКГ "Зоря – Машпроект" уже имеет успешный опыт модернизации паросиловых блоков Березовской ГРЭС (г. Белоозерск, Брестская область). В период с июля 2003 г. по декабрь 2004 г. на электростанции были установлены и введены в эксплуатацию в качестве газотурбинной надстройки существующих котлов ПК-38Р – 4 газотурбинных установки ГТЭ-25 мощностью 25 МВт каждая. Мощность ГРЭС увеличилась с 330 до 420 МВт, а суммарный расход топливного газа вырос только на 5%. Удельный расход условного топлива снизился с 370 грамм условного топ-лива на кВт∙час до 307 гут/ кВт∙час.

На примере модернизации Минской ТЭЦ-3 можно показать, что снижение удельных расходов может составить с 320 г/кВт∙час при коэффициенте полезного действия 36% до 179,2 г/кВт∙ч, при КПД 52-54%.

Установленная мощность газовой генерации (которая будет представлена в основном ТЭЦ) для производства 14,1 млрд. кВт-часов в инновационном сценарии потребует порядка 3500 МВт при КИУМ 45%. Повышение КПД новых мощностей с 26,9% до 40% может сэкономить при указанном объеме производства электро-энергии 1,8 млрд. куб. м газа или 2,1 млн т у.т. С учетом увеличения КИТ отпуск тепла с ТЭЦ не сократится.

2.2.5. Характеристика инновационного сценария

Исходя из предложенного потенциала ВИЭ, к 2020 году баланс ТЭР в энер-гетике может выглядеть примерно следующим образом:

• мазут – 1,4 млн. т у.т.
• уголь – 0 млн. т у.т.
• газ сжиженный – 0,2 млн. т у.т.
• газ НПЗ – 0,45 млн. т у.т.
• топливо печное бытовое – 0,1 млн. т у.т.
• торф и лигнин – 0,75 млн. т у.т.
• древесное топливо – 4,45 млн. т у.т.
• биогаз – 1,25 млн. т у.т.
• отходы растениеводства – 1,46 млн. т у.т.
• ветровая энергетика – 12,3 млрд. кВт-ч – 4,3 млн. т у.т.
• турбодетандерные установки – 0,65 млрд. кВт-час – 0,25 млн. т у.т.
• турбины в котельных – 0,85 млрд. кВт-часов – 0,32 млн. т у.т.
• теплоутилизационные установки – 2 млн. т у.т.
• ГЭС – 0,4 млрд. кВт-час – 0,15 млн. т у.т.
• импорт электроэнергии – 1,12 млн. т у.т.
• Газ – 10,7 млн. т у.т.
• потенциал энергоэффективности в газовой электрогенерации (повышение КПДэл. при выработке 14,1 млрд. кВт-часов с 26,9% до 40%) – 2,1 млн. т у.т.

Всего – 28,9 млн. т у.т. с учетом реализации потенциала энергоэффективно-сти в электрогенерации.
С учетом фитомассы (энергетических культур), которые можно получать на торфяных выработках и других угодьях, потенциал ВИЭ может быть увеличен еще на несколько миллионов тонн условного топлива.
Баланс в электроэнергетике, исходя из прогнозируемого потребления 41 млрд. кВт∙час к 2020 г., может выглядеть следующим образом:

• мазут – 1,7 млрд. кВт∙час
• древесное топливо – 2,5 млрд. кВт∙час (из расчета использования 1,25 млн. т у.т. на ТЭЦ и 3,2 млн. т у.т. в котельных)
• биогаз – 2,5 млрд. кВт∙час
• отходы растениеводства – 3 млрд. кВт∙час
• ветровая энергетика – 12,3 млрд. кВт∙час
• ГЭС – 0,4 млрд. кВт∙час
• турбодетандерные установки – 0,65 млрд. кВт∙час
• пар котельных – 0,85 млрд. кВт∙час
• импорт – 3 млрд. кВт∙час
• Газ – 14,1 млрд. кВт∙час.

2.2.6. Стоимость капстроительства в инновационном сценарии

Стоимость ветропарков общей мощностью порядка 7 028 МВт составляет 7 млрд. долл.
Удельная стоимость биогазовых установок составляет порядка 2000 долл./кВт. Исходя из производства 2,5 млрд. кВтч-часов (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 – 2500 долл./кВт. С учетом произ-водства 5,5 млрд. кВт∙часов на основе древесины и отходов растениеводства тре-буемая мощность составит 840 МВт при КИУМ 75% стоимостью 2,1 млрд. долл.
Исходя из расчета 1450 долл./кВт, стоимость модернизации и/или ввода новых 3500 МВт мощностей на основе ПГУ составит 5,08 млрд. долл.

2.2.7. Риски инновационного сценария.

Можно выделить следующие риски:

1. Собственно экологические. К ним относятся воздействия на окружающую среду, не характерные для газовой и ядерной генерации, а именно:
• уменьшение количества органики, попадающей в почву вследствие сжига-ния биомассы,
• уменьшение запасов торфа,
• шум от ветроустановок,
2. Снижение производства биомассы (продуктивности сельского и лесного хозяйства). Крайне маловероятен. Как урожайность, так и валовой сбор продукции растениеводства последние 10 лет неуклонно росли. Общее поголовье скота после спада 1990-х годов находится примерно на одном уровне.
3. Риски, связанные с изменением климата. Среди следствий изменения климата для Беларуси будут:
• повышение количества осадков;
  это приведет к росту продуктивности биомассы и водности рек, что положительно скажется на выработке электроэнергии ВИЭ;
• снижению числа солнечных дней, что повысит потребность в освещении и одновременно снизит возможность использования солнечной энергии;
• ослабление средней силы ветра, что со временем снизит выработку электроэнергии ветроустановками ;
• увеличение количества чрезвычайных погодных ситуаций: заморозков с обледенениями, ураганных ветров, волн жары. Это приведет к необходимости повышения маневренности и надежности энергосистем и объектов энергетики.
4. Технические риски, связанные с созданием объектов нетрадиционной вет-роэнергетики. Невелики, так как речь идет об апробированных технологиях и объектах небольшой мощности.
5. Организационные риски, связанные с созданием большого числа локаль-ных объектов нетрадиционной ветроэнергетики:
• разработка схемы размещения объектов энергетики с учетом местных условий;
• организация проектирования, строительства и эксплуатации большого числа объектов.
  Эти риски в условиях централизованной экономики следует признать весьма существенными.
6. Кадровые риски – организация подготовки квалифицированных кадров.

На реализацию госпрограммы подготовки кадров для ядерной энергетики Беларуси на 2008-2020 годы потребуется около Br523 млрд. (около 186 млн. долл. США). Эта сумма не входит в затраты по ядерному сценарию.

Подготовка специалистов для возобновляемой энергетики в республике ве-дется, но внимание государства к ней несравнимо меньше.

2.3. Сводные данные по ядерному и инновационному сценариям

Для упрощения сравнения в обоих сценариях приняты одинаковые показате-ли абсолютного роста энергопотребления: рост потребления электрической энер-гии с 34 млрд. кВт∙часов до 41 млрд. кВт∙часов в 2020 году и рост потребления первичных ресурсов в котельно-печном балансе с 28 млн. т у.т. до 31 млн. т у.т.

Рисунок 11 - Атомный сценарий, баланс котельно-печного топлива, (млн. т у.т.)

В атомном сценарии нет кардинального ухода от газовой зависимости – снижение потребления газа составляет 23%. При этом появляется необходимость решения проблем, традиционно присущих для атомной энергетики (см. раздел 4).

Рисунок 12 - Инновационный сценарий: баланс котельно-печного топлива (млн. т у.т.)

В инновационном сценарии за 15 лет снижение потребления газа в энергети-ке значительно выше, чем в ядерном, – почти на 50% или 9,2 млрд. куб. м с 18,5 млрд. куб. м до 9,3 млрд. куб. м.

Для оценки стоимости сценариев взята оценка стоимости капстроительства в электроэнергетике (по доступным данным).

Таблица 7 - Сравнение ядерного и инновационного сценария в электроэнергетике РБ до 2020 г.

*С учетом инфраструктуры и дополнительного горячего резерва
** С учетом газа для обеспечения дополнительного горячего резерва (примерно 0,12 млрд. м3)
*** С учетом стоимости инфраструктуры, дополнительного горячего резерва и объема газа для обеспечения дополнительного горячего резерва.

Инновационный сценарий оказывается дороже ядерного в абсолютных значениях за счет того, что позволяет экономить почти на 5 млрд. куб. м газа больше, чем ядерный сценарий.

В пересчете на удельную стоимость экономии единицы объема газа инновационный сценарий оказывается на 20-40% дешевле. Это подтверждается офици-альными данными стоимости использования собственных ТЭР Беларуси, в кото-рых значительную долю занимают возобновляемые источники.

Дополнительным источником финансирования инновационного сценария может стать использование одного из финансовых механизмов Киотского протоко-ла – проектов совместного осуществления. При стоимости сокращения выбросов 1 т CO2 10 долларов сумма, получаемая по ПСО для проектов утилизации биомассы, составит около 50 млн. долларов в год.

Таблица 8 - Сравнение экономического эффекта использования собственных ТЭР
(на 2006-2010 гг.) и строительства АЭС (по данным правительства РБ, [2, 9])

С учетом специфических затрат, сопровождающих ядерный сценарий, инно-вационный сценарий 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 реализации инновационного сценария связаны с подготов-кой кадров и привязке к месту большого количества небольших объектов – в ко-нечном счете с вниманием органов власти.