Развитие энергетики Германии

ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ГЕРМАНИИ

 

Развитие энергетики Германии

 

После объединения ФРГ  и ГДР был начат процесс  перестройки ТЭК бывшей ГДР, основными  целями которого было улучшение технической  и экономической эффективности, а также снижение нагрузки со стороны  энергокомплекса на экологию. Для достижения поставленных целей были предприняты следующие меры: приватизация, введение конкуренции и освобождение цен на энергоносители и электроэнергию.

С учетом того, что бурый  уголь являлся основой энергетики ГДР, составляя около 70% «первичной энергии» и использовался для  генерирования электро - и теплоэнергии (в первую очередь, для обогрева помещений), а также для производства газа, наибольшие изменения коснулись именно данного сектора ТЭК.

В организационном плане  угольная промышленность ГДР состояла из крупных комплексов, включающих в себя горные разработки, обогатительные предприятия, станции по газификации  угля и тепловые электростанции. В  результате перестройки горные разработки были выделены в отдельную отрасль  и переданы на приватизацию. Проведенные  анализы показали, что угольная промышленность будет иметь перспективу лишь в случае концентрации усилий на нескольких крупных открытых разработках. В  конце концов, было сохранено лишь два угледобывающих района - 5 угольных разрезов Lausitz Revier (Дрезден), а также 3 Mitteldeutsches Revier (Лейпциг), во владение которыми в результате приватизации вступили LAUBAG (ФРГ) и англо-американский консорциум MIBRAG. На настоящий момент угледобывающий сектор имеет следующую структуру: LAUBAG владеет 5 разрезами, суммарная производительность которых в перспективе должна будет находиться в пределах 50-55млн. т./год; MIRBAG - 3 разреза (15-20 млн. т./год). Кроме того каждая из компаний имеет установки по брикетированию угля. На долгосрочную перспективу предполагается стабилизировать добычу на уровне 70млн. т./год (в 1989 г. было З00 млн. т./год). При этом общее количество занятых в секторе сократится до 16 тыс. (в 1989 г. их было 96 тыс. человек). Некоторое время будет использоваться еще ряд небольших шахт, расположенных в непосредственной близости от ТЭС и предназначенных исключительно для снабжения их топливом. Однако вопрос об их закрытии будет решаться одновременно с выводом станций из эксплуатации. Завершение данного процесса ожидали к концу 1999 года.

Коренным изменениям подверглись  также рынок и система нефтеснабжения. Реконструкцией отрасли занимались зарубежные нефтяные фирмы.

Процесс приватизации нефтеперегонных  заводов привлек различные национальные и зарубежные компании. Предприятие  Schwedt было приобретено фирмой Veba/Dea, а часть акций перешла итальянской Agip, французским Elf и Total. Управление предприятиями в Leuna и Zeits было передано Elf Aquitaine. Совместно с фирмой Thyssen Elf осуществил строительство нового завода Leuna-2000, суммарные затраты на который оцениваются в 4,8 млрд. марок. Структура нефтеперерабатывающих предприятий задумана таким образом, чтобы удовлетворять новой рыночной ситуации.

Несмотря на то, что потребление  автомобильного топлива в целом  увеличилось на 144%, тем не менее, мощности заводов Schwedt и Leuna превышают потребности рынка НФЗ. Именно это и явилось одной из основных причин сокращения числа занятых в секторе с 28 до 6 тыс. человек. На настоящий момент основные усилия сосредоточены на резком повышении качества выпускаемой продукции, доведении ее до уровня европейских стандартов. На эти цели уже инвестировано около 1,2 млрд., и до конца 2000 года предполагали вложить еще около 7 млрд. марок.

Система газоснабжения ГДР  главным образом основывалась на так называемом «бытовом газе», 80% которого генерировалось из бурого угля, а также  на поставках природного газа из СССР (большей частью также перерабатывался  в бытовой газ).

Реконструкция сектора была главным образом направлена на изменение  структуры снабжения, на перевод  хозяйства с бытового газа на природный (требует изменения стандартов безопасности и замены оборудования более чем  у 2,8 млн. частных потребителей), на расширение сети газопроводов, на расширение и  диверсификацию источников газа, на развитие рынка газа.

Ранее газовая промышленность имела «очаговый» характер, центрами которых являлись крупные комбинаты, занятые производством и межрегиональной  транспортировкой газа к районным предприятиям. Восточногерманская компания Verbundnetz Gas была преобразована и основным держателем акций стал крупный западногерманский концерн Ruhrgas, 20% акций принадлежит зарубежным газовым предприятием. Образование после объединения новых административных единиц потребовало увеличения количества региональных распределительных станций до 23 (ранее - 15), от которых были проложены газопроводы к локальным станциям, ответственным за продажу газа потребителям и сервисные услуги (120 в общей сложности). Доля участия VNG в данном нижнем звене составила 15%.

Помимо распределительных  станций система газоснабжения  включает в себя 3 системы трубопроводов - высокого давления, протяженностью около 13 тыс. км., среднего и низкого давления - 30 тыс. км. Для обеспечения надежного и бесперебойного снабжения газовая сеть НФЗ была интегрирована в общеевропейскую газовую систему (стыки между Vitzeroda и Zwickau, Stegal, Steinnitz и Bemau). В результате длина магистральных трубопроводов возросла с 1000 до 9000 км.

Параллельно с технической  интеграцией предполагалось провести диверсификацию газового снабжения. Хотя Россия и останется основным поставщиком, предполагается существенно расширить  поставки и из Норвегии.

В период до конца 1997 года на реконструкцию газового сектора  затрачено 10 млрд. марок, такую же сумму  предполагали инвестировать до конца 2000 года.

Коренная реконструкция  была проведена и в электроэнергетике. Основная цель перестройки была - без  ущерба для потребителей провести техническое  переоснащение существующих и построить  новые электростанции, ориентируясь при этом на местный бурый уголь. Руководство данным сектором осуществляется VEAG, основными держателями акций  которого являются крупные западногерманские  электроэнергетические компании Вау-Ernwerk, Preussen-Elektra и RWE.

Система электроснабжения НФЗ  состоит из 3-х уровней: VEAG, 14-ти региональных компаний и локальных муниципальных  предприятий - распределителей. VEAG, осуществляющий генерирование и «транспортировку» по высоковольтным линиям электропередач, продает электроэнергию региональным компаниям, которые в свою очередь перепродают ее локальным предприятиям. Последние обеспечивают доведение электроэнергии до конечного потребителя. Кроме того, локальные предприятия имеют право самостоятельно производить электроэнергию, однако, не более 30 % от общего объема.

Система электрогенерирующих  мощностей в ГДР (общая мощность станций разного типа - около 23000мвт.) имела следующую структуру:

- ТЭС на буром угле  составляли основу сектора, их  суммарная мощность - 18500 мвт. В эксплуатации находилось 10 блоков по 500 мвт., 16 по 210 мвт., 32 по 100 мвт., а также значительное количество малых энергоблоков (менее 100 мвт.) суммарной мощностью 6940 мвт.);

- АЭС реакторы водо-водяного  типа ВВЭР российского производства (суммарная мощность - 1800 мвт.);

- ГЭС (суммарная мощность - 1700 мвт);

- ТЭС на газе (суммарная  мощность - 1000 мвт).

 

Программа эксплуатации АЭС была пересмотрена и все ядерные станции восточных земель были выведены из эксплуатации с перспективой последующего демонтажа. По мнению германских энергетиков, возможность возобновления использования ядерной энергии даже в отдаленной перспективе представляется маловероятной.

Из всех угольных ТЭС лишь 8 энергоблоков, работающих на буром  угле (Boxberg - 2х500 мвт. и Jaenschwalde - 6х500 мвт.) могут быть переоборудованы под современные требования (допускают возможность установления устройств для удаления соединений серы из дыма). Ряд станций, общей мощностью 6000 мвт. Предполагалось выводить из эксплуатации по мере замены на новые в Schwarze Pumpe, Boxberg и Lippendorf (в общей сложности 6 энергоблоков по 800 мвт.), которые планировалось ввести в строй до 2000 г. Уже закончено строительство новой станции в Schkopau (900 мвт.). Кроме того в дополнение к станции в Rostok (550мвт.), работающей на буром угле, предполагалось строительство еще 2 новых блоков в Stendal.

Часть бывших восточногерманских ТЭС (2500 мвт.) были закрыты сразу же после объединения Германии из-за крайне низких экологических показателей.

В соответствии с программой реконструкции предполагалось строительство  и введение в эксплуатацию ряда «газовых»  ТЭС, однако, специалисты VEAG считают, что  основу составят все-таки угольные станции, на которых к 2005 году будет генерироваться около 90% электроэнергии.

Специалисты отмечают, что  одним из важнейших шагов, предпринятых после объединения Германии, стало  подсоединение восточногерманской сети UCPTE к западной. 3 линии связи  уже закончены, а еще 4 находятся  в завершающей стадии строительства. По ряду оценок, по завершении реконструкции  система электроснабжения НФЗ станет самой совершенной в Европе. Определенные позитивные моменты реконструкции  проявляются уже и сейчас. Так  если средняя интенсивность выброса  двуокиси углерода составляла в 1989 г. 0,62кг/КВтч, 1991 г. - 0,55, то к 2005 г. прогнозируется уровень в 0,23кг/КВтч.

Общие затраты на реконструкцию  ТЭК ГДР оцениваются в 100 млрд. марок.

Несмотря на наличие целого ряда сходных моментов в структуре  ТЭК ГДР со странами СНГ и Восточной  Европы, западные специалисты считают, что чисто механический перенос  опыта восточных земель Германии на другие государства приведет лишь к негативным последствиям. В частности, из-за отсутствия у последних достаточного объема средств. Отдельные технические  решения могут быть позитивно  использованы в процессе реконструкции  энергетики данной группы стран.

 

Структура топливно-энергетического комплекса

 

Угольная  промышленность

 

Первое место среди  местных энергоносителей в Германии занимает бурый уголь, который добывается без всякого субсидирования как в западной, так и в восточной Германии. Крупнейшие залежи бурого угля имеются в прирейнской местности, на юге земли Бранденбург и в Саксонии. Кроме того, значение имеют месторождения в Саксонии-Ангальт и на востоке Нижней Саксонии. Объем месторождений, считающихся пригодными для разработки, составляет 43 млрд. тонн. 85 процентов добываемого бурого угля идет на производство электроэнергии. Вместе с каменным углем и атомной энергией он является важнейшим источником электроэнергии в Германии. В 1997 г. на его долю пришлось около 26 процентов произведенной электроэнергии и около 11 процентов потребляемой первичной энергии.

Бурый уголь был важнейшим  источником энергии (70 %) в бывшей ГДР. Но односторонняя ориентация энергоснабжения  на бурый уголь привела к массивному загрязнению окружающей среды. После объединения Германии его добыча в новых землях в результате реструктуризации экономики и диверсификации энергоснабжения упала на 70 процентов (с 249 млн. тонн в 1990 г. до 74 млн. тонн в 1997 г.). Несмотря на это, бурый уголь, пусть на более низком уровне, все же сохранил роль основного энергоносителя. В последние годы значительно уменьшилось загрязнение окружающей среды благодаря сокращению его добычи, модернизации и строительству новых электростанций, широкомасштабным экологически-оздоровительным работам, финансируемым государством.

Важнейшими каменноугольными бассейнами являются Рейнско-вестфальский и Саарский регионы. Залежи каменного угля оцениваются в пределах 24 млрд. тонн. Однако его добыча нерентабельна.

В 1950 г. доля каменного угля в потреблении первичной энергии  в старых землях составляла 73 процента. К 1997 г. она снизилась до 14,1 процента. В 2009 году Германия сократила физический объем закупок каменного угля за рубежом на 9% до 26,6 млн. тонн (в 2008 году - 29,3 млн. тонн, в 2007 году - 27,3 млн. тонн, в 2006 году - 23,6 млн. тонн, в 2005 году - 20,4 млн. тонн). Тем не менее, несмотря на общее  снижение, физический объем экспортных поставок каменного угля из России и стран СНГ увеличился на 10,2% и превысил 7,5 млн. тонн.

Удельный вес России и  стран СНГ в общей структуре  германских импортных закупок каменного  угля в 2009 году составил 24,4% (ЮАР - 14,9%, США - 14,0%, Колубия - 13,3%, Австралия - 10,1%).

 

Нефтяная  промышленность

 

Основные известные месторождения  нефти в Германии связаны с  породами нижнего мела и юры и  сосредоточены главным образом  в западной половине Северо-Германской низменности; наибольшие ее месторождения  имеются еще на Верхнерейнской низменности и на юге Баварского плато. Германии приурочены к трем нефтеносным провинциям – Северо-Германской низменности, Верхне-Рейнской низменности и предгорье Альп.

Доля нефти в обеспечении  энергией также сократилась из-за резко подскочивших в 70-е годы на нее цен. С 55 проц. в 1973 г. эта доля в потребляемой энергии снизилась  до 38,5 проц. в 2001 г. Что касается доли в потреблении первичной энергии, то нефть в Германии остается важнейшим  энергоносителем.

Добыча сырой нефти  осуществляется преимущественно в  федеральных землях Шлезвиг-Гольштейн (61,1%) и Нижняя Саксония (34,8%), на долю которых приходится свыше 95% добычи сырой нефти на территории Германии.

Среднегодовые объемы добычи германских нефтяных компаний составляют: по нефти - около 13 млн. тонн, в том  числе за рубежом - 10 млн. тонн и в  Германии - 3 млн. тонн, а по газу - 28 млрд. кубометров, в том числе в Германии - 15,5 млрд. кубометров (достаточно для  покрытия 16% имеющихся за последние 12 месяцев, включая 11 месяцев 2009 года). Германия сократила физический объем закупок сырой нефти за рубежом по сравнению с предыдущим периодом на 5,4% до 99,6 млн. тонн.

Добыча нефти за пределами  Германии имеет следующее географическое распределение: страны Африки (82,8%), страны Европы (9,1%), страны Америки (5,3%), страны СНГ, включая Россию (2,8%).

При этом на фоне сокращения закупок нефти в Норвегии на 11,7% до 14,2 млн. тонн, Великобритании на 26,1% до 10,6 млн. тонн, Ливии на 15% до 8,7 млн. тонн, Казахстане на 5,7% до 6,7 млн. тонн, Саудовской Аравии на 37,5% до 1,6 млн. тонн отмечено увеличение экспортных поставок из России на 4,0% до 34,7 млн. тонн, Азербайджана на 26,7% до 4,1 млн. тонн, Нигерии на 6,7% до 3,3 млн. тонн, Сирии на 2,4% до 2,7 млн. тонн, Венесуэллы на 10,7% до 2,0 млн. тонн, Кот-д'Ивуара на 8,2% до 1,5 млн. тонн.