Galutinė ataskaita Habil. dr. A. Vasiliauskas2 Strategijos projektą rengė: Aleksandras Vasiliauskas, Ekonomikos institutas (darbo grupės vadovas) Rimantas Deksnys, Kauno technologijos

Lietuvos mokslų akademijos Ekonomikos institutas

ATNAUJINTOS NACIONALINĖS ENERGETIKOS STRATEGIJOS PROJEKTO PARENGIMAS

Galutinė ataskaita

Habil. dr. A. Vasiliauskas

2006 m. birželio 1 d.

2

Strategijos projektą rengė:

Aleksandras Vasiliauskas, Ekonomikos institutas (darbo grupės vadovas) Rimantas Deksnys, Kauno technologijos universitetas Arvydas Galinis, Lietuvos energetikos institutas Jonas Gylys, Kauno technologijos universitetas Mindaugas Krakauskas, Lietuvos energetikos institutas Remigijus Lapinskas, Asociacija „Litbioma“ Vytautas Martinaitis, Gedimino technikos universitetas Vaclovas Miškinis, Lietuvos energetikos institutas Jurgis Vilemas, Lietuvos energetikos institutas Eduardas Vilkas, Ekonomikos institutas Dalius Šulga, AB „Lietuvos energija“

3

Projektas NACIONALINĖ ENERGETIKOS STRATEGIJA

I. BENDROSIOS NUOSTATOS

1. Sparti Lietuvos ekonomikos raida, nemažėjanti priklausomybė nuo pirminės energijos importo iš vienos šalies, numatomas Ignalinos AE uždarymas 2009 metais, labai padidėjusios organinio kuro kainos pasaulio rinkose ir jose egzistuojanti įtampa verčia koreguoti Lietuvos energetikos politiką ir atnaujinti Nacionalinę energetikos strategiją, įvertinant greitai kintančias aplinkybes ir siekiant sumažinti kylančių grėsmių poveikį šalies ekonomikai. Todėl Lietuvos Respublikos Seimas 2005 m. rugsėjo 29 d. rezoliucija įpareigojo Lietuvos Respublikos Vyriausybę metais anksčiau nustatyto termino atnaujinti 2002 m. spalio 5 d. patvirtintą Nacionalinę energetikos strategiją, kurioje buvo suformuluotos pagrindinės nuostatos dėl energetikos ūkio pertvarkos ir plėtros iki 2020 metų bei numatyti konkretūs sprendimai, susiję su Lietuvos stojimu į Europos Sąjungą, taip pat ir dėl Ignalinos AE eksploatacijos nutraukimo bei ES aplinkosaugos direktyvų įgyvendinimo sąlygų ir terminų.

2. Per pastarąjį dešimtmetį Lietuvoje daug padaryta siekiant, kad būtų įgyvendinti ankstesnių Nacionalinės energetikos strategijų tikslai ir užtikrintas stabilus ir efektyvus energetikos sektoriaus darbas: visas energetikos ūkis restruktūrizuotas vadovaujantis Europos Sąjungos teisės aktų reikalavimais; atsisakius vertikaliai integruotų monopolijų, sudarytos sąlygos konkurencijai; ženkli dalis energijos generavimo ir skirstymo veiklų privatizuota pritraukiant tiek vietinį, tiek ir užsienio privatų kapitalą; įgyvendintas kompleksas priemonių, mažinančių aplinkos taršą; ženkliai pagerinta Ignalinos AE sauga; sudarytos visos reikiamos sąlygos pilnutinai diversifikuoti naftos ir jos produktų tiekimą; baigiamos kaupti strateginės 90 dienų naftos produktų ir naftos valstybės atsargos; sudarytos techninės sąlygos laisvai pasirinkti naftos ir jos produktų tiekėjus; pradėta gaminti ir naudoti biodegalus; išsaugota ir palaipsniui modernizuojama centralizuoto šilumos tiekimo sistema, kurios ženkli dalis privatizuota. Atsinaujinančių energijos išteklių dalis bendrame šalies pirminės energijos balanse 2005 metais padidėjo iki 9%, o 2010 metais bus pasiektas vienas iš strateginių šalies tikslų – jų indėlis padidės iki 12%. Pastačius visas vėjo jėgaines, kurių statybos procesas jau prasidėjo, ir biokurą deginančias elektrines, 2010 metais virš 7% elektros energijos bus pagaminta naudojant atsinaujinančius energijos išteklius.

Sparčiau nei buvo prognozuojama gerėjo energijos vartojimo ūkio šakose efektyvumas. Bendrojo vidaus produkto vienetui pagaminti 2005 metais pirminės energijos sunaudota net 68% mažiau nei 1990 metais, tačiau norint pagal šį rodiklį pasiekti dabartinį Europos Sąjungos šalių vidurkį, Lietuvoje energijos vartojimo efektyvumą reikia padidinti dar beveik 60%.

Ankstesnėje strategijoje buvo gerai prognozuotas elektros energijos poreikių augimo tempas ir realus jų augimas palyginti tiksliai atitiko pagrindinį scenarijų, t.y. siekė beveik 5% per metus. Panašus augimo tempas turėtų išsilaikyti ir per artimiausius penkerius metus. Esant tokiam elektros poreikių augimo tempui, turimų, statomų ir planuojamų pastatyti generuojančių galių pakaks bent iki 2015 metų.

3. Ne visus artimiausios ateities tikslus, numatytus 2002 metais patvirtintoje Nacionalinėje energetikos strategijoje, pavyko įgyvendinti: Lietuvos elektros tinklai nesujungti su Lenkijos tinklais, per mažai padaryta didinant gamtinių dujų tiekimo patikimumą, per lėtai vyko šilumos ūkio modernizavimas, ypač vartotojo pusėje, todėl pastatų šildymui suvartojama per daug energijos, šilumos tiekimo vamzdynai daug kur yra kritinės būklės ir yra aukšta didelių avarijų tikimybė. Sprendimas 2009 metais uždaryti Ignalinos AE paaštrino Lietuvos energetinio saugumo problemą. Nebuvo skirta reikiama parama universitetų, rengiančių specialistus energetikos ūkiui, mokymo ir mokslinių tyrimų bazei stiprinti.

Yra rimtų problemų energetinio saugumo srityje, kurias Lietuvai vienai būtų labai sunku arba beveik neįmanoma išspręsti. Visų pirma, tai gamtinių dujų tiekimo ilgalaikis patikimumas ir būsimos naujos atominės elektrinės statyba. Šiuos strateginius uždavinius galima lengviau išspręsti

4

tik glaudžiai bendradarbiaujant su kitomis Baltijos valstybėmis – Latvija ir Estija. Trijų Baltijos valstybių vyriausybių vadovų susitarimas iki 2006 metų pabaigos parengti bendrą Baltijos valstybių energetikos strategiją padės racionaliau spręsti energetinio saugumo klausimus sparčiau integruojant trijų šalių energijos rinkas.

4. Rengiant šią strategiją, atsižvelgta į svarbiausius pastarųjų metų ekonomikos ir energetikos pokyčius tiek šalyje, tiek regione, panaudota sukaupta patirtis ir naujausia informacija, reikalinga planuojant atskirų energetikos sektorių raidą. Taip pat atsižvelgta į kitų Baltijos valstybių energetikos plėtros planus, pasaulines tendencijas pagrindinių energijos šaltinių rinkose, energetikos ūkio valdyme ir aplinkosaugos srityje.

5. Strategija parengta:

1) naudojant ankstesnių Nacionalinių energetikos strategijų rengimo patirtį bei atsižvelgiant į jau pasiektus rezultatus;

2) atsižvelgiant į šalies ekonomikos raidą po įstojimo į Europos Sąjungą bei Lietuvos Respublikos Vyriausybės 2002 m. birželio 12 d. nutarimu Nr. 853 patvirtintą Lietuvos ūkio (ekonomikos) plėtros iki 2015 metų ilgalaikę strategiją;

3) vadovaujantis Europos Bendrijos Komisijos 2006 metų Žaliosios knygos „Europos Sąjungos darnios, konkurencingos ir saugios energetikos strategija“ nuostatomis;

4) vadovaujantis Baltijos šalių vyriausybių vadovų 2006 m. vasario 27 d. Deklaracija ir Komunikatu;

5) remiantis pastarųjų metų įvairiose studijose, kurias Lietuvos Respublikos ūkio ministerijos užsakymu parengė šalies energetikos specialistai, ir kartu su užsienio ekspertais rengtose studijose atlikta analize ir rekomendacijomis;

6) remiantis patikslintos ir atnaujintos Nacionalinės energijos vartojimo efektyvumo didinimo programos, patvirtintos Lietuvos Respublikos Vyriausybės 2006 m. gegužės 11 d. nutarimu Nr. 443 (Žin., 2006, Nr. 54-1956), nuostatomis;

7) įvertinant stojimo į ES sutartyje prisiimtus įsipareigojimus; 8) atsižvelgiant į Lietuvos Respublikos nacionalinio saugumo pagrindų įstatymo (Žin.,

1997, Nr. 2-16) nuostatas.

II. GLOBALIOS APLINKOS CHARAKTERISTIKA IR IŠŠŪKIAI LIETUVOS ENERGETINIAM SAUGUMUI

6. Šiuolaikinei energetikos aplinkai būdingi globaliniai reiškiniai, kurie sukelia naujus iššūkius energetiniam ir nacionaliniam saugumui:

1) senkantys pasauliniai naftos ir dujų ištekliai bei tuo pat metu didėjantys jų poreikiai, aplenkiantys naujų telkinių žvalgybos ir įsisavinimo tempus;

2) didelė dalis pasaulinių naftos ir dujų išteklių išgaunama šalyse, kurios yra politiškai nestabilios arba jas valdo nedemokratiniai režimai, kur vykdoma išteklių nacionalizacija ir koncentruojama jų kontrolė;

3) Vakarų demokratijų santykiai su energijos ištekliais turtingomis šalimis yra komplikuoti;

4) labai išaugęs valstybių, eksportuojančių energijos išteklius, geopolitinis vaidmuo ir svertai diktuoti sąlygas energiją importuojančioms šalims;

5) ženkliai padidėjęs vyriausybių politinis aktyvumas energijos rinkose; 6) išaugusi energetikos svertų įtaka formuojant šalies užsienio ir nacionalinio saugumo

politiką bei energetikos politikos tikslų sutapatinimas su užsienio politikos ir nacionalinio saugumo tikslais;

7) didėjantį svorį įgyjantys politiniai veiksniai, kurie riboja rinkos jėgų laisvę; 8) energijos išteklių rinkose sustiprėjusi pagrindinių ekonomikų – JAV, ES, Kinijos (iš

dalies ir Indijos ) – tarpusavio sąveika ir jų sąveika su Rusija.

5

Be bendrųjų iššūkių Europos Sąjungos šalių energetikai, kurie apibūdinti Europos Bendrijos Komisijos Žaliojoje knygoje, Lietuvos energetikai papildomas problemas kelia bendros ES energetikos politikos nebuvimas, energijos išteklių tiekimo alternatyvų stoka, atskirų regionų energetinė atskirtis ir būtinų integracinių jungčių stoka, ypač Baltijos šalių regione.

III. EUROPOS SĄJUNGOS ENERGETIKOS POLITIKOS GAIRĖS

7. Europos Sąjungos energetikos politika siekia užtikrinti energijos tiekimo patikimumą, konkurencingumą ir darnią plėtrą. Energetinis saugumas bei vidaus rinkos sukūrimas yra viena iš ES prioritetinių veiklos sričių. Sprendžiant energetinio saugumo klausimus, ypač svarbi yra išorinė ES energetikos politika ir Europos Sąjungos šalių vieninga reakcija į dabartinę padėtį energijos rinkose.

Europos Sąjungos Vadovų Tarybos 2006 metų pradžioje priimti sprendimai yra rimtas žingsnis kuriant naują Europos šalių energetikos politiką. Jie iš esmės atitinka Lietuvos interesus ir sukuria palankesnes prielaidas Lietuvos energetikos plėtrai. Lietuvai yra svarbūs šie Tarybos nustatyti uždaviniai:

1) ypatingą dėmesį skirti šalims ir regionams, kurie neturi ryšių su ES energijos rinkomis;

2) įpareigoti Europos Komisiją parengti prioritetinį jungčių planą ir padėti įgyvendinti prioritetinius infrastruktūros projektus;

3) spartinti apsirūpinimo energijos ištekliais diversifikavimą; 4) reguliariai rengti strateginę ES energetikos apžvalgą; 5) parengti pasiūlymus dėl bendros ES energetikos strategijos; 6) siekti, kad ES ir Rusijos dialogas taptų veiksmingesnis ir skaidresnis, o Rusija

ratifikuotų Energetikos chartiją bei pasirašytų protokolą dėl energijos tranzito.

IV. RIZIKOS VEIKSNIAI IR GRĖSMĖS LIETUVOS ENEREGTINIAM SAUGUMUI

8. Pagrindinius specifinius rizikos veiksnius ir grėsmes Lietuvos energetiniam saugumui sąlygoja pirminės energijos išteklių dominuojantis importas iš Rusijos, Lietuvos dujų tiekimo ir elektros energetikos sistemų priklausomybė nuo Rusijos energetikos sistemų bei jungčių su Vakarų Europos energetikos sistemomis nebuvimas. Dėl to kyla šie rizikos veiksniai ir grėsmės Lietuvos energetiniam saugumui:

1) Lietuvos elektros energetikos sistemos darbo patikimumo ir elektros energijos eksporto-importo galimybių priklausomybė nuo Rusijos valstybinės energetikos kompanijos;

2) negalimi arba labai riboti elektros energijos mainai su Europos elektros rinkomis; 3) negalimas alternatyvus gamtinių dujų tiekimas; 4) nuo monopolinio tiekėjo priklausančios ir ženkliai didėjančios gamtinių dujų kainos;

Kiti iššūkiai ir rizikos veiksniai:

5) Ignalinos atominės jėgainės uždarymas 2009 metais, turintis didelę įtaką elektros energijos šaltinių struktūrai, pirminės energijos balansui ir elektros energijos kainai;

6) galintis per ilgai užsitęsti konkrečių sprendimų dėl naujos atominės jėgainės statybos priėmimas;

7) neapibrėžta situacija dėl ilgalaikio orimulsijos tiekimo Lietuvos elektrinei iš Venesuelos;

8) naujo dujotiekio į Europą tiesimas ne per Baltijos valstybių teritorijas, bet Baltijos jūros dugnu;

9) griežtesni ekologiniai reikalavimai energetikai, įskaitant anglies dvideginio išmetimo į orą ribojimus;

10) galimi naftos tiekimo sutrikimai AB „Mažeikių nafta“.

V. STRATEGINĖ ANALIZĖ

6

9. Dabartinis Lietuvos energetikos sektorius turi savo stipriąsias ir silpnąsias puses. Jis susiduria su konkrečiomis grėsmėmis, tačiau taip pat turi geras galimybes dirbti efektyviai ir patikimai. Efektyviau išnaudodama esamas galimybes ir turimą potencialą, Lietuvos energetika gali sėkmingai prisidėti prie šalies ekonomikos augimo, jos konkurencingumo stiprinimo, apsisaugoti nuo galimų grėsmių ir išvengti įvairių sutrikimų.

Stiprioji pusė: 1) gera pirminės energijos balanso struktūra, kurią sudaro gamtinės dujos, naftos

produktai ir atominė energija, didėjantis vietinių ir atsinaujinančių energijos išteklių indėlis bei galimybė naudoti daugelyje energetikos įmonių įvairias kuro rūšis padeda užtikrinti patikimą energijos tiekimą ir mažą aplinkos taršą;

2) gerai išplėtoti energetiniai pajėgumai: elektrinės, naftos perdirbimo gamykla, naftos ir jos produktų importo ir eksporto terminalai, gamtinių dujų tiekimo sistema, centralizuoto šilumos tiekimo sistemos ir kt.;

3) didelės dalies praeityje sukurtų energetinių pajėgumų techninė būklė yra patenkinama ir jie tenkina šalies vidaus bei eksporto poreikius;

4) atnaujintos esamos centralizuoto šilumos tiekimo sistemos, išplėtus bendrą elektros ir šilumos gamybą, leis padidinti pirminės energijos vartojimo efektyvumą ir sumažinti aplinkos taršą bei šiltnamio efektą sukeliančių dujų išmetimą;

5) sukaupta biodegalų gamybos patirtis, sukurti jų gamybos pajėgumai ir numatoma plėtra leis įvykdyti ES reikalavimus 2010 metais biodegalais pakeisti apie 5,75% šalies degalų rinkoje naudojamų naftos produktų;

6) įvykdyta elektros energetikos ūkio restruktūrizacija ir pasirengta integracijai į bendrą Baltijos elektros rinką;

7) visose energetikos sektoriaus grandyse dirba aukštos kvalifikacijos specialistai. Sukurta jų rengimo ir tobulinimo sistema iki šiol tenkino šalies poreikius. Lietuvos universitetai ir mokslo įstaigos, užtikrinus reikiamą finansavimą, yra pajėgūs parengti kvalifikuotus specialistus valstybės valdymo institucijoms, energetikos ūkio objektų eksploatavimui ir mokslinei-techninei veiklai vykdyti.

Silpnoji pusė:

1) Ignalinos AE ateities neapibrėžtumas ir išorinės sąlygos praeityje neleido efektyviai panaudoti turimų galių pertekliaus, laiku juos renovuoti ir priimti konkrečius sprendimus dėl tolesnės elektros energetikos sistemos plėtros;

2) nors per pastaruosius 10 metų pavyko iš esmės padidinti energijos vartojimo efektyvumą pramonėje ir prekybos bei paslaugų sektoriuje, tačiau visuomeniniame sektoriuje (mokyklose, universitetuose, ligoninėse ir pan.) ir senos statybos gyvenamuosiuose namuose padėtis mažai pagerėjo. Todėl Lietuvoje lyginamosios energijos sąnaudos pastatų šildymui yra didesnės nei išsivysčiusiose Europos valstybėse;

3) Lietuvos elektros ir dujų tinklai neturi jokių tiesioginių ryšių su Vakarų Europos energetikos sistemomis, todėl išlieka priklausomybė nuo vienintelio gamtinių dujų tiekėjo ir nėra galimybių įsijungti į bendrą Europos Sąjungos elektros energijos rinką;

4) praeityje per mažai investicijų buvo skiriama infrastruktūros atnaujinimui ir todėl didelė dalis elektros tinklų, transformatorių pastočių ir vamzdynų, kurie yra fiziškai ir morališkai susidėvėję, turi būti atnaujinta jau artimiausioje ateityje;

5) sukaupti dideli radioaktyviųjų atliekų ir panaudoto branduolinio kuro kiekiai, bet iki šiol neparengta panaudoto branduolinio kuro sutvarkymo ir galutinio palaidojimo strategija;

6) pereinamuoju į rinkos ekonomiką laikotarpiu labai sumažėjus šilumos poreikiams, daugelis centralizuoto šilumos tiekimo sistemų dirba ne optimaliomis sąlygomis ir todėl panaudojamos neefektyviai. Dėl netinkamos eksploatacijos ir prastos statybos darbų kokybės šilumos tiekimo tinklai daug kur yra pažeisti korozijos. Šilumos tinklų atnaujinimas vyksta per lėtai, todėl avarijų centralizuoto šilumos tiekimo sistemose tikimybė yra didelė;

7) iki 1990 metų pastatytų gyvenamųjų namų ir kitų pastatų centrinio šildymo ir karšto

7

vandens tiekimo sistemos yra susidėvėjusios ir nepritaikytos racionaliam energijos naudojimui. Dauguma vartotojų negali savarankiškai reguliuoti suvartojamos šilumos kiekio;

8) per mažai panaudojami vietiniai, atsinaujinantys ir atliekiniai energijos ištekliai; 9) valstybė ir energetikos įmonės nepakankamai finansuoja mokslo tiriamuosius darbus

ir mokslo bei studijų institucijas, rengiančias specialistus energetikos sektoriui.

Galimybės: 1) patirtis, sukaupta daugelį metų saugiai ir patikimai eksploatuojant Ignalinos AE,

Lietuvos politinių partijų ir visuomenės pozityvus požiūris į branduolinę energetiką, Baltijos šalių vyriausybių ir energetikos kompanijų pasiryžimas bendradarbiauti energetikos srityje sudaro palankią aplinką naujos atominės jėgainės statybai;

2) baigus restruktūrizuoti visą energetikos sektorių, pilnutinai įvykdžius Europos Sąjungos direktyvų reikalavimus ir priėmus pagrindinius sektoriaus veiklą reglamentuojančius teisės aktus bei sukūrus reikiamą energetikos įmonių veiklos kontrolės sistemą, sudarytos reikiamos prielaidos sukurti konkurencinę aplinką Lietuvoje ir bendrą Baltijos valstybių elektros energijos rinką, o ateityje įsijungti į Vakarų ir Šiaurės Europos rinkas;

3) esamo energijos taupymo potencialo panaudojimas sumažins energijos poreikių bei generuojančių šaltinių galios augimo tempus, o tuo pačiu ir importuojamo kuro kiekį, palengvins aplinkosaugos problemų sprendimą;

4) esami šalies magistraliniai dujotiekiai leidžia ateityje ženkliai padidinti gamtinių dujų tiekimą Lietuvos vartotojams;

5) brangstant importuojamam organiniam kurui, turimi, tačiau iki šiol dar nepakankamai panaudojami vietiniai ir atsinaujinantys energijos ištekliai (mediena, šiaudai, durpės, biodujos, komunalinės ir kitos degiosios atliekos, vėjo bei hidroenergija ir žaliavos biodegalams gaminti) gali įnešti vis didesnį indėlį į Lietuvos pirminės energijos balansą, sumažinti priklausomybę nuo kuro importo ir sušvelninti neigiamas organinio kuro kainų augimo pasekmes;

6) modernizavus esamas centralizuoto šilumos tiekimo sistemas, galima gerokai išplėsti bendrą šilumos ir elektros gamybą, o kartu daug efektyviau panaudoti pirminės energijos išteklius, padidinti šalies energetinį saugumą;

7) jungčių su Lenkijos ir Švedijos elektros energetikos sistemomis įrengimas padidins energijos tiekimo patikimumą, leis integruotis į Vakarų Europos elektros rinką, efektyviau panaudoti Kruonio HAE ir kitas elektrines bei vykdyti elektros energijos tranzitą.

Grėsmės: 1) neturint pakankamai savų pirminės energijos išteklių, Lietuvos ekonomika priklauso

nuo situacijos pasaulio energijos išteklių rinkose ir yra pažeidžiama, ypač esant dideliems kainų šuoliams;

2) vėluojantis patirties sukaupimas ir nepakankamas šalies pramonės indėlis įsisavinant atsinaujinančių energijos išteklių panaudojimo naujausias technologijas ateityje neleis efektyviai jomis pasinaudoti;

3) Ignalinos AE uždarymas ir jos demontavimas be reikiamo ilgalaikio finansavimo iš Europos šalių ir tarptautinių finansinių institucijų, inicijavusių jos pirmalaikį uždarymą, būtų nepakeliama našta šalies ekonomikai;

4) investicijų, reikalingų elektros perdavimo tinklui atnaujinti, stoka gali kelti didelių sisteminių avarijų grėsmę;

5) per lėtas centralizuoto šilumos tiekimo sistemų modernizavimas skatina dalies vartotojų atsijungimą nuo jų, taip pat išlieka ženkli didelių avarijų tikimybė, kas gali sukelti labai dideles neigiamas ekonomines ir socialines pasekmes;

6) šalyje susiklostęs visuomenės ir ypač jaunimo požiūris į inžinerines ir technines profesijas bei esama padėtis aukštojo mokslo sistemoje kelia didelę grėsmę, kad ateityje visas energetikos sektorius ir jam tarnaujančios mokslo tyrimo bei konsultavimo įstaigos nebus pakankamai aprūpinamos reikiamos kvalifikacijos specialistais su visomis iš to išplaukiančiomis pasekmėmis;

8

7) kvalifikuotų specialistų emigracija gali komplikuoti modernių technologijų įdiegimą.

VI. ENERGETIKOS SEKTORIAUS VIZIJA 10. Lietuvos ateities energetika – modernios ekonomikos sudėtinė dalis, ekonomiškai

pagrįstomis ir vartotojams prieinamomis (ne aukštesnėmis nei vidutinės Europos Sąjungos šalyse) kainomis, patikimai ir saugiai aprūpinanti energija visas ūkio šakas, nekelianti grėsmės aplinkai, sudaranti palankias sąlygas šalies tolesnei pažangai, integruota į Vakarų Europos, Skandinavijos šalių ir Rytų energetikos sistemas, sugebanti konkuruoti atviroje tarptautinėje energijos rinkoje bei užsitikrinusi panašų su kitomis ES šalimis energetinį saugumą. Tai gerai subalansuoti energetikos sektoriai, besiremiantys moderniausiomis technologijomis, sudarantys tinkamas prielaidas tolesnei visuomenės raidai ir sparčiam ekonomikos augimui, naudojantys galimai įvairesnius pirminės energijos šaltinius.

VII. VALSTYBĖS MISIJA

11. Pagrindinės nuostatos ir valstybės veiksmų kryptys, kurios įgalintų įgyvendinti pageidaujamą energetikos raidą, yra tokios:

1) kurti šalies energetikos politiką, atsižvelgiant į pagrindines ES energetikos politikos nuostatas ir vyraujančias pasaulio energetikos raidos tendencijas;

2) stiprinti energetikos valdymo bei reguliavimo institucijas, nuolat papildyti ir laiku atnaujinti esamą teisės bazę, įvertinant naujų ES teisės aktų reikalavimus;

3) pasinaudojant esamomis ES struktūromis, aktyviai dalyvauti kuriant ES energetikos politiką, įgyvendinant Lietuvai aktualius energetinį saugumą didinančius projektus ir rengiant ES energetikos teisės aktus;

4) numatyti energetikos politikos įgyvendinimo kelius ir priemones, remiantis nuolat vykdoma detalia šalies ūkio ir energetikos sektoriaus darnios plėtros scenarijų analize, optimizaciniais skaičiavimais ir sukaupta bei susisteminta statistine informacija, siekiant užtikrinti šalies energetinį saugumą, ekonomikos gyvybingumą ir konkurencingumą, minimaliai pažeidžiant aplinką;

5) Nacionalinę energetikos strategiją, kurios tikslai yra neatsiejami nuo nacionalinio saugumo ir užsienio politikos tikslų, priimti nacionalinio sutarimo pagrindu ir tuo būdu užtikrinti jos nuoseklų ilgalaikį, nuo demokratinio valdžios pasikeitimo nepriklausantį įgyvendinimo stabilumą.

VIII. NACIONALINĖS ENERGETIKOS STRATEGINIAI TIKSLAI

12. Nustatant pagrindinius Nacionalinės energetikos strategijos tikslus, buvo vadovautasi Lietuvos narystės ES sutartyje, Energetikos chartijoje, Europos Sąjungos teisės aktuose, Žaliojoje knygoje suformuluotais Europos darnios, konkurencingos ir saugios energetikos reikalavimais bei nuostatomis, taip pat į Baltijos valstybių vyriausybių vadovų 2006 m. vasario 27 d. Trakų Deklaracija ir Komunikatu.

Vadovaujantis minėtais pagrindiniais Lietuvos energetikos politiką formuojančiais veiksniais, nustatomi šie Lietuvos energetikos strateginiai tikslai:

1) Energetinis saugumas, kuris užtikrinamas plečiant pirminės energijos šaltinių ir tiekėjų įvairovę, gaminant elektros energiją įvairaus tipo elektrinėse, sukaupiant ir efektyviai naudojant kuro atsargas, integruojant elektros energetikos ir dujų tiekimo sistemas į Europos Sąjungos energetikos sistemas, atnaujinant energetikos infrastruktūrą ir gerinant jos darbo patikimumą, bendromis Baltijos šalių pastangomis statant regioninės reikšmės energetikos objektus (atominę elektrinę, požeminę dujų saugyklą, suskystintų gamtinių dujų terminalą), gerinant

9

energetikos infrastruktūros fizinę apsaugą (nuo teroristų aktų, gamtos katastrofų, politinio pobūdžio rizikos), mažinant priklausomybę nuo energijos išteklių importo;

2) Darnus energetikos sektoriaus vystymas, kurio siekiama diegiant inovacijas ir modernias technologijas, racionaliai plėtojant atskiras energetikos sistemas, didinant energijos gamybos ir vartojimo efektyvumą, mažinant energijos transformavimo ir tiekimo technologinius nuostolius, skatinant vietinių ir atsinaujinančių bei atliekinių energijos išteklių vartojimą, mažinant neigiamą energetikos objektų poveikį aplinkai ir pavojų žmonių sveikatai;

3) Konkurencingumas, kuris įgyvendinamas nustatant vienodas konkurencines sąlygas įvairiems energijos gamybos ir tiekimo būdams, tiekiant aukštos kokybės ir konkurencingus produktus ir paslaugas, išlaikant ir stiprinant patikimą energijos tiekimą, teikiant pirmenybę ekonomiškai pateisinamiems sprendimams, vystant bendrą Baltijos šalių elektros energijos rinką, integruojantis į Skandinavijos šalių ir Europos Sąjungos elektros energijos rinkas, stiprinant energetikos priežiūros ir reguliavimo institucijas, didinant jų veiklos skaidrumą.

13. Siekiant įgyvendinti šiuos strateginius tikslus ir įvertinant ankstesnėse (1994, 1999 ir 2002 metų) strategijose suformuluotų siekių įgyvendinimo rezultatus, nustatomi šie uždaviniai:

1) baigti įgyvendinti ES direktyvų reikalavimus liberalizuojant elektros ir dujų sektorius;

2) 2015-2017 metų laikotarpiu pradėti eksploatuoti naują atominę elektrinę Baltijos šalių poreikiams tenkinti;

3) įgyvendinti Europos Sąjungos aplinkosaugos direktyvas energetikos sektoriuje; 4) iki 2010 metų sukaupti ir nuolat palaikyti 90 dienų naftos produktų ir naftos atsargas; 5) atnaujinti fiziškai ir morališkai susidėvėjusias elektros energijos, gamtinių dujų

perdavimo ir skirstymo, centralizuoto šilumos tiekimo sistemas, kartu padidinant jų efektyvumą ir patikimumą;

6) ne vėliau kaip iki 2012 metų Lietuvos aukštos įtampos tinklus sujungti su Skandinavijos šalių ir Lenkijos tinklais;

7) toliau plėtoti regioninį bendradarbiavimą ir kooperaciją, siekiant iki 2012 metų integruoti Baltijos šalių elektros energijos rinką į Europos Sąjungos šalių rinkas, sukurti bendrą regioninę gamtinių dujų saugyklą ir bendrą suskystintų dujų importo terminalą;

8) atsinaujinančių energijos išteklių dalį bendrame šalies pirminės energijos balanse 2025 metais padidinti iki 20%;

9) elektros energijos, pagamintos termofikacinėse elektrinėse, dalį bendrame elektros energijos gamybos balanse 2025 metais padidinti iki 35%;

10) biodegalų dalį šalies degalų rinkoje 2025 metais padidinti iki 20%; 11) toliau gerinti visų energijos rūšių vartojimo efektyvumą taip, kad 2025 metais

lyginamosios energijos sąnaudos pastatuose, įvairiuose įrenginiuose ir prietaisuose, technologiniuose procesuose ir transporto sistemose būtų artimos išsivysčiusių Europos Sąjungos valstybių rodikliams;

12) tobulinti energetikos sektoriaus valdymą, harmonizuojant atskirų energetikos sektorių reguliavimo principus, užtikrinant Valstybinės kainų ir energetikos kontrolės komisijos realų nepriklausomumą bei atsakomybę už priimamus sprendimus, stiprinant sektoriuje veikiančias institucijas, gilinant jose dirbančių specialistų žinias ir gerinant jų įgūdžius;

13) išsaugoti ir stiprinti energetikos specialistus rengiančias bei energetikos srityje dirbančias mokslo tyrimų institucijas tam, kad šalies energetika galėtų plėtotis panaudodama naujausias bei efektyviausias technologijas.

IX. LIETUVOS INTERESAI IR UŽDAVINIAI BALTIJOS REGIONE

14. Lietuvos strateginiai interesai regione – plėtoti bendradarbiavimą ir kooperaciją su Estija ir Latvija, vystyti bendrą Baltijos šalių elektros energijos rinką, plėtoti bendradarbiavimą su Skandinavijos šalimis ir Lenkija.

10

Kartu su Latvija ir Estija parengti suderintą Baltijos valstybių strategiją ir veiksmų planus, sprendžiant bendrus regionui svarbius energetikos uždavinius:

1) Baltijos elektros perdavimo tinklų sujungimas su Vakarų Europos ir Skandinavijos šalių tinklais iki 2012 metų, efektyvesnis generuojančių galių ir Kruonio HAE panaudojimas platesnio ES regiono poreikiams;

2) Baltijos elektros energijos sistemos įsijungimo į UCTE galimybės, kartu išlaikant ryšius su Rusijos elektros energetikos sistema;

3) Baltijos Valstybių elektros rinkos taisyklių harmonizavimas su Skandinavijos elektros energijos rinkos taisyklėmis;

4) naujos atominės jėgainės, skirtos Baltijos šalių poreikiams tenkinti, statyba Lietuvoje, pradedant ją eksploatuoti 2015-2017 metų laikotarpiu, ir jos įsijungimas į regiono elektros energijos rinką;

5) gamtinių dujų tiekimo sistemos plėtra, įskaitant suskystintų gamtinių dujų importo terminalo ir dujų saugyklos statybą Latvijos teritorijoje.

X. LIETUVOS INTERESAI IR UŽDAVINIAI FORMUOJANT EUROPOS SĄJUNGOS ENERGETIKOS POLITIKĄ

15. Dalyvaudama Europos Sąjungos energetikos politikos kūrimo procese, Lietuva sieks, kad:

1) Baltijos valstybių energetinio saugumo užtikrinimo klausimas būtų sprendžiamas kompleksiškai;

2) būtų sukurta ir įgyvendinama nuosekli išorės politika, kaip konkurencingo ir saugaus energijos tiekimo garantas;

3) energetinis saugumas būtų kuo plačiau įgyvendinamas Bendrijos mastu, suteikiant Europos Komisijai didesnę atsakomybę už energetikos projektų koordinavimą;

4) ES narės prisidėtų panaikinant Lietuvos ir kitų Baltijos valstybių energetinę atskirtį ir didinant jų energetinį saugumą

5) dėl priešlaikinio Ignalinos AE uždarymo atsirandantį neigiamą poveikį šalies generuojančių galių balansui ir pirminės energijos šaltinių įvairovei ES kompensuotų greitu Lietuvos elektros energijos perdavimo tinklo ir kitų infrastruktūros objektų integravimu į ES energetikos sistemas;

6) Europos Komisija rengiamame prioritetinių jungčių plane numatytų Baltijos valstybių energetinei atskirčiai panaikinti reikalingas elektros ir dujų tiekimo tinklų jungtis su kitų ES šalių tinklais ir numatytų jų įgyvendinimo mechanizmą bei suteiktų reikiamą finansinę paramą;

7) palaikydama dialogą su Rusija, Europos Sąjunga paskatintų ją ratifikuoti Sutartį dėl energetikos chartijos, pasirašyti Protokolą dėl tranzito laisvės ir pripažinti trečiosios šalies priėjimo prie dujų tiekimo infrastruktūros teisę (taip sukuriant prielaidas alternatyviems energijos tiekimo maršrutams į ES iš Kaspijos regiono ir Vidurinės Azijos valstybių);

8) būtų sukurta efektyvi, liberali ir konkurencinga ES elektros energijos rinka.

XI. EKONOMIKOS RAIDOS PROGNOZĖS

16. Šalies ekonomika 1995–2004 metais augo gan sparčiai, vidutiniai BVP augimo tempai siekė 5,5%. Tokio ekonomikos augimo rezultatas – 2005 metais viršytas 1990 m. Lietuvoje sukurto BVP lygis. Numatoma, kad per artimiausius du dešimtmečius išsilaikys aukšti ekonomikos augimo tempai, kurie bus didesni nei 2002 metais patvirtintoje Nacionalinėje energetikos strategijoje. Prognozuojant ateitį, pasirinkti trys galimi raidos scenarijai: 1) greito ekonomikos augimo scenarijus, 2) pagrindinis (labiausiai tikėtinas) scenarijus, 3) lėto ekonomikos augimo scenarijus.

Greito ekonomikos augimo scenarijuje per laikotarpį iki 2025 metų numatomi spartūs Lietuvos ekonomikos augimo tempai – vidutiniškai 6% per metus (7% per metus iki 2015 metų ir 5% po 2015 metų) tikintis, kad: 1) itin greitai bus plečiama Lietuvos pramonė; 2) bendra

11

ekonomikos plėtros politika bus palanki didelėms investicijoms, skirtoms ūkiui modernizuoti bei naujoms technologijoms įsisavinti; 3) finansinė pagalba iš ES struktūrinių ir kitų fondų bus efektyviai panaudojama. Įgyvendinus visas šio scenarijaus prielaidas, Lietuvoje sukurtas BVP, tenkantis vienam gyventojui ir vertinamas perkamosios galios standartais, 2015 metais pasiektų dabartinį ES-25 šalių vidurkį.

Lėto augimo scenarijuje numatytus lėtus Lietuvos BVP vidutinius 3% metinius augimo tempus (4% iki 2015 metų ir 2% 2016-2025 metais) galėtų sąlygoti lėti ūkio modernizavimo tempai, neracionaliai panaudojamos vidaus ir užsienio investicijos, nenumatytos ekonominės ir politinės krizės, klaidos pasirenkant valstybės ateitį lemiančius prioritetus, emigracija, gyventojų senėjimas ir t.t. Šiuo atveju dabartinį ES-25 šalių ekonomikos lygį galima pasiekti tik nagrinėjamojo laikotarpio pabaigoje, t.y. po 2025 metų.

Pagrindinis scenarijus pagrįstas labiausiai tikėtinomis ekonomikos plėtros tendencijomis, numatant, kad iki 2015 metų BVP augimo tempai bus 5%, o po 2015 metų – 4% (vidutiniškai 4,5% per laikotarpį nuo 2005 iki 2025 metų). Pagrindinė šio scenarijaus prielaida yra ta, kad sukurta įstatymų bazė, investicijoms palanki politika ir konkurencinė aplinka sudaro Lietuvos ūkiui tinkamas sąlygas pasiekti dabartinį ES-25 šalių ekonomikos lygį per artimiausius 15 metų.

XII. ENERGIJOS POREIKIŲ PROGNOZĖS

17. Energijos poreikių augimui didelę įtaką turi makroekonominių rodiklių (bendrojo vidaus produkto augimo, ūkio šakų struktūros ir pan.) kitimas, kuro ir energijos kainų didėjimas, vartotojų reakcija į pajamų ir energijos kainų augimą, energijos vartojimo efektyvumo didinimas ir kiti veiksniai. Prognozavimui naudotas ekonometrinis modelis, energijos poreikius bet kuriuo metu aprašantis kaip funkciją nuo pagrindinių jų kitimą lemiančių veiksnių. Siekiant įvertinti ekonomikos augimo ir kitų veiksnių neapibrėžtumą, prognozavimui taikyta neapibrėžtumų analizės metodika, suteikianti galimybę išanalizuoti energijos sąnaudų kitimą ūkio šakose priklausomai nuo jas lemiančių veiksnių tarpusavio ryšių ir įvertinti jų kitimo tendencijas.

18. Galutinės energijos poreikiai nustatyti įvertinant energijos taupymo galimybes konkrečiose ūkio šakose, vadovaujantis 2006 metais patikslinta ir atnaujinta Nacionaline energijos vartojimo efektyvumo didinimo programa. Bendras energijos vartojimo efektyvumo padidėjimas nustatytas atsižvelgiant į energijos intensyvumo, t.y. galutinės energijos, tenkančios BVP vienetui, sumažėjimą. Galutine energija vadinama ta pirminių gamtinių išteklių (akmens anglių, gamtinių dujų, naftos ir kt.) ir antrinių energijos išteklių (elektros energijos, naftos produktų, centralizuotai tiekiamos šilumos ir kt.) dalis, kurią tiesiogiai savo įrenginiuose suvartoja galutiniai vartotojai (pramonės, žemės ūkio, transporto ir prekybos bei paslaugų sektoriaus įmonės, individualūs vartotojai ir pan.).

Galutinės energijos poreikiai per prognozuojamąjį laikotarpį padidės nuo 1,4 iki 2,1 karto, atitinkamai pagal pasirinktą ekonomikos augimo scenarijų. Pagrindinio scenarijaus atveju 2025 metais šalies ūkio šakose būtų suvartojama 7,4 mln. tne kuro ir energijos arba 77% nuo 1990 metų kiekio. Šiuo atveju galutinės energijos intensyvumo indeksas prognozuojamojo laikotarpio pabaigoje sudarytų 67%, palyginti su 2004 metų reikšme, o energijos vartojimo efektyvumas pagal šį rodiklį būtų didesnis nei dabartinis Europos Sąjungos šalių vidutinis lygis.

19. Elektros energijos sąnaudos per pastaruosius penkerius metus augo sparčiausiai, palyginti su kitų energijos rūšių sąnaudomis. Tačiau pagal lyginamąjį galutinių elektros energijos sąnaudų ūkio šakose, tenkančių vienam gyventojui, rodiklį (2230 kWh/gyv.) Lietuva šiuo metu ženkliai atsilieka nuo išsivysčiusių Europos šalių. 2005 metais išsiplėtusioje Europos Sąjungoje elektros sąnaudos, tenkančios vienam gyventojui, vidutiniškai buvo apie 2,5 karto didesnės nei Lietuvoje. Prognozuojama, kad numatytas šalies ūkio modernizavimas lems sparčius elektros energijos poreikių augimo tempus, o jos dalis galutinės energijos struktūroje didės pagal visus scenarijus ir

12

visose ūkio šakose. Per laikotarpį iki 2025 metų pagrindinio scenarijaus atveju elektros energijos poreikiai ūkio šakose kasmet padidės vidutiniškai 3,7%. Pagal šį scenarijų prognozuojamojo laikotarpio pabaigoje elektros energijos bus suvartojama apie 2 kartus daugiau nei 2004 metais.

Daugumos centralizuoto šilumos tiekimo srityje dirbančių ekspertų nuomone, centralizuotai vartotojams patiektos šilumos poreikiai iki 2025 metų nedidės, nes įdiegiant būtinas gyvenamųjų ir visuomeninių pastatų (mokyklų, universitetų, ligoninių) atnaujinimo programas, energijos poreikius juose galima sumažinti beveik dvigubai, o naujai statomų pastatų energetinės charakteristikos yra nustatomos orientuojantis į Europos Sąjungos standartus. Todėl tikimasi, kad bendri centralizuotai tiekiamos šilumos poreikiai 2025 metais gali būti net mažesni nei 2004 metais.

20. Pirminės energijos išteklių poreikiai, antrąjį Ignalinos AE bloką sustabdžius 2009 metų pabaigoje ir nestatant naujos atominės elektrinės, per laikotarpį iki 2025 metų pagrindinio scenarijaus atveju padidėtų tik apie 25%. Tačiau bendri organinio kuro poreikiai per 20 metų padidėtų beveik 1,7 karto – nuo 6 mln. tne 2005 metais iki 10,5 mln. tne 2025 metais. Gamtinių dujų poreikis padvigubėtų – nuo 2,4 mln. tne 2005 metais iki 4,8 mln. tne 2025 metais, o jų dalis šalies pirminės energijos išteklių balanse per prognozuojamąjį laikotarpį padidėtų nuo 26 iki 45%. Prognozėse numatyta, kad vietinių (neskaitant vietinės naftos) ir atsinaujinančių energijos išteklių dalis bendrame pirminės energijos išteklių balanse 2025 metais padidės iki 20%, o naftos produktų, įskaitant ir orimulsiją, dalis sudarys apie 35%. Pastačius naują atominę elektrinę, pirminės energijos poreikiai būtų didesni dėl blogesnių atominės jėgainės energijos konversijos savybių, tačiau sumažėtų gamtinių dujų ir naftos produktų poreikiai bei padidėtų pirminės energijos šaltinių įvairovė. Tuo atveju gamtinių dujų dalis kuro balanse galėtų išlikti beveik pastovi, t.y. artima 30%.

XIII. ELEKTROS ENERGETIKOS SEKTORIAUS PLĖTROS STRATEGIJA

21. Bendra įrengtoji elektros energijos generavimo galia (branduolinė ir nebranduolinė) dabartiniu metu sudaro beveik 5000 MW ir yra daugiau nei dvigubai didesnė už šalies vidaus poreikius, o pagrindinis elektros energijos šaltinis šalyje yra Ignalinos AE, gaminanti pigesnę elektros energiją nei organinį kurą naudojančios šiluminės elektrinės. Antrąjį Ignalinos AE bloką uždarius 2009 metų pabaigoje, turimų generuojančių galių, įskaitant šiuo metu planuojamas pastatyti nedidelės galios termofikacines elektrines, pakanka iki 2013 metų visais poreikių šalies ūkio reikmėms tenkinti augimo ir sistemos funkcionavimui būtinų sisteminių paslaugų apsirūpinimo atvejais. Tačiau būtina modernizuoti Lietuvos elektrinę ir esamas termofikacines elektrines, kuriose elektros energijos gamybos kaina šildymo sezono metu yra mažiausia. Uždarius antrąjį Ignalinos AE bloką, pagrindiniu elektros energijos gamybos šaltiniu iki bus pastatyta nauja atominė elektrinė taps Lietuvos elektrinė, todėl būtina atlikti reikiamus elektrinės įrenginių testavimo ir derinimo darbus bei užtikrinti, kad nuo 2010 metų pradžios ji galėtų patikimai dirbti ne mažesne nei 1500 MW galia. Be to, labai svarbu užtikrinti patikimą alternatyvaus kuro (orimulsijos), ženkliai pigesnio nei gamtinės dujos, tiekimą elektrinei, nes priešingu atveju ji bus nekonkurencinga rinkoje. Lietuvos elektrinėje gaminamos elektros energijos kaina bus vienu iš lemiančių veiksnių, apsprendžiančių importuojamos elektros energijos kainą. Todėl būtina kiek įmanoma labiau padidinti Lietuvos elektrinės efektyvumą ir sumažinti elektros gamybos kainą. Lietuvos elektrinėje iki 2010 metų reikia pastatyti bent vieną 400 MW galios kombinuoto ciklo dujų turbininį bloką (investicijos vienam blokui apie 720 mln. litų) arba susitarti su ES dėl vėlesnės antrojo Ignalinos AE bloko stabdymo datos.

22. Atsiradus naujų galių poreikiui ir esant ekonominiam tikslingumui, turėtų būti pastatytos naujos termofikacinės elektrinės Klaipėdoje, Šiauliuose, Panevėžyje, Alytuje, Marijampolėje ir kituose miestuose, turinčiuose išvystytas centralizuoto šilumos tiekimo sistemas, o taip pat daug šilumos naudojančiose pramonės įmonėse ir kitose ūkio šakose. Nustatant naujų termofikacinių elektrinių statybos tikslingumą, kiekvienu konkrečiu atveju būtina nagrinėti atsinaujinančių energijos išteklių panaudojimo jose ekonominį patrauklumą, nes tai padės vykdyti ES reikalavimus „žaliosios“ energijos gamybos ir aplinkos teršimo mažinimo srityse bei padidins šalies energetinį saugumą. Toliau brangstant organiniam kurui ir elektros poreikiams augant sparčiau nei šilumos

13

poreikiams, vis aktualesniu tampa esamų blokų Kauno ir Vilniaus termofikacinėse elektrinėse pakeitimas naujais kombinuoto ciklo blokais. Analizuojamojo laikotarpio pabaigoje termofikacinių elektrinių dalis bendrame elektros energijos gamybos balanse turėtų pasiekti 40%.

23. Siekiant ateityje po Ignalinos AE uždarymo išvengti per didelės priklausomybės nuo importuojamo organinio kuro, kurio kainos sunkiai prognozuojamos, sumažinti teršalų išmetimą į atmosferą ir su tuo susijusias ekonomines pasekmes, Lietuvoje reikia pastatyti naują atominę elektrinę (investicijos apie 10 mlrd. litų). Anksčiausia šios elektrinės eksploatavimo pradžia būtų 2015-2017 metai. Jos dydis, įrenginių tipas ir kiti parametrai bus nustatyti būsimoje Baltijos valstybių energetikos kompanijų parengtoje tokios elektrinės statybos galimybių studijoje. Kartu būtina išspręsti branduolinių atliekų tvarkymo ir galutinio palaidojimo problemą.

24. Dėl palyginti nedidelės bendros Baltijos valstybių elektros energetikos sistemos apkrovos (apie 6000 MW 2015 metais) didžiausia vieno energetinio bloko galia be papildomų priemonių neturi viršyti 800 MW. Statant didesnės galios energetinius blokus, reikės statyti papildomus pajėgumus reikiamos apimties sisteminėms paslaugoms užtikrinti. Jeigu iki naujos atominės elektrinės eksploatavimo pradžios Baltijos šalių elektros energetikos sistemos nebus sujungtos su Vakarų Europos ir Skandinavijos šalių energetikos sistemomis, didelės galios blokų rezervavimo klausimai turės būti derinami su Rusijos Jungtine elektros energetikos sistema. Pastačius planuojamas jungtis, bus galima naudotis Vakarų Europos ir Skandinavijos šalių rezervinėmis galiomis.

25. Lietuva įgyvendins savo įsipareigojimus ES dėl atsinaujinančių energijos išteklių panaudojimo elektros energijai gaminti. Per artimiausią penkmetį iš esmės statant vėjo jėgaines, mažas hidroelektrines ir biokurą naudojančias termofikacines elektrines, atsinaujinančių išteklių dalis bendrame elektros energijos gamybos balanse 2010 metais sudarys virš 7%, o analizuojamojo laikotarpio pabaigoje jų indėlis turi padidėti iki 10%.

26. Lietuvos integracija į Europos Sąjungą, glaudesnis bendradarbiavimas su kitomis Baltijos ir Skandinavijos valstybėmis, taip pat prognozuojamas poreikių ir generuojančių galių išsidėstymas reikalauja keisti nacionalinio elektros tinklo struktūrą. Bendromis trijų Baltijos valstybių pastangomis reikia parengti elektros perdavimo tinklo plėtros strategiją ir jos įgyvendinimo priemonių planus bei numatyti veiksmų eilę ir finansavimo šaltinius.

27. Elektros energijos perdavimo ir skirstomieji tinklai iš esmės tenkina dabartinius elektros energetikos sistemos poreikius, tačiau netolygiai vystantis atskiriems šalies regionams ir siekiant susijungti su kitų šalių elektros energetikos sistemomis, reikia iš esmės sustiprinti elektros perdavimo tinklus Klaipėdos, Vilniaus ir kituose regionuose, pastatyti naujas transformatorių pastotes. Šalies vakarinės dalies elektros tiekimo patikimumui užtikrinti iki 2010 metų reikia pastatyti 330 kV liniją Telšiai – Klaipėda, o iki 2013 metų 330 kV liniją Panevėžys – Šiauliai (investicijos apie 140 mln. litų). Be to, iki 2020 metų Vilniaus ir Neries transformatorių pastotes būtina sujungti 330 kV linija. Pastaraisiais metais dalis elektros tinklo ir pastočių buvo renovuota, tačiau apie 60% perdavimo ir skirstymo įrenginių yra senesni kaip 20 metų, o ketvirtadalis įrenginių senesni kaip 30 metų. Todėl būtina tęsti esamų transformatorių pastočių rekonstrukcijos ir modernizavimo darbus, sparčiau gerinti perdavimo tinklo ir skirstomųjų tinklų būklę, tenkinant vis didėjančius energijos tiekimo patikimumo ir stabilumo reikalavimus, ypač siekiant sukurti stabiliai veikiančią bendrą trijų Baltijos šalių elektros energijos rinką.

Siekiant efektyvios elektros rinkos, Baltijos elektros rinką būtina integruoti į Vakarų Europos elektros rinkas, tačiau iki šiol vis dar nėra tiesioginio ryšio su Skandinavijos šalių ir Vakarų Europos elektros energetikos sistemomis. Todėl visomis galimomis ekonominėmis ir politinėmis priemonėmis būtina skatinti ir kuo skubiau pastatyti galingas jungtis su Lenkijos ir Švedijos elektros energetikos sistemomis (investicijos atitinkamai apie 1,5 ir 1,4 mlrd. litų). Šios jungtys ateityje sudarytų galimybę Baltijos šalims integruotis į Vakarų Europos elektros energijos rinką, padidinti energijos tiekimo patikimumą ir sudaryti sąlygas konkurencijai.

14

28. Elektros energijos tiekimo strateginiam patikimumui ir integracijai į ES rinką užtikrinti būtina:

1) plėsti bendradarbiavimą ir kooperaciją su Baltijos šalimis – vystyti bendrą elektros energijos rinką ir optimaliai išnaudoti bendras Baltijos šalių elektros energetikos sistemų galimybes kaimyninių šalių rinkose, numatyti Kruonio HAE tolesnio panaudojimo perspektyvas, uždarius antrąjį Ignalinos AE bloką;

2) kartu su Latvija ir Estija parengti integracijos į Vakarų Europos ir Skandinavijos šalių tinklus veiksmų planą, numatantį kaip geriau išnaudoti turimas ir būsimas generuojančias galias bei padidinti elektros energijos tiekimo patikimumą;

3) iki 2012 metų pastatyti jungtis su Lenkija ir Švedija; 4) rekonstruoti ir atstatyti fiziškai bei morališkai susidėvėjusius elektros perdavimo ir

skirstomuosius tinklus, siekiant patenkinti didėjančias apkrovas ir elektros energijos tiekimo patikimumo bei kokybės reikalavimus (investicijos apie 1,0 mlrd. litų);

5) iki 2010 metų reikia pastatyti 330 kV elektros perdavimo liniją Telšiai – Klaipėda, o iki 2013 metų – 330 kV liniją Panevėžys – Šiauliai;

6) 2015-2017 metų laikotarpiu pradėti eksploatuoti naują atominę elektrinę; 7) kooperuotis su kaimyninėmis valstybėmis rezervinei galiai užtikrinti; 8) maksimaliai išnaudoti paskirstytosios (decentralizuotos) energijos gamybos plėtros

galimybes ir privalumus.

XIV. CENTRALIZUOTO ŠILUMOS TIEKIMO SEKTORIAUS STRATEGIJA

29. Lietuvos miestuose apie 75% gyvenamųjų namų ploto apšildoma iš centralizuoto šilumos tiekimo sistemų. Lietuvoje vyrauja pažangus centralizuoto šilumos tiekimo būdas, tačiau dėl įvairių ekonominių, techninių ir socialinių priežasčių jis yra nepakankamai efektyvus. Būtina užtikrinti tolesnę centralizuoto šilumos tiekimo sistemų plėtrą, derinant su kitais apsirūpinimo šiluma būdais, jas tobulinti ir modernizuoti.

30. Pagrindinės strateginės nuostatos yra šios:

1) šilumos ūkį tvarkyti pagal savivaldybių patvirtintus šilumos ūkio specialiuosius planus, suderintus su nacionaliniais energetikos prioritetais. Juose reikia numatyti ilgalaikius svarbiausius šilumos ūkio modernizavimo ir plėtros sprendimus, tarp jų ir bendros elektros energijos bei šilumos gamybos plėtrą. Pagrindinis šilumos ūkio specialiųjų planų tikslas – tenkinti vartotojų poreikius šilumai su mažiausiomis sąnaudomis ir minimalia tarša, išskiriant zonas pagal pagrindinį šilumos tiekimo būdą ir nustatant ekonomiškai pagrįstą tvarką pagrindiniam šilumos tiekimo būdui pasirinkti, reglamentuojant prisijungimo ir atsijungimo sąlygas;

2) centralizuoto šilumos tiekimo sektoriaus įmonėse palaipsniui įrengti termofikacines elektrines (atlikus jų ekonominį pagrindimą), galinčias gaminti elektros energiją, kurios kaina būtų konkurencinga kainai atviroje elektros rinkoje. Plačiau panaudoti pramonės įmonių atliekinę šilumą gyvenamiesiems ir visuomeniniams pastatams šildyti;

3) įpareigoti šilumos tiekėjus supirkti šilumą, atitinkančią kokybės, tiekimo patikimumo ir aplinkosaugos reikalavimus, iš nepriklausomų šilumos gamintojų, kurių parduodama šilumos kaina yra mažesnė už šilumos tiekėjų gamybos kainą;

4) iki 2020 metų pastatyti maždaug 400 MW bendros galios termofikacines jėgaines Klaipėdoje, Panevėžyje, Šiauliuose, Alytuje, Marijampolėje ir kituose miestuose (investicijos apie 1,0 mlrd. litų);

5) skatinti šilumos ir elektros gamybą iš vietinių ir atsinaujinančių energijos išteklių, taip pat degiųjų atliekų. Tai mažintų kuro importą ir padėtų išspręsti atliekų saugojimo problemą. Galimybės naudoti jas kombinuotai šilumos ir elektros energijos gamybai turi būti atskirai įvertintos kiekvienu konkrečiu atveju;

6) savivaldybių renkamas komunalines atliekas panaudoti šilumai ir elektrai gaminti, jeigu tai tikslinga ekonominiu ir ekologiniu požiūriu. Tuo atveju iki 2010 metų Vilniuje įrengti

15

komunalinių atliekų deginimo įrenginį, kasmet sudeginantį apie 200 tūkst. tonų šių atliekų. Iki 2025 metų panašius įrenginius pastatyti Kaune, Klaipėdoje, Šiauliuose ir Panevėžyje;

7) iki 2015 metų modernizuoti šilumos tiekimo sistemas, įrengiant jų patikimumą garantuojančius rezervinius vamzdynus ir pakeičiant iki 75% esamų šilumos tiekimo vamzdynų, panaudojant šiam tikslui iš ES struktūrinių fondų gautą paramą (investicijos apie 1,4 mlrd. litų);

8) sudaryti palankias ekonomines ir teisines sąlygas renovuoti namus, apšiltinant išorines atitvaras, rekonstruojant šildymo ir karšto vandens sistemas, palaipsniui įgyvendinant šilumos reguliavimą bei apskaitą pas visus vartotojus;

9) nustatyti termofikacinių elektrinių gaminamos elektros energijos supirkimo tvarką, kuri skatintų bendrą šilumos ir elektros energijos gamybą;

10) per energetinių paslaugų įmones ir kitais visuomenės interesus atitinkančiais būdais skatinti privataus kapitalo dalyvavimą šilumos ūkio modernizavimo projektuose;

11) sudaryti sąlygas šilumos vartotojams patiems dalyvauti šilumos ūkio valdyme ir modernizavimo procesuose. Kontroliuoti natūralias monopolijas ir subalansuoti tiekėjų bei vartotojų interesus;

12) skatinti konkurenciją šilumos ūkyje tiek tarp kuro rūšių, tiek tarp šilumos gamybos būdų;

13) parengti ir įgyvendinti teisės aktus, reglamentuojančius šilumos tiekimo iki pastato monopolinės veiklos atskyrimą nuo kitų veiklų (paskirstymo pastate, šildymo ir karšto vandens sistemų priežiūros bei mokėjimų apskaitos).

31. Vartotojų, esančių atokiau nuo dujotiekių ir centralizuoto šilumos tiekimo tinklų, jei jų prisijungimas prie šių sistemų ekonomiškai nepagrindžiamas, šilumos poreikių tenkinimui turėtų būti intensyviai naudojami vietiniai ir atsinaujinantys energijos ištekliai, įdiegiant pačias moderniausias jų panaudojimo technologijas. Valstybė skatins tam reikalingos infrastruktūros sukūrimą ir konsultacinių kompanijų veiklą atviros konkurencijos sąlygomis.

XV. GAMTINIŲ DUJŲ SEKTORIAUS PLĖTROS STRATEGIJA

32. Gamtinių dujų dalis bendrame šalies pirminės energijos išteklių balanse 2005 m. sudarė apie 30%. 2005 metais importuota 3,08 mlrd. m3 dujų, kurios sunaudotos šalyje, ir 0,72 mlrd. m3 dujų tranzitu patiekta į Kaliningrado sritį. 2005 metais išplėtus dujų tranzito pralaidumą, buvo ženkliai padidintas gamtinių dujų tiekimo Lietuvos vartotojams patikimumas. Į Lietuvą iš Baltarusijos įeinančių dviejų dujotiekių (Minskas – Vilnius ir Ivacevičiai – Vilnius) pajėgumas (apie 6 mlrd. m3 dujų per metus) gerokai viršija dabartinius gamtinių dujų poreikius. Įgyvendinus ankstesnėje strategijoje numatytas priemones, Lietuvos ir Latvijos pasienyje buvo pastatyta gamtinių dujų apskaitos stotis, todėl Lietuva žiemos metu gali naudotis Inčukalnio dujų saugyklos paslaugomis. Ta jungtimi avariniais atvejais galima patenkinti iki 50% šalies poreikių, tačiau nėra ilgalaikių susitarimų, reglamentuojančių tos jungties panaudojimą. Bet kokiu atveju dujos tiekiamos iš vienintelio šaltinio – Rusijos Federacijos ir kol kas nėra alternatyvaus gamtinių dujų tiekimo galimybių.

Gamtinės dujos technologiniu, ekonominiu ir ekologiniu požiūriu – efektyviausias organinis kuras, kurio pasaulinės atsargos labai didelės. Jų naudojimas visur, ypač Europos Sąjungos šalyse sparčiai plečiasi. Atsižvelgiant į labai gausius Rusijos verslovių išteklius, jų eksporto į Vakarus kelius ir tendencijas, jau sukurtas technines tiekimo priemones, palankią šalies geografinę padėtį ir griežtėjančius aplinkosaugos reikalavimus, gamtinės dujos Lietuvoje yra viena iš perspektyviausių organinio kuro rūšių per visą nagrinėjamąjį laikotarpį. Todėl būtina sukurti visas reikalingas technines priemones jų tiekimo patikimumui užtikrinti.

33. Siekiant padidinti gamtinių dujų tiekimo strateginį patikimumą, reikia:

1) plėsti ir modernizuoti šalies dujų perdavimo tinklus bei užtikrinti, kad gamtinių dujų tranzitui per Lietuvą būtų taikomos sąlygos, atitinkančios ES teisės aktus ir praktiką. Gamtinių dujų tranzito per šalies teritoriją didinimas ir toliau išliks vienu iš strateginių prioritetų didinant jų tiekimo patikimumą;

16

2) užbaigus tyrinėjimo darbus ir parinkus vietą, Lietuvoje įrengti požeminę dujų saugyklą, kurios naudingas tūris būtų ne mažesnis kaip 500 milijonų m3 (investicijos apie 500 mln. litų);

3) sukurti ekonomines ir teisines prielaidas ilgalaikėms sutartims su Latvijos dujų sistemos savininkais sudaryti dėl dalies jų požeminės saugyklos pajėgumų panaudojimo Lietuvos vartotojų poreikiams tenkinti avariniu ar žiemos apkrovos maksimumo metu ir dalyvauti Latvijos saugyklų plėtros projektuose;

4) kartu su Latvijos ir Estijos ekspertais išnagrinėti 1,42 mlrd. m3 suskystintų gamtinių dujų importo terminalo statybos Latvijoje tikslingumą ir 2007 metais parengti galimybių studiją, numatant tokio terminalo pajėgumą, statybos vietą ir laiką (investicijos apie 900 mln. litų);

5) siekti įgyvendinti ekonomiškai pagrįstus Baltijos valstybių susijungimo su Lenkijos ir Suomijos dujų tiekimo sistemomis projektus;

6) padidinti vakarų Lietuvos aprūpinimo gamtinėmis dujomis patikimumą, pastatant liniją Šakiai – Klaipėda, tam panaudojant paramą iš ES struktūrinių fondų;

7) parengti naują tolesnio Lietuvos dujofikavimo schemą ir programą, įvertinant konkurenciją su anglimis, suskystintosiomis naftos dujomis ir vietiniais bei atsinaujinančiais energijos ištekliais.

34. Šalies gamtinių dujų sistema bus plėtojama, vadovaujantis atviros rinkos principais. Gamtinių dujų rinka bus plėtojama ir reguliuojama vadovaujantis ES direktyvų ir kitų ES teisės aktų nuostatomis bei prisiimtais įsipareigojimais ES. Valstybė rems projektus, kurie turi strateginę reikšmę dujų tiekimo patikimumui ir aplinkosaugos reikalavimams užtikrinti. Rėmimo būdus ir priemones nustatys Vyriausybė.

XVI. NAFTOS IR NAFTOS PRODUKTŲ BEI BIODEGALŲ SEKTORIAUS PLĖTROS STRATEGIJA

35. Naftos produktai užima didelę dalį (virš 30%) šalies pirminės energijos balanse – 2005 metais jų sunaudota 2,6 mln. t. Lietuva turi vienintelę Baltijos šalių regione naftos perdirbimo gamyklą, kurios metinis pajėgumas 10-11 mln. t, naftos importo-eksporto per Baltijos jūrą terminalą, kurio pajėgumai lygūs atitinkamai 6,1 ir 8 mln. t per metus ir vieną moderniausių regione naftos produktų reversinį terminalą Klaipėdoje, kurio metinis pajėgumas 7,1 mln. t. Dabartiniu metu Lietuva turi visas technines galimybes importuoti naftą ir naftos produktus iš įvairių šalių ir tokiu būdu Lietuva diversifikavo naftos produktų tiekimo galimybes ir techniškai yra apsaugota nuo galimų tiekimo iš kurios nors vienos šalies sutrikimų. Naftos produktų poreikiams tenkinti Lietuva turi pakankamai transportavimo, perdirbimo, saugojimo ir paskirstymo pajėgumų

36. Patikimam šalies ūkio aprūpinimui naftos produktais kasmet papildomai kaupiamos naftos produktų ir naftos valstybės atsargos. Numatoma, kad 2009 metais bus sukauptos 90 parų naftos produktų ir naftos valstybės atsargos. Valstybės lėšomis bus sukaupta ir tvarkoma 50% šių atsargų. Kitą atsargų dalį privalo sukaupti naftos ir naftos produktų aprūpinimo verslu užsiimančios įmonės. Siekiant užtikrinti patikimą ir saugų naftos produktų saugojimą, sandėliai, saugyklos ir terminalai turės atitikti ES teisės aktų ir aplinkosaugos reikalavimus.

37. Vietiniai naftos ištekliai nėra dideli, o naftos gamyba iš jau išžvalgytų verslovių gali būti tęsiama dar kelis dešimtmečius, išlaikant apie 0,2 mln. t metinį gavybos lygį. Todėl naftos ir naftos produktų sektorius artimiausiu metu ir tolimesnėje perspektyvoje išliks priklausomas nuo naftos importo. Nors pirminių energijos išteklių balanse naftos produktų dalis, tenkanti šilumos ir elektros energijos gamybai, mažės, naftos produktai išliks svarbiu rezerviniu kuru šiluminėse elektrinėse ir stambiose centralizuoto šilumos tiekimo sistemose.

38. Numatoma, kad lengvųjų naftos produktų vartojimas didžiąja dalimi didės transporto sektoriuje ir 2025 metais sieks apie 2,2 mln. t per metus. Suskystintų naftos dujų poreikis namų ūkiui ateityje didės neženkliai, o jų suvartojimas transportui, nepakeitus mokesčių sistemos, ir toliau augs. Didėjančios benzino kainos skatina šio kuro poreikių augimą.

17

Didelę įtaką dyzelino poreikių augimui daro ženklus transporto sektoriaus veiklos augimas, ypač didėjantis tarptautinis krovinių vežimas. Taip pat auga dyzelino sunaudojimas žemės ūkio reikmėms.

39. Aukštos naftos ir jos produktų kainos bei ES politika, skatinanti šalis nares mažinti priklausomybę nuo naftos importo, sudaro palankias sąlygas biodegalų gamybai didinti. Šiuo metu ES biodegalų gamybos kaina yra artima naftos produktų (benzino ir dyzelino) kainai (įvertinus akcizo mokestį). Padidinus gamybos apimtis ir įdiegus modernias technologijas, biodegalai gali užimti reikšmingą vietą automobilių kuro rinkoje. Biodegalų gamybos plėtra leistų padidinti Lietuvos energetinį saugumą, sumažinti neigiamą transporto sektoriaus poveikį aplinkai ir sudarytų galimybę sukurti naujas darbo vietas.

Lietuvoje bus sudarytos palankios sąlygos verslo subjektams investuoti į biodegalų gamybą ir reikalingą įrangą, didinti gamybos apimtis ir taip mažinti biodegalų gamybos kainą, kartu skatinant gamintojams dalį pagamintų biodegalų eksportuoti į kitas šalis. Mokesčių lengvatomis ir kitomis ekonominėmis priemonėmis bus skatinama automobiliuose ir žemės ūkio technikos varikliuose naudoti grynus biodegalus (pvz., gryną etanolį, benziną su 70 proc. etanolio arba atitinkamai riebiųjų rūgščių metilo esterį).

Įgyvendinant ES direktyvų reikalavimus, ženkliai didės biodegalų dalis bendrame automobilių kuro balanse ir 2010 metais sudarys 5,75%, o 2025 metais – 20%.

40. Lietuvoje, tenkinant Europos normų reikalavimus, ir toliau laipsniškai bus griežtinami naftos produktų kokybės reikalavimai.

Laikantis ES direktyvoje 2004/741/EB nustatytų sąlygų numatoma palaipsniui didinti akcizų tarifus benzinui ir gazoliams.

XVII. ENERGIJOS TIEKIMO STRATEGINIO PATIKIMUMO UŽTIKRINIMO PRIEMONĖS

41. Lietuvos energetikos sektoriuje būtina sukurti galimybes ir numatyti priemones, kaip efektyviai neutralizuoti ar kompensuoti priklausomybės nuo energijos tiekimo iš Rusijos išdavoje atsirandančias grėsmes ar mažinti jų keliamą žalą, kartu išnaudojant visus priimtinus būdus tai priklausomybei sumažinti.

42. Siekiant padidinti energetinį Lietuvos saugumą, laikotarpiui iki 2025 metų numatoma:

1) sujungti Lietuvos aukštos įtampos elektros perdavimo tinklą su Lenkijos (Lietuva-Lenkija, 1000 MW jungtis) ir Švedijos (Lietuva-Švedija, iki 1000 MW jungtis) tinklais;

2) 2015-2017 metų laikotarpiu pradėti eksploatuoti naują atominę elektrinę; 3) integruotoje Baltijos šalių dujų tiekimo sistemoje įrengti požemines gamtinių dujų

saugyklas, kurių bendras naudingas tūris, skirtas Lietuvos vartotojams, būtų ne mažesnis kaip 1,0 milijardas m3 (investicijos apie 1,0 mlrd. litų);

4) kartu su Latvija ir Estija 2007 metais parengti suskystintų gamtinių dujų importo terminalo statybos Latvijoje galimybių studiją;

5) plėsti vietinės naftos geologinius žvalgymo darbus Lietuvos teritorijoje ir šelfe; 6) parengti naują spartesnio vietinių, atsinaujinančių ir atliekinių energijos išteklių

panaudojimo programą; 7) parengti ir įgyvendinti biodegalų gamybos programą, 2025 metais jų dalį bendrame

automobilių kuro balanse padidinant iki 20%; 8) vystyti paskirstytąją elektros energijos gamybą; 9) parengti branduolinės energetikos vystymo programą; 10) pritaikyti šiuolaikines analitines metodikas tam, kad ateities strateginiai sprendimai

energijos tiekimo patikimumo srityje būtų optimalūs ir įvertintų įvairių galimų veiksnių rizikos laipsnį bei jų ekonominius, socialinius ir politinius padarinius.

18

XVIII. VIETINIŲ, ATSINAUJINANČIŲ IR ATLIEKINIŲ ENERGIJOS IŠTEKLIŲ SEKTORIAUS PLĖTROS STRATEGIJA

43. Vietinių, atsinaujinančių ir atliekinių energijos išteklių (toliau – vietinių energijos išteklių) dalis (neskaitant vietinės naftos) bendrame pirminės energijos balanse 2004 metais sudarė beveik 10% (0,9 mln. tne). Siektina, kad vietinių energijos išteklių 2025 metais būtų sunaudojama apie 2 mln. tne (iš jų biodegalų – apie 450 tūkstančių tne), o tai sudarytų pirminės energijos balanse apie 20%.

44. Siekiant maksimaliai panaudoti vietinius energijos išteklius ir taip sumažinti kuro importą, įkurti naujas darbo vietas bei sumažinti CO2 išmetimą, bus parengta ir įgyvendinama biokuro spartesnio panaudojimo šilumai ir elektros energijai gaminti programa, numatanti:

1) panaudojant modernias technologijas, įsisavinti visą ekonomiškai pateisinamą miško kirtimo atliekų potencialą, kuris 2025 metais sudarys apie 180 tūkstančių tne (investicijos apie 120 mln. litų);

2) sukurti ir įgyvendinti šiaudų surinkimo, sandėliavimo, transportavimo ir jų panaudojimo centralizuoto šilumos tiekimo įmonėse logistikos sistemą. Ekspertų vertinimu, Lietuvos žemės ūkyje lieka nepanaudotų šiaudų, kurių energetinė vertė 2025 metais gali sudaryti apie 120 tūkstančių tne (investicijos apie 60 mln. litų);

3) įveisti energetinių želdinių plantacijas ir nuolat plėsti jų plotus, 2015 metais energetinėms reikmėms patiekiant apie 45 tūkstančių tne, o 2025 metais – apie 70 tūkstančių tne;

4) organizuoti komunalinių atliekų rūšiavimą ir pastatyti šių atliekų deginimo įrenginius – bandomąjį apie 60 tūkstančių tne Vilniuje iki 2010 metų, vėliau Kaune, Klaipėdoje, Šiauliuose ir Panevėžyje, pakeičiant apie 120 tūkstančių tne organinio kuro (investicijos apie 1 mlrd. litų);

5) 2025 metais biodegalais pakeisti apie 450 tūkstančių tne naftos produktų, atitinkamai išplečiant rapsų ir kitų aliejinių augalų plotus bei biodyzelino gamybos apimtis, taip pat visapusiškai remti bioetanolio gamybą, taikant naujausias technologijas ir panaudojant kuo įvairesnes žaliavas (investicijos apie 300 mln. litų).

45. Siekiant įgyvendinti biokuro ir kitų vietinių energijos išteklių spartesnio įsisavinimo programas, bus:

1) parengti reikalingi teisės aktai, reglamentuojantys visų rūšių atsinaujinančių energijos išteklių panaudojimą energetikoje ir transporte. Valstybė rems šiam tikslui pasiekti skirtus projektus ir sudarys sąlygas panaudoti ES struktūrinių ir kitų paramos fondų lėšas;

2) teisinėmis ir ekonominėmis priemonėmis skatinama daugiau naudoti vietinių energijos išteklių, teikiama pagalba įmonėms, auginančiomis želdinius ir energetinėms reikmėms skirtus augalus bei gaminančioms biokurą ir biodegalus;

3) iki 2010 metų įgyvendinta bendros 200 MW galios vėjo jėgainių statybos programa ir parengta nauja vėjo energijos panaudojimo Lietuvoje ilgalaikė programa;

4) siekiama, kad atsinaujinančių energijos išteklių dalis pirminės energijos balanse 2010 metais sudarytų 12%, o 2025 metais – apie 20%.

XIX. ENERGIJOS VARTOJIMO EFEKTYVUMO DIDINIMAS

46. 1990-2004 metų laikotarpiu Lietuvos ekonomikoje įvykusių struktūrinių pokyčių ir technologijų atnaujinimo dėka suvartojamos pirminės energijos intensyvumas, t.y. energijos sąnaudos, tenkančios BVP vienetui sukurti, sumažėjo 1,7 karto, o galutinės energijos intensyvumas – net 2,1 karto. Tačiau tolesnis energijos vartojimo efektyvumo didinimas išlieka vienu iš svarbiausių strateginių energetikos politikos tikslų. Siektinas ekonomiškai pagrįstas energijos taupymo potencialas sudaro apie 1,0 mln. tne.

19

Įgyvendinamos Nacionalinės energijos vartojimo efektyvumo didinimo 2006–2010 metais programos tikslas – didinti energijos išteklių ir energijos vartojimo efektyvumą, atsinaujinančių energijos išteklių naudojimą visose šalies ūkio srityse, visų pirma pastatuose ir jų inžinerinėse sistemose, įmonių technologiniuose procesuose, įmonių, įstaigų ir namų ūkio įrenginiuose, transporte. Šios programos uždaviniai:

1) vykdyti su darnaus vystymosi tikslais suderinamą energetikos politiką, integruoti energijos gamybos ir vartojimo efektyvumą į šalies bendrąją politiką, derinant tarpsektorinius veiksmus, sukuriant ir įgyvendinant atitinkamą reguliavimą;

2) vykdyti taikomuosius mokslo tiriamuosius darbus, informavimo ir švietėjišką veiklą efektyvaus energijos vartojimo bei atsinaujinančių ir atliekinių energijos išteklių naudojimo srityje.

47. Energijos vartojimo efektyvumo didinimo tikslas pastatų ir jų inžinerinių sistemų sektoriuje – atnaujinti esamus pastatus, modernizuoti jų energetikos sistemas. Uždaviniai šiame sektoriuje:

1) užtikrinti efektyvų esamų pastatų naudojimą, atnaujinimą ir modernizavimą; 2) sustiprinti pastatų savininkų, valdytojų ir kitų rinkos dalyvių gebėjimus prižiūrėti,

atnaujinti ir modernizuoti pastatus, gerinti jų energetines charakteristikas; 3) pritaikyti ES šalių narių bendromis jėgomis rengiamą bendrąją pastatų energetinio

naudingumo skaičiavimo sistemą; 4) panaudoti ES struktūrinių fondų lėšas daugiabučiams namams atnaujinti

probleminėse teritorijose bei visuomeninės paskirties pastatams atnaujinti, didinant jų energetinį efektyvumą.

48. Energijos vartojimo efektyvumo didinimo tikslas įmonių technologiniuose procesuose, įmonių, įstaigų ir namų ūkio įrenginiuose, transporte – sumažinti energijos vartojimo intensyvumą. Uždaviniai šioje srityje:

1) didinti centralizuoto šilumos tiekimo sistemų efektyvumą; 2) pramonės sektoriuje įdiegti pažangias ir aplinkai palankias technologijas, naudojant

atliekinius energijos išteklius; 3) didinti įmonių, įstaigų ir namų ūkio įrenginių energetinį efektyvumą.

49. Įgyvendinus Nacionalinės energijos vartojimo efektyvumo didinimo 2006–2010 metais programos tikslus, bus pasiekti šie energetiniai ir aplinkosaugos rodikliai:

1) šilumos vartojimas esamuose pastatuose sumažės 7%; 2) atliekinių energijos išteklių panaudojimas 2010 m. padidės iki 172 tūkstančių tne; 3) 2010 metais biodegalų dalis, skaičiuojant nuo bendro šalies rinkoje transportui

sunaudojamo benzino ir dyzelino kiekio, padidės iki 5,75%; 4) metinis į atmosferą išmetamų teršalų kiekis, įgyvendinus iki 2010 metų numatytą

energijos taupymo ūkio šakose, efektyvaus transformavimo ir vietinių, atsinaujinančių ir atliekinių energijos išteklių naudojimo potencialą, bus sumažinta: CO2 –3,9 mln. tonų, SO2 – 1 tūkst. tonų, NOx – 10 tūkst. tonų;

5) bus pagerintos gyvenimo sąlygos, atnaujinant pastatus ir jų energetines sistemas, tinkamai jas naudojant ir prižiūrint;

6) bus vykdoma ir apibendrinama energijos vartojimo efektyvumo ir energijos sąnaudų geros vadybos projektų stebėsena;

7) bus parengti teisės aktai ir metodiniai dokumentai transporto ir pramonės sektoriuose energijos vartojimo efektyvumui didinti ir aplinkos taršai mažinti;

8) bus tobulinami ir plėtojami teisės aktai bei normatyviniai dokumentai, skirti Lietuvos tarptautiniams ir ES įsipareigojimams dėl energijos vartojimo efektyvumo ir atliekinių energijos išteklių naudojimo didinimo;

9) visuomenė bus nuolat informuojama efektyvaus energijos vartojimo ir atsinaujinančių bei atliekinių energijos išteklių naudojimo klausimais.

20

50. Gyvenamųjų namų ir visuomeninių pastatų atnaujinimą bei jų energetinių sistemų modernizavimą šalyje toliau finansuos jų savininkai, naudodamiesi lengvatiniais kreditais ir taikydami kitus galimus finansavimo šaltinius.

Valstybė sieks, kad būtų skatinamas esamų pastatų energetinių sistemų modernizavimas ir šių pastatų šiltinimas, efektyviau vartojama energija pramonėje, transporte ir kitose ūkio šakose bei panaudojama daugiau lėšų iš ES struktūrinių ir kitų paramos fondų, įgyvendinant energijos išteklių vartojimo efektyvumo didinimo projektus ir priemones.

XX. APLINKOSAUGA

51. Lietuva laikysis tarptautinių aplinkosaugos konvencijų įsipareigojimų ir įgyvendins ES aplinkosaugos direktyvų, turinčių įtakos energetikos raidai, reikalavimus. Prioritetinės aplinkosaugos kryptys energetikos srityje:

1) Kioto protokolo reikalavimų įgyvendinimas, siekiant pilnutinai išnaudoti energijos vartojimo efektyvumo didinimo ir atsinaujinančių energijos išteklių panaudojimo potencialą;

2) aplinkosaugos reguliavimas, tarp jų ir klimato kaitos švelninimo energetikoje užtikrinimas, pirmenybę teikiant lankstiems ekonominiams svertams;

3) institucinių pajėgumų stiprinimas, energetikos sektoriaus dalyvių apmokymas, informacijos sklaida ir švietimas, siekiant paskatinti įmones aktyviai dalyvauti prekyboje šiltnamio efektą sukeliančių dujų išmetimais tiek ES prekybos apyvartiniais taršos leidimais sistemoje, tiek pasaulinėse anglies dioksido rinkose, diegiant Švarios plėtros mechanizmus ar Bendro įgyvendinimo projektus;

4) lanksčių šiltnamio efektą sukeliančių dujų išmetimo į orą mažinimo priemonių taikymas, atsižvelgiant į jų sąveiką su kitomis numatomomis priemonėmis, skirtomis tiekimo patikimumui užtikrinti (papildomų galių rinka, patikimumo kontraktų aukcionai ir kt.), atsinaujinančių energijos išteklių naudojimui skatinti (prekyba žaliaisiais sertifikatais) ir energijos vartojimo efektyvumui didinti (prekyba baltaisiais sertifikatais ir kt.), išvengiant dvigubos apskaitos;

5) finansinių inovacijų taikymas (pasirinkimo sandoriai, ateities sandoriai ir kt.) ir jų plėtra Lietuvoje, siekiant sumažinti įmonių, dalyvaujančių prekyboje apyvartiniais taršos leidimais, ir kitų anglies dioksido, žaliųjų ir baltųjų sertifikatų bei papildomų galių rinkų dalyvių riziką;

6) naujo tipo (trečios kartos) informacinių, savanoriškų ir švietėjiškų aplinkos neigiamo poveikio mažinimo priemonių (demonstracinių projektų, ekologinio ženklinimo, savanoriškų įmonių ir valstybinių aplinkos institucijų sutarčių, tarptautinių aplinkosaugos vadybos sistemų ir standartų plėtros), ateityje pakeisiančių lanksčias ekonominio poveikio priemones energetikoje, skatinimas;

7) sieros ir azoto oksidų išmetimo į orą mažinimo priemonių plėtra, įgyvendinant nacionalines emisijų mažinimo ir aplinkos oro kokybės gerinimo programas;

8) išmetimo į orą stebėsenos bei taršos kontrolės sistemų tobulinimas ir plėtra, pasinaudojant jau įteisintais šiltnamio efektą sukeliančių dujų stebėsenos bei ataskaitų rengimo reikalavimais;

9) tyrimų ir plėtros skatinimas bei valstybės subsidijos, panaudojant ES struktūrinių fondų lėšas, naujų švarių energijos vartojimo efektyvumą didinančių ir atsinaujinančius energijos išteklius naudojančių technologijų diegimo ir inovacijų srityse;

10) saugus tolesnis Ignalinos AE eksploatavimas, ateityje pastatant naujos kartos modernius branduolinius reaktorius;

11) saugus antrojo Ignalinos AE bloko uždarymas ir visų rūšių radioaktyviųjų atliekų tvarkymas naudojant naujausias technologijas ir laikantis visų tarptautinių reikalavimų;

12) bet kokių aplinkosaugos mokesčių didinimas ar naujų įvedimas bus vykdomas atitinkamai mažinant kitus mokesčius (pelno, pajamų ir kt.), siekiant išlaikyti nepakitusias biudžeto pajamas ir nedidinant mokesčių naštos.

21

XXI. RINKOS LIBERALIZAVIMAS IR ENERGETIKOS VALDYMO TOBULINIMAS

52. Siekiant įgyvendinti pagrindinius Nacionalinės energetikos strategijos tikslus, toliau bus liberalizuojami energijos rinkos santykiai, skatinama konkurencija tarp energetikos įmonių. Energetikos teisės aktai, suderinant juos su ES direktyvomis, bus kuriami ir tobulinami siekiant sudaryti palankias sąlygas energetikos sektoriui integruotis į ES energijos rinkas. Tobulinant teisės aktus ir plėtojant rinkos santykius, numatoma:

1) baigti elektros sektoriaus liberalizavimą, atveriant rinką pagal 2003/54/EB direktyvos reikalavimus, tęsti dujų sektoriaus liberalizavimą pagal 2003/55/EB direktyvos reikalavimus, įvertinant direktyvoje numatytų išimčių panaudojimo tikslingumą;

2) plėsti bendradarbiavimą su Baltijos šalimis, sukuriant bendrą elektros energijos rinką, o vėliau, sujungus Lietuvos, Lenkijos ir Švedijos elektros energetikos sistemas, integruotis į Vakarų Europos ir Šiaurės šalių elektros rinką;

3) skatinti vietinius ir užsienio investuotojus dalyvauti modernizuojant ir pertvarkant energetikos objektus, tęsti gamtinių dujų įmonių ir dalies elektrinių privatizavimą;

4) elektros energijos perdavimo bendrovėje AB „Lietuvos energija“ išlaikyti valstybės kontrolę;

5) tobulinti kainodarą energetikos sektoriuje – kur galima įgyvendinti konkurenciją ir konkurencines kainas, o monopolinėse srityse – viršutinės kainų ribos principą, neleidžiant kryžminio subsidijavimo ir palaipsniui diegiant daugianares energijos kainas visiems vartotojams;

6) tobulinti energijos gamybos iš atsinaujinančių ir atliekinių energijos išteklių skatinimo ir jos supirkimo tvarką, diegti konkurenciją tarp šių gamintojų, po 2020 metų įdiegti „Žaliųjų sertifikatų“ ar kitas sistemas;

7) tobulinti tinklų infrastruktūrą, pritaikant ją paskirstytosios energijos gamybos ir atsinaujinančių energijos išteklių panaudojimo plėtrai;

8) tobulinti tinklų infrastruktūros paslaugų kainodarą, siekiant įvertinti masto ekonomijos principą ir paskirstytosios energijos gamybos plėtrą, ir padidinti tinklų panaudojimo efektyvumą.

53. Siekiant įgyvendinti nustatytus energetikos strateginius tikslus, reikia parengti atitinkamus teisės aktus, stiprinti energetikos valdymo, priežiūros bei reguliavimo institucijas, didinti jų atsakomybę už priimamus sprendimus ir numatyti šiems tikslams įgyvendinti priemones, pagrįstas detalia viso šalies ūkio ir energetikos sektorių darnios plėtros scenarijų analize, optimizaciniais skaičiavimais ir sukaupta bei susisteminta statistine informacija.

XXII. SPECIALISTŲ RENGIMAS IR MOKSLINIAI TYRIMAI

54. Sparti visų sudėtingo energetikos ūkio grandžių technologijų, jų valdymo ir kontrolės sistemų kaita, kuri remiasi naujausiais mokslo pasiekimais, reikalauja šiuolaikinio profesinio specialistų parengimo. Ypač būtina atnaujinti technologinio profilio universitetų mokymo ir mokslinių tyrimų bazę.

55. Būtina parengti ankstesnėje Nacionalinėje energetikos strategijoje siūlytą valstybinę energetikos specialistų rengimo programą, kurioje reikia numatyti:

1) technologinio profilio universitetų studijų programų ekspertinį vertinimą ir akreditavimą;

2) technologinio profilio universitetų materialiosios bazės atnaujinimą, atsižvelgiant į naujus poreikius, ir finansavimo šaltinius;

3) priemones dėstytojų rengimui skatinti bei jų kvalifikacijai kelti; 4) optimalų studentų skaičių, siekiant parengti pakankamai kvalifikuotų specialistų; 5) priemones studentų motyvacijai ir profesinei orientacijai gerinti.

Modernizuojant energetikos ūkį, plačiau naudojant savo krašto išteklius, aptarnaujant

22

energijos vartotojus ir tiekėjus, būtinos atitinkamos šalies mokslinio tyrimo, projektavimo ir konsultacinių paslaugų institucijos. Šioje srityje valstybė skatins privačių įstaigų kūrimąsi.

56. Svarbiausios mokslinių tyrimų sritys, kuriose reikalinga konkreti valstybės parama ir įsipareigojimai, yra šios:

1) energetikos sektoriaus plėtros scenarijų analizė, energetikos ekonomika, energijos gamybos ir vartojimo efektyvumas, energetikos aplinkosaugos aspektai, energetikos politikos formavimas. Šiam tikslui vykdyti turi būti įkurta pastoviai dirbanti specialistų grupė, suformuota iš mokslinėse, gamybinėse ir valstybės institucijose dirbančių specialistų ir atsakinga už tyrimų vykdymą, informacijos kaupimą bei rezultatų sklaidą. Tokia grupė turėtų vykdyti nuolatinę Nacionalinės energetikos strategijos įgyvendinimo stebėseną, periodinę korekciją, rengti strategijos įgyvendinimo veiksmų planą, vadovaujantis šalies teisiniais aktais ir įvertinant besikeičiančias vidaus bei išorines sąlygas;

2) sudėtingų sistemų projektavimo ir valdymo optimizavimas, technologinių procesų optimizavimas ir kontrolė, energetikos sistemų valdymas bei eksploatavimas konkurencinės rinkos sąlygomis, valdymo institucijų tobulinimas kuriant bendrą, integruotą, liberalią Europos Sąjungos rinką;

3) termobranduoliniai ir naujos kartos branduoliniai reaktoriai (dalyvaujant atitinkamose tarptautinėse programose);

4) elektros energijos tiekimo patikimumo ir kokybės užtikrinimas, elektros energetikos sistemų pažeidžiamumas ir darbo režimų optimizavimas;

5) branduolinės energetikos sauga, energetinių įrenginių ir sistemų patikimumas ir ilgaamžiškumas, konstrukcinių medžiagų senėjimas;

6) panaudoto branduolinio kuro ir kitų radioaktyviųjų medžiagų tvarkymas, saugojimas ir laidojimas;

7) vandenilio energetika; 8) vietinių, atsinaujinančių ir atliekinių energijos išteklių naudojimo technologijos; 9) paskirstytosios energijos gamybos technologijos; 10) informatika energetikoje.

XXIII. BAIGIAMOSIOS NUOSTATOS

57. Pateikta atnaujinta Nacionalinė energetikos strategija apibrėžia pagrindines valstybės nuostatas ir jų įgyvendinimo kryptis laikotarpiui iki 2025 metų modernizuojant šalies energetikos ūkį, visapusiškai suderinant su didėjančiais valstybės poreikiais ir naujausiais tarptautiniais reikalavimais ekonomiškumo, energetinio saugumo, aplinkosaugos ir valdymo tobulinimo aspektais. Strategijoje numatyti būdai ir priemonės energijos tiekimo strateginiam patikimumui užtikrinti, sumažinant arba neutralizuojant priklausomybės nuo dominuojančio pirminės energijos tiekėjo neigiamą įtaką. Strategijos nuostatoms įgyvendinti Lietuvos Respublikos Vyriausybė tvirtina penkerių metų Strategijos įgyvendinimo planą ir priemones, numatančias konkrečius jų įvykdymo terminus, veiksmų eilę, finansavimo dydžius ir šaltinius bei konkrečius vykdytojus.

________________________________________

23

1. ĮVADAS

Daugelį dešimtmečių spartus ekonomikos augimas daugumoje pasaulio valstybių buvo vienareikšmiškai siejamas su galimybe sukurti visuomenės gerovę, nors, siekiant šio tikslo, reikėjo nuolat didinti energijos išteklių gavybą ir vartojimą bei aplinkos taršą. Tik prieš keletą dešimtmečių, kai pradėjo ryškėti nerimą keliančių ekologinių padarinių grėsmė, pradėta ieškoti naujų tolesnio pasaulio ekonomikos vystymosi galimybių, atsisakant labai spartaus augimo koncepcijos ir apribojant žmonijos pastangas gauti maksimaliai daug gėrybių. 2005 m. įvairius pasaulio regionus sukrėtė stichinės nelaimės ir galingi uraganai, kurie dar labiau sustiprino nerimą dėl didėjančio aplinką teršiančių medžiagų, o ypač šiltnamio efektą sukeliančių dujų, kiekio.

Auganti globalizacija, ekonominių ryšių plėtra ir griežtėjantys aplinkosaugos reikalavimai verčia ne deklaratyviai, o sutelktomis pastangomis siekti darnaus Lietuvos ekonomikos ir energetikos vystymosi. Iš esmės darnus vystymasis remiasi trimis lygiaverčiais komponentais – ekonomine plėtra, socialiniu vystymusi ir aplinkos apsauga. 1992 m. Rio de Žaneiro viršūnių konferencijoje darnus vystymasis įteisintas kaip pagrindinė ir ilgalaikė pasaulio bendrijos vystymosi ideologija, kuri, praėjus dešimtmečiui, dar kartą patvirtinta Johanesburgo viršūnių susitikime, įpareigoja kiekvieną šalį ieškoti suderinto kompromiso tarp ekonominių, socialinių ir aplinkosaugos tikslų.

Europos Komisija, formuluodama darnaus energetikos vystymo uždavinius, numato:

• užtikrinti saugų ir patikimą energijos tiekimą,

• užtikrinti, kad energijos paslaugos bus teikiamos su mažiausiomis išlaidomis (vidaus ir išorinėmis),

• užtikrinti, kad būsimoms kartoms bus išsaugota ne mažiau ekonomiškai prieinamų energijos išteklių nei paveldėta,

• riboti lėtai atsinaujinančių energijos išteklių, pvz. biokuro, naudojimą taip, kad jų naudojimo tempai neviršytų atsinaujinimo tempų,

• riboti su energijos naudojimu susijusias emisijas ir atliekas taip, kad būtų neviršyti natūralūs jų absorbavimo supančioje aplinkoje gebėjimai,

• riboti su energijos naudojimu susijusius pavojų ir riziką žmogaus gyvybei taip, kad šis pavojus ir rizika būtų nedidesni nei natūralūs.

Šie uždaviniai aprėpia platų darnaus energetikos vystymo problemų spektrą, kuris turi būti tinkamai analizuojamas rengiant šalies perspektyvinius planus. Be to, Lietuvai nemažus iššūkius kelia įsipareigojimai, prisiimti stojimo į ES sutartyje ir kituose tarptautinius santykius reglamentuojančiuose dokumentuose, globaliniai pokyčiai pasaulio ekonomikos ir energetikos raidoje, bendrų ES energetikos politikos nuostatų stygius ir kt.

Darbe analizuojamos energijos poreikių augimui didelę įtaką turinčių veiksnių (bendrojo vidaus produkto augimo, ekonomikos struktūrinių pokyčių ir energijos intensyvumo) kitimo tendencijos, pateiktos galutinės energijos ir elektros energijos poreikių prognozės. Ataskaitoje aptartos energetikos sektoriaus modeliavimo prielaidos, kuro kainų prognozės, pateikta analizuotų energetikos vystymosi scenarijų charakteristika ir apibendrinti modeliavimo rezultatai.

24

2. EKONOMIKOS RAIDA, ENERGIJOS SĄNAUDŲ POKYČIAI IR GALUTINĖS ENERGIJOS POREIKIŲ PROGNOZĖ

Kaip rodo energijos poreikių prognozavimo patirtis pereinamosios ekonomikos šalyse, kurioms dėl kardinalių ekonomikos būklės ir struktūros pasikeitimų būdingi labai dideli energijos sąnaudų pokyčiai, dažniausiai šiam tikslui naudojami ekonometriniai arba imitaciniai modeliai. Naudojant šiuos modelius, labai svarbu pakankamai detaliai ir tiksliai aprašyti tas veiklos kryptis, kur galiausiai sunaudojama energija, ir tuos veiklos rodiklius, kurie leidžia kiekybiškai įvertinti racionalias energijos sąnaudas. Labai svarbu įvertinti įvairius šiuo požiūriu reikšmingus veiksnius ir tikėtinas jų kitimo tendencijas. Priklausomai nuo to, kaip agreguotai prognozuojami energijos poreikiai, naudojami tokie veiklos rodikliai, kurie geriausiai charakterizuoja tuos poreikius sąlygojančius veiksnius.

2.1. Makroekonominių rodiklių raida

Ekonomikos vystymosi sąlygos Lietuvoje, kaip ir kitose Centrinės ir Rytų Europos šalyse, keletą dešimtmečių labai skyrėsi, lyginant su Vakarų Europos šalimis, kur nuosekliai buvo kuriama rinkos ekonomika. Buvusioms Rytų bloko šalims buvo būdinga: a) stiprus ūkio šakų integravimas į buvusios SSRS ekonomikos struktūrą, b) didelė priklausomybė nuo žaliavų ir energijos išteklių tiekimo iš įvairių respublikų, daugiausiai iš Rusijos, c) prekių gamybos specializacija, labai priklausanti nuo jų rinkų Rytuose (labai maža dalis prekių buvo eksportuojama į išsivysčiusias Vakarų šalis), d) žemos energijos išteklių kainos ir labai maža motyvacija efektyviai juos naudoti, e) didelė dalis pasenusių, daug energijos vartojančių technologijų ir pan. Todėl parėjimas į rinkos ekonomiką visose šalyse lėmė didelį ekonomikos nuosmukį.

Subyrėjus buvusiam Rytų Blokui, visose šalyse, kur dešimtmečiais ekonomika buvo planuojama ir valdoma centralizuotai, ekonominė veikla ženkliai sumažėjo. Tačiau Centrinės ir Rytų Europos šalyse ekonomikos reformos, orientuotos į rinkos principų diegimą, prasidėjo dar aštuntame–devintame praėjusio amžiaus dešimtmečiuose. Todėl jose sukuriamas bendrasis vidaus produktas (BVP) po 1990 m. permainų sumažėjo palyginti nedaug. Remiantis Tarptautinės energetikos agentūros duomenimis, 1991–1993 m. Slovakijoje, Vengrijoje, Čekijoje ir Lenkijoje BVP sumažėjo iki 80–93%, lyginant su 1990 m. lygiu. Ekonomikos nuosmukis šiose šalyse irgi buvo gana trumpas [1,2]. Tuo tarpu Nepriklausomų valstybių sandraugai priklausančiose šalyse pereinamasis laikotarpis buvo nepalyginamai labiau dramatiškas – BVP, lyginant su 1990 m. lygiu, Gruzijoje buvo nusmukęs iki 28,4%, Ukrainoje – iki 40,7%, Rusijoje – iki 57,5 %.

Baltijos šalyse ekonomikos nuosmukis, lyginant su kitomis buvusios SSRS respublikomis, buvo ir trumpesnis, ir mažiau skausmingas: 1994 m. pabaigoje BVP Latvijoje, lyginant su 1990 m. lygiu, sumažėjo iki 50,1%, Lietuvoje – iki 56.1%, Estijoje – iki 65.1%. Lietuvos ekonomika pradėjo atsigauti jau 1995 m., o vidutiniai BVP augimo tempai per pastarąjį dešimtmetį siekė 5,5% ir buvo nepalyginamai spartesni nei senosiose Europos Sąjungos šalyse (ES–15), kurių ekonomikos augimo tempai sudarė tik 2,2% [3]. Estijoje ir Latvijoje 1995–2003 m. vidutiniai BVP augimo tempai viršijo 6%, o kitose Centrinės ir Rytų Europos šalyse sudarė beveik 4%, kur kas lėčiau ekonomika augo Ukrainoje (tik 1,6%) ir Čekijoje (1,9%). Šiuos ekonomikos augimo skirtumus įvairiose šalyse iliustruoja BVP kitimo indeksas (2.1 pav.).

Po 1990 m. prasidėjęs gilus ekonomikos nuosmukis lėmė ženklius pokyčius šalies ūkio struktūroje. Didelę įtaką šiems pokyčiams turėjo labai sparčiai pabrangę energijos ištekliai, ypač sumažėjo gamyba tų prekių, kurioms pagaminti buvo sunaudojama daug energijos. Natūralu, kad tie pokyčiai kiekvienoje šalyje buvo skirtingi. Lietuvoje ypač ženklios permainos 1990–1994 m. įvyko pramonėje ir žemės ūkyje, kur iki 1990 m. buvo sunaudojama daug energijos išteklių. Šių šakų, dalis šalies BVP struktūroje sumažėjo beveik dvigubai. Po 1995 m. prasidėjo palyginti pastovus

25

beveik visų šalies ūkio šakų atsigavimas. Šis procesas vyko šiek tiek banguotai, tačiau Lietuvoje sukuriamos bendrosios pridėtinės vertės struktūra (pagal šalies ūkio šakas) keitėsi palyginti nedaug (2.2 pav.). Iki 2000 m. tęsėsi po nepriklausomybės atkūrimo prasidėjęs paslaugų ir prekybos sektoriaus dalies augimas. Tačiau per pastaruosius ketverius metus bendroji pridėtinė vertė, sukuriama pramonėje, statyboje, žemės ūkyje ir energetikos sektoriuje, augo sparčiau nei paslaugų ir transporto sektoriuose. Dėl spartesnio materialinės gamybos šakų augimo šiuo laikotarpiu jų indėlis į šalies BVP padidėjo nuo 37,6% 2000 m. iki 40,3% 2004 m. Pastarųjų ketverių metų pramonės dalies augimo Lietuvos BVP struktūroje tendencija gali būti reikšminga ne tik tolesniam ekonomikos, bet ir energijos sąnaudų augimui.

0

20

40

60

80

100

120

140

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Metai

Inde

ksas

(199

0=10

0)

Lietuva Vengrija Rusija Ukraina ES-15 Čekija

2.1 paveikslas. BVP kitimo indeksas ES–15 ir buvusio Rytų bloko šalyse [3]

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

Paslaugos

Transportas

Žemės ūkis

Elektros, dujų ir vandenstiekimasStatyba

Pramonė

2.2 paveikslas. Lietuvos BVP struktūros kitimas 1990–2004 m. [5–7]

1995–2004 m. laikotarpiu vidutiniai BVP augimo tempai Lietuvoje siekė 5,6%. Šis augimas būtų dar spartesnis, jei šalies ūkio nebūtų neigiamai paveikusi 1998 m. antroje pusėje prasidėjusi

26

Rusijos finansų ir ekonomikos krizė, dėl kurios 1999 m. Lietuvos BVP sumažėjo 1,7%. Kartu ši krizė privertė verslininkus ieškoti sprendimų, kurie padėjo išvengti tolesnių neigiamų pasekmių, ir per pastaruosius penkerius metus vidutiniai metiniai BVP augimo tempai buvo spartesni nei prognozavo dauguma ekonomikos analitikų ir siekė beveik 7,6%. Tokio spartaus ekonomikos atsigavimo rezultatas – jau 2005 m. viršytas 1990 m. Lietuvoje sukurto BVP lygis (2.3 pav.).

-21.3-16.2

-9.8

3.3 4.7 7.0 7.3 3.9 6.4 6.8 10.5 7 7.3

-1.7-3.3

-5.7

-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Metai

Inde

ksas

(199

0=10

0)

BVP augimo tempai BVP indeksas

2.3 paveikslas. Lietuvos BVP augimo tempai ir indeksas [6–8]

2.2. Energijos sąnaudų raida

Energetikos sektoriai Centrinės ir Rytų Europos šalyse turi panašumų ir specifinių skirtumų. Visų pirma, Baltijos šalių energetikos sistemos buvo kur kas tampriau integruotos į buvusios SSRS kuro ir energetikos kompleksą. Dešimtmečiais jų plėtra buvo centralizuotai planuojama ir vykdoma. Pagrindinių elektrinių ir kitų energetikos objektų galia buvo nustatoma remiantis ne tik augančiais vidaus poreikiais, bet ir planuojama vieningo SSRS Šiaurės vakarų ekonominio regiono perspektyva. Tuo tarpu Čekija, Slovakija, Slovėnija, Lenkija ir Vengrija turėjo daugiau galimybių formuoti tokias energetikos sistemas ir atskirus objektus, kurie geriau atitiko šių šalių dydį ir turimas vietinių pirminės energijos išteklių atsargas. Tačiau ir šių šalių priklausomybė nuo pirminės energijos išteklių bei žaliavų importo iš Rusijos ir kitų buvusios SSRS respublikų buvo gana didelė. Kadangi produkcijos vienetui pagaminti daugumoje pramonės šakų ir žemės ūkyje buvo sunaudojama kur kas daugiau energijos nei išsivysčiusiose šalyse, didelės dalies įmonių produkcija, pagaminta buvusio Rytų bloko šalyse, negalėjo konkuruoti Vakarų Europoje ir kitų išsivysčiusių šalių rinkose.

Prasidėjus ekonomikos nuosmukiui, energijos sąnaudos mažėjo visose Lietuvos ūkio šakose, ypač apdirbamosios pramonės šakų įmonėse, tačiau lėtesniais tempais nei šalies BVP. Tuo tarpu pirmuoju ekonomikos atsigavimo laikotarpiu (1995–2000 m.), kaip matyti iš 2.4 pav., nesunku įžvelgti tolesnio galutinės energijos sąnaudų mažėjimo tendenciją, kurią lėmė struktūriniai pokyčiai šalies ekonomikoje, naujų technologijų, pakeitusių iš praeities paveldėtas energijai imlias, panaudojimas ir kitų energijos vartojimo efektyvumą didinančių priemonių diegimas. Tuo tarpu pirminės energijos kitimui didelę įtaką turėjo elektros energijos eksportui sunaudojamos atominės energijos svyravimai – padidėjus elektros eksportui, atitinkamai padidėdavo ir suminės pirminės energijos sąnaudos.

27

0

20

40

60

80

100

120

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Metai

Kiti

mo

inde

ksas

(199

0=10

0)

BVP Galutinė energijaPirminė energija Galutinės elektros sąnaudosBendrosios elektros sąnaudos

2.4 paveikslas. BVP ir energijos sąnaudų kitimo indeksas [9,10]

Tik po 2000 m., prasidėjus itin sparčiam ekonomikos augimui ir ypač spartesnei apdirbamosios pramonės šakų plėtrai, išryškėjo galutinės energijos ir galutinių elektros energijos sąnaudų ūkio šakose augimo tendencija. Bendrųjų elektros sąnaudų augimui turėjo įtakos tiek padidėjęs elektros eksportas, tiek ir intensyvesnis esamų energetikos gamybinių pajėgumų panaudojimas. Šiuo laikotarpiu bendrosios elektros sąnaudos kasmet vidutiniškai augo 4,6%, o galutinės sąnaudos ūkio šakose – 5,4%. Elektros sąnaudos per pastaruosius ketverius metus sparčiausiai (kasmet vidutiniškai 8,6%) augo prekybos ir paslaugų sektoriuje, šiek tiek lėčiau transporte – 5,0%, pramonėje – 4,8% ir namų ūkyje – 4,0%. Remiantis oficialiais statistiniais duomenimis, elektros sąnaudos namų ūkio sektoriuje 2004 m. padidėjo net 9%. Tačiau didele dalimi šį padidėjimą lėmė elektros vagysčių išaiškinimas, leidęs sumažinti komercinius nuostolius skirstomuosiuose tinkluose. Per pastaruosius dvejus metus padidėjo elektros sąnaudos statyboje ir žemės ūkyje, tačiau 2004 m. šiuose sektoriuose elektros suvartota mažiau nei 2000 m.

Dėl staigaus energijos išteklių ir žaliavų kainų padidėjimo ir buvusių rinkų Rytuose praradimo ženkliai sumažėjo didelės dalies apdirbamosios pramonės ir žemės ūkio įmonių gamyba, o tuo pačiu ir energijos sąnaudos visose Centrinės ir Rytų Europos šalyse. Šiuos pasikeitimus iliustruoja 2.1 lentelėje pateikti duomenys, kurie parengti remiantis vienu šaltiniu [4] ir taikant vieningą Eurostato metodologiją. Tai užtikrina duomenų palyginamumą ir leidžia nustatyti energijos sąnaudų pokyčių šiose šalyse panašumus ir skirtumus.

28

2.1 lentelė. Energijos sąnaudų indeksas 2002 m. (1991=100)

Šalis Pirminės energijos sąnaudos

Galutinės energijos sąnaudos

Pramonė Žemės ūkis Transportas Namų ūkis Paslaugos

Čekija 95,6 74,7 58,5 18,4 231,9 69,4 96,2 Estija 53,9 45,3 20,6 15,3 88,1 83,1 136,1 Vengrija 95,2 95,8 68,9 70,9 130,1 96,1 125,3 Latvija 62,5 67,5 40,2 30,0 77,9 95,6 37,1 Lietuva 52,0 39,4 23,1 15,7 53,2 75,2 25,1 Lenkija 90,3 90,5 73,0 145,8 119,2 88,6 89,4 Slovakija 98,8 80,6 57,9 68,0 125,3 125,5 77,2 Slovėnija 127,7 137,8 99,4 162,4 114,5 430,1 ES–15 110,2 109,2 104,7 102,3 122,7 98,8 121,3

Visose Centrinės ir Rytų Europos šalyse, išskyrus Slovėniją, 2002 m. tiek pirminės energijos, tiek ir galutinės energijos buvo suvartota mažiau nei 1991 m. Natūralu, kad gilesnis ekonomikos nuosmukis Baltijos šalyse sąlygojo didesnius energijos sąnaudų pokyčius, lyginant su kitomis naujomis Europos Sąjungos šalimis. Analizuojant energijos sąnaudų pokyčius atskirose ūkio šakose, matyti, kad energijos sąnaudos labiausiai sumažėjo pramonėje ir žemės ūkyje.

Žemės ūkis šiame regione turėjo ilgametes tradicijas ir planinės ekonomikos metais buvo viena iš svarbiausių ūkio šakų. Pavyzdžiui Baltijos šalyse, kurių teritorija sudarė tik 0,8%, o gyventojų skaičius 2,8% buvusios SSRS teritorijos ir gyventojų, devintame dešimtmetyje buvo pagaminama apie 7% mėsos ir apie 8% pieno produktų. Didžiuliuose gyvulininkystės kompleksuose buvo suvartojama daug pirminės energijos išteklių, o ypač elektros energijos. 1990 metais šiame sektoriuje Baltijos šalyse buvo suvartojama beveik 9% visos galutiniam vartojimui ūkio šakose tinkamos energijos [4]. Prasidėjus masiniam kolūkių griovimui, energijos sąnaudos žemės ūkyje mažėjo itin sparčiai – 2002 m. Estijoje ir Lietuvoje jos sumažėjo, lyginant su 1991 m., 6,5 karto, Latvijoje – 3,3 karto. Panašūs pasikeitimai vyko Čekijos žemės ūkyje, kur energijos sąnaudos sumažėjo 5,5 karto. Tuo tarpu Vengrijoje ir Slovakijoje energijos sąnaudos šiame sektoriuje sumažėjo tik 1,4 karto, o Lenkijoje per tą patį laikotarpį beveik 1,5 karto padidėjo (2.5 pav.).

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Metai

Inde

ksas

(199

1=10

0)

Čekija Estija Vengrija Latvija Lietuva Lenkija

2.5 paveikslas. Energijos sąnaudų žemės ūkyje pokyčiai [4]

29

Pagrindinė visų Centrinės ir Rytų Europos šalių ekonomikos vystymo kryptis buvo sparti industrializacija, plečiant ne tik tradicines lengvosios pramonės šakas, bet ir statant naujas energijai imlias chemijos, mašinų gamybos, statybinių medžiagų ir kitų apdirbamosios pramonės šakų įmones. Todėl pramonė šiose šalyse tapo pagrindiniu galutinės energijos vartotoju. 1990 m. pramonės dalis galutiniam vartojimui ūkio šakose tinkamos energijos balanse Čekijoje siekė beveik 55%, Estijoje 48%, Slovakijoje 47%, o vidutiniškai Baltijos šalyse 35% [4]. Pereinamuoju į rinkos ekonomiką laikotarpiu, daliai pramonės įmonių bankrutavus ir daugelyje įmonių įdiegus naujas technologijas, sumažėjo pramonės produkcijos apimtys, o energijos sąnaudos itin ženkliai (beveik 5 kartus) sumažėjo tik Estijoje ir Lietuvoje. Laikotarpio pradžioje panašiu tempu energijos sąnaudos mažėjo ir Latvijos pramonėje, tačiau 1996 m. jos vėl padidėjo ir dabartiniai pramonės energetiniai poreikiai, lyginant su 1991 m., yra 2,5 karto mažesni (2.6 pav.). Energijos sąnaudų pasikeitimai kitose Centrinės ir Rytų Europos šalyse kur kas mažesni – Čekijos ir Slovakijos pramonėje 2002 m. energijos suvartota apie 60%, Vengrijos ir Lenkijos pramonėje atitinkamai 69 ir 73% nuo 1991 m. lygio, o Slovėnijoje, nežiūrint visų pasikeitimų, pramonės energetiniai poreikiai išliko beveik tokie patys.

0

20

40

60

80

100

120

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Metai

Inde

ksas

(199

1=10

0)

Čekija Estija Vengrija Latvija Lietuva Slovakija

2.6 paveikslas. Energijos sąnaudų pramonėje pokyčiai [4]

Kaip matyti iš 2.1 lentelėje pateiktų duomenų, transporto sektoriuje energijos sąnaudos sumažėjo tik Baltijos šalyse. Iš dalies tai susiję su reikšmingais automobilių parko struktūros pasikeitimais, nes beveik visi iš sovietinės praeities paveldėti automobiliai buvo pakeisti naujesniais, importuotais iš Vakarų. Be to, dešimto dešimtmečio pradžioje nemaža dalis Baltijos šalyse suvartoto dyzelinio kuro, automobilių benzino ir ypač aviacinio žibalo buvo skirta buvusios SSRS armijos reikmėms tenkinti.

Paslaugų ir aptarnavimo sektorius turi tendenciją palaipsniui atsigauti. Intensyvi infrastruktūros plėtra sąlygoja energijos sąnaudų augimą, nežiūrint to, kad poreikius mažina energijos vartojimo efektyvumą didinančių priemonių įgyvendinimas. Tik Lietuvoje ir Latvijoje energijos sąnaudos šiame sektoriuje kol kas išlieka, lyginant su 1991 m., apie tris mažesnės (2.7 pav.).

30

10

30

50

70

90

110

130

150

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Metai

Inde

ksas

(199

1=10

0)

Čekija Estija Latvija Lietuva Slovakija

2.7 paveikslas. Energijos sąnaudų paslaugų sektoriuje pokyčiai [4]

Suminės galutinės energijos sąnaudos sumažėjo visose Centrinės ir Rytų Europos šalyse, išskyrus Slovėniją. Nors ekonomikos atsigavimo požymiai šiose šalyse pasireiškė 1993–1995 m., žemiausias galutinės energijos sąnaudų indeksas dėka energijos vartojimo efektyvumo padidėjimo pasiektas 1998–2000 m. Slovėnijoje galutinės energijos sąnaudos buvo šiek tiek sumažėję tik praeito amžiaus dešimto dešimtmečio pradžioje, o nuo 1993 m. dėl palyginti ženklaus energijos sąnaudų padidėjimo paslaugų, namų ūkio ir transporto sektoriuose suminės energijos sąnaudos ūkio šakose visą laiką didėja. Tuo tarpu Estijoje ir Lietuvoje dėl ženklių pokyčių pramonėje ir žemės ūkyje, o iš dalies ir dėl blogesnių gyvenimo sąlygų (ypač kaimo vietovėse), lyginant su kitomis naujomis Europos Sąjungos šalimis narėmis, galutinės energijos sąnaudos išlieka daugiau nei du kartus mažesnės nei 1991 metais.

2.3. Energijos vartojimo efektyvumo pokyčiai

Lietuvai ir kitoms regiono šalims įvairiuose leidiniuose labai dažnai priskiriamas iš centralizuoto planavimo praeities paveldėtas labai neefektyvaus energijos vartojimo apibūdinimas. Dideles lyginamąsias energijos sąnaudas tuo metu lėmė daugelis veiksnių: ilgalaikės žemos energijos kainos; senos ir neefektyvios technologijos; prasta gyvenamųjų namų ir visuomeninių pastatų izoliacija; seni daug degalų sunaudojantys automobiliai; energijos efektyvumą skatinančių motyvų nebuvimas; energijos matavimo ir apskaitos prietaisų stoka ir t.t. Todėl energijos vartojimo efektyvumo didinimas buvo ir išlieka vienu iš svarbiausių prioritetų visose Centrinės ir Rytų Europos šalyse.

Įvairiuose Europos Sąjungos dokumentuose energijos vartojimo efektyvumo efektyvumas dažniausiai apibūdinamas energijos intensyvumo rodikliu, kuris nustatomas visą per metus suvartotą pirminę energiją dalinant iš šalyje sukurto BVP einamosiomis tų metų kainomis. Būtent šis rodiklis dažniausiai pateikiamas įvairiose studijose ir Eurostato, Tarptautinės energetikos agentūros bei Europos Komisijos statistiniuose leidiniuose [11–16]. Lyginamajai analizei įvairių šalių valiuta perskaičiuojama doleriais arba eurais, taikant valiutų keitimo kurso metodą. Intensyvumo pokyčiams įvertinti BVP perskaičiuojamas lyginamosiomis kainomis. Remiantis duomenimis apie pirminės energijos sąnaudų ir BVP kitimą [3-4,15-16], pirminės energijos intensyvumas 1991–2002 m. laikotarpiu visose Centrinės ir Rytų Europos šalyse, išskyrus Slovėniją, ženkliai sumažėjo. Vienam BVP vienetui sukurti 2002 m. Estijoje sunaudota du kartus, Lietuvoje ir Lenkijoje – 1,7 karto, Vengrijoje ir Slovakijoje – 1,4 karto, Latvijoje ir Čekijoje – 1,3

31

karto mažiau energijos nei 1991 m. (2.8 pav.). Slovėnijoje pirminės energijos intensyvumas iki 1996 m. didėjo, o vėliau pradėjo mažėti. Tačiau lyginant su ES–15 šalių energijos intensyvumo vidurkiu, kuris 1991–2002 m. laikotarpiu sumažėjo 12,3%, Slovėnijoje pažanga nedidelė – pirminės energijos intensyvumas 2002 m. buvo tik 8,3% mažesnis nei 1991 m.

0

20

40

60

80

100

120

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Metai

Inde

ksas

(199

1=10

0)

ES-15 Estija Lenkija Slovėnija Lietuva Vengrija

2.8 paveikslas. Pirminės energijos intensyvumo kitimas [3,4, 16,17]

Iš esmės pirminės energijos intensyvumas naujose Europos Sąjungos šalyse per praėjusį dešimtmetį ženkliai sumažėjo, tačiau remiantis oficialiais Eurostato duomenų bazėje pateikiamais duomenimis [4, 14], šis rodiklis išsivysčiusiose šalyse yra kelis kartus mažesnis. Kaip matyti iš 2.9 pav. pateiktų duomenų, pirminės energijos intensyvumas Vengrijoje, Lenkijoje ir Latvijoje 2002 m. buvo 3–4 kartus, Čekijoje ir Slovakijoje 5 kartus, Estijoje, Rumunijoje ir Lietuvoje daugiau nei 6 kartus, o Bulgarijoje net 9 kartus didesnis nei vidutiniškai ES–15 šalyse. Remiantis tokiais duomenimis, dažnai teigiama, kad buvusio Rytų bloko šalyse yra labai didelis energijos taupymo potencialas ir kad pirminės energijos intensyvumą galima sumažinti keletą kartų. Tačiau tokia išvada būtų nekorektiška, nes realios galimybės sumažinti pirminės energijos sąnaudas, tenkančias BVP vienetui, yra kur kas mažesnės.

Tarkime, kad: 1) įdiegus įvairias energijos vartojimo efektyvumą didinančias priemones visose ūkio šakose, pirminės energijos sąnaudas galima sumažinti keletą kartų; 2) kiekvienoje Centrinės ir Rytų Europos regiono šalyje minimalus pirminės energijos kiekis, kurio pakanka visoms ūkio šakų reikmėms tenkinti, yra lygus tam galutinės energijos kiekiui, kurį sunaudoja namų ūkio sektorius. Jei šios dvi prielaidos būtų realiai įgyvenamos, tai visa ūkinė veikla būtų vykdoma ir paslaugos teikiamos praktiškai nenaudojant energijos, nes dabartiniu metu namų ūkiuose energijos sąnaudas sumažinti kelis kartus neįmanoma. Be to, išsivysčiusiose šalyse namų ūkiuose vienam gyventojui sunaudojama daugiau energijos dėl aukštesnių komforto standartų. Taikant tą pačią metodologiją ir tuos pačius ekonominius rodiklius, pateiktus [4], net ir tokiu atveju pirminės energijos intensyvumas (tiksliau, lyginamosios energijos namų ūkiuose sąnaudos, tenkančios BVP vienetui) Baltijos šalyse, Bulgarijoje ir Rumunijoje būtų didesnis nei ES–15 šalių vidurkis (2.10 pav.)

32

1781

1267

1156

931

965

749

650

574

343

192

1273

0 500 1000 1500 2000

Bulgarija

Lietuva

Rumunija

Estija

Čekija

Slovakija

Latvija

Lenkija

Vengrija

Slovėnija

ES-15

kg ne/1000 Eurų

2.9 paveikslas. Pirminės energijos intensyvumas 2002 m. [4]

206

256

222

121

153

256

132

133

60

192

202

0 50 100 150 200 250 300

Bulgarija

Lietuva

Rumunija

Estija

Čekija

Slovakija

Latvija

Lenkija

Vengrija

Slovėnija

ES-15

kg ne/1000 EURŲ

2.10 paveikslas. Pirminės energijos intensyvumo vidurkis ES–15 šalyse ir lyginamosios energijos sąnaudos Centrinės ir Rytų Europos šalių namų ūkiuose, tenkančios BVP vienetui, 2002 m.

Ši lyginamoji pirminės energijos intensyvumo Centrinės ir Rytų Europos šalyse analizė demonstruoja, kad didelį intensyvumą regione iš esmės lemia ne tiek neefektyvus energijos vartojimas, kiek žemas BVP lygis [17,18], kai bendroji pridėtinė prekių ir paslaugų vertė iš nacionalinių į tarptautinę valiutą perskaičiuojama pagal valiutų keitimo kursą. Dėl kainų iškraipymo ir BVP vertinimo kiekvienoje šalyje skirtumų bendroji tokių pačių prekių ir suteiktų paslaugų bendroji pridėtinė vertė išsivysčiusiose šalyse yra kur kas didesnė nei besivystančiose šalyse. Todėl ir pirminės energijos, tenkančios BVP (perskaičiuoto pagal valiutų keitimo kursą) vienetui, rodiklis

33

negali būti tiesiogiai naudojamas, norint palyginti energijos vartojimo efektyvumą išsivysčiusiose Vakarų Europos ir buvusio Rytų bloko šalyse.

Norint palyginti išsivysčiusių ir pereinamosios ekonomikos šalių lygį turi būti taikomas perkamosios galios pariteto (PGP) metodas. Šis metodas leidžia kur kas korektiškiau nustatyti tiek lyginamuosius vienam gyventojui tenkančio BVP, tiek ir energijos intensyvumo rodiklius. Taikant naujausius PGP rodiklius, pateiktus [3], pirminės energijos intensyvumas Centrinės ir Rytų Europos šalyse yra didesnis nei ES–15 vidurkis 1,2–1,8 karto. Lietuvoje šis rodiklis 1,5 karto didesnis ir yra mažesnis nei energijos intensyvumas Suomijoje. Kaip matyti iš 2.11 pav. pateiktų duomenų, tik Bulgarijoje pirminės energijos intensyvumas yra didesnis už ES–15 vidurkį 2,2 karto. Panašūs pirminės energijos intensyvumo skirtumai galėtų būti nustatyti ir tuo atveju, jei išsivysčiusių ir besivystančių šalių BVP būtų vertinamas taikant Europos Sąjungoje naudojamus perkamosios galios standartų [4,8] rodiklius. Šiais metodais paremtas energijos intensyvumo skaičiavimas demonstruoja realius energijos vartojimo efektyvumo įvairiose šalyse skirtumus, kurie yra kur kas mažesni nei pateikiama statistiniuose leidiniuose. Todėl jais remiantis, galima korektiškiau įvertinti bendrą energijos taupymo potencialą.

341

284

281

273

268

261

221

195

194

194

157

234

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Bulgarija

Estija

Slovakija

Čekija

Suomija

Rumunija

Lietuva

Lenkija

Slovėnija

Latvija

Vengrija

ES-15

kg ne/tūkst. JAV dol. 2000 m., PGP

2.11 paveikslas. Pirminės energijos intensyvumo rodikliai 2003 m., BVP nustatant pagal leidinyje [3] pateiktus PGP įverčius

Taikant pirminės energijos intensyvumo rodiklius, galima nustatyti bendrą energijos vartojimo

efektyvumą kiekvienoje šalyje. Tačiau remtis vien šiais rodikliais, kai norima palyginti energijos vartojimą ūkio šakose, yra nekorektiška [2,17-18], kadangi galimybės padidinti energijos vartojimo efektyvumą yra tampriai susijusios su pirminės energijos sąnaudomis pagal vartojimo kryptis. Remiantis energijos balanso duomenų, pateiktų [15-16], analize, galima konstatuoti, kad pirminės energijos sąnaudų struktūra, kitaip tariant, pagrindinių elementų (pirminės energijos sąnaudos elektros energijai ir šilumai gaminti, elektrinių savosios reikmės, neenergetinės reikmės, technologiniai nuostoliai tinkluose, galutinės energijos sąnaudos ūkio šakose) dalis energijos balanse įvairiose šalyse yra labai skirtinga. Pavyzdžiui, pagal tarptautinėje statistikoje taikomą metodologiją tam pačiam kiekiui elektros energijos, pagamintos hidroelektrinėse, reikia sunaudoti tris kartus mažiau pirminės energijos nei atominėse elektrinėse. Tokiu būdu kiekvienoje šalyje elektros energijai gaminti sunaudojamos pirminės energijos keikis priklauso nuo generuojančių

34

galių struktūros ir jų stygiaus (kai dalis poreikių tenkinama importuojant elektrą) ar pertekliaus (kai elektra eksportuojama). Energijos intensyvumo rodiklis priklauso nuo kitų energetikos sektoriaus ypatumų, neenergetinėms reikmėms sunaudojamos energijos kiekių ir t.t. Be to, norint modernizuoti energetikos sektorių, pakeisti elektros energiją ir šilumą gaminančių pajėgumų struktūrą, reikia didelių investicijų ir ilgesnio laiko, nei diegiant daugelį energijos efektyvumą didinančias priemones tiesiogiai ūkio šakose.

Pagrindinis efektas didinant energijos vartojimo efektyvumą Centrinės ir Rytų Europos šalyse buvo pasiektas būtent dėka esminių struktūrinių pasikeitimų ir atitinkamų energiją taupančių priemonių diegimo galutinio energijos vartojimo srityje. Kaip matyti iš 2.12 pav., Lietuvoje energijos intensyvumui, lyginant su 1991 m. sumažėjus 2,5 karto, sutaupytos energijos kiekis 2004 m. buvo didesnis nei faktinės galutinės energijos sąnaudos ūkio šakose. Atskirose ūkio šakose energijos intensyvumo pokyčiai labai skirtingi: žemės ūkyje BVP vienetui sukurti 2002 m., lyginant su 1990 m., sunaudota 6,1 karto, paslaugų ir aptarnavimo sektoriuje – 4,1 karto, pramonėje – 2,7 karto mažiau energijos. Tačiau energijos sąnaudos, tenkančios šalyje sukurto BVP vienetui, transporto sektoriuje per tą patį laikotarpį sumažėjo 1,4 karto, o namų ūkyje tik 1,3 karto (2.13 pav.).

-2

0

2

4

6

8

10

12

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Metai

Mtn

e

Pramonė Statyba Žemes ūkisTransportas Namų ūkis Prekyba ir aptarnavimasSutaupyta energija

2.12 paveikslas. Galutinės energijos sąnaudų pokyčiai ūkio šakose [9, 10]

35

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Metai

Kitim

o in

deks

as (1

990=

100)

Pramonė Statyba Žemes ūkis Transportas

Namų ūkis Paslaugos

2.13 paveikslas. Galutinės energijos intensyvumo pokyčiai [5–7, 9,10]

Siekiant palyginti energijos vartojimo efektyvumą įvairiose šalyse, reikia nustatyti lyginamąsias galutinės energijos (tą dalį pirminės ir antrinės energijos išteklių, kuri tiesiogiai sunaudojama produkcijai gaminti ir paslaugoms teikti) sąnaudas, tenkančias BVP, įvertinto taikant PGP, vienetui. Tarptautinėje statistikoje galutinės energijos sąnaudos įvertina ir neenergetines reikmes. Korektiškam įvairių šalių palyginimui reikėtų vertinti tik tą galutinės energijos dalį, kurią ūkio šakos sunaudoja energetinėms reikmėms tenkinti (t.y. iš galutinės energijos reikia atimti neenergetines sąnaudas, kurios atskirose šalyse yra labai skirtingos). Taikant šį galutinės energijos intensyvumo rodiklį, kaip matyti iš 2.14 pav., vienam BVP vienetui pagaminti 2003 m. Lietuvoje energijos sąnaudos buvo labai artimos ES–15 šalių vidurkiui. Vengrijoje, Slovėnijoje ir Lenkijoje energijos buvo sunaudota tik 1.3 karto daugiau nei vidutiniškai ES–15 šalyse. Galutinės energijos intensyvumas Estijoje, Čekijoje, Rumunijoje, Slovakijoje, Bulgarijoje ir Latvijoje yra šiek didesnis ir ES–15 šalių vidurkį viršija 50–60%.

Galutinės energijos intensyvumas gali būti laikomas geriausiu rodikliu, taikomu galutinio energijos vartojimo efektyvumo palyginimui įvairiose šalyse. Tačiau iš esmės galutinių energijos sąnaudų dydžiui nemažai įtakos turi daugybė veiksnių, pavyzdžiui, energijos poreikiai namų ūkio ir paslaugų sektoriuose priklauso nuo klimatinių sąlygų, vienam gyventojui tenkančio gyvenamojo ploto dydžio, šildymo sistemų tipo, pastatų šiluminės izoliacijos, naudojamų elektros prietaisų įvairovės, gyvenimo standartų ir t.t. Todėl lyginamuosius rodiklius reikia atitinkamai modifikuoti, pavyzdžiui, šildymo poreikius galima koreguoti taikant laipsniadienių skaičiaus rodiklį ir pan.

36

180

166

162

160

155

152

149

133

131

130

103

106

0 50 100 150 200

Suomija

Latvija

Bulgarija

Slovakija

Rumunija

Čekija

Estija

Lenkija

Slovėnija

Vengrija

Lietuva

ES-15

kg ne/tūkst. JAV dol. 2000 m. , PGP

2.14 paveikslas. Galutinės energijos intensyvumas 2003 m. [3, 19,20]

37

3. ENERGIJOS POREIKIŲ PROGNOZĖS

3.1. Trumpa prognozavimo metodo charakteristika

Rengiant pirmąją Nacionalinę energetikos strategiją ir keletą energetikos plėtros planavimo studijų, siekiant aprašyti tam tikrus ryšius tarp energijos sąnaudų, ekonomikos rodiklių ir žmogaus veiklos bei jo elgesio reakcijos, buvo naudojami ekonometriniai modeliai. Šie modeliai suteikia analitikui galimybę aprašyti daugybę veiksnių, vienaip ar kitaip sąlygojančių energijos poreikius: gamybos apimtį, darbuotojų skaičių, pajamų elastingumą, kainų elastingumą, didmeninės ir mažmeninės prekybos apimtis, gyventojų skaičių, kuro pakeitimo faktorių, oro faktorių (įvertinantį oro temperatūros svyravimus) ir t.t.

Naudojant ekonometrinius modelius, labai svarbu pakankamai detaliai ir tiksliai aprašyti tas veiklos kryptis, kur galiausiai sunaudojama energija, ir tuos veiklos rodiklius, kurie leidžia kiekybiškai įvertinti energijos vartojimą. Priklausomai nuo to, kaip agreguotai prognozuojami energijos poreikiai, naudojami tokie veiklos rodikliai, kurie geriausiai charakterizuoja tuos poreikius sąlygojančius veiksnius.

Neapibrėžtumų analizės metodologija leidžia įvertinti įvesties duomenų, jų pritaikymo ir matematinio apdorojimo algoritmų neapibrėžtumų efektą galutiniam skaičiavimo rezultatui. Ši metodologija iki šiol buvo taikoma sudėtingų termohidraulinių sistemų analizei, tačiau [23] pirmą kartą taikyta galutinės elektros energijos poreikių neapibrėžtumui įvertinti.

Ruošiant bet kurią ekonominės raidos strategiją, net naudojant pačius moderniausius metodus ir skaičiavimo kodus, nepavyksta atsiriboti nuo ekspertinių vertinimų (pvz., apie BVP augimą), kurie yra vieni didžiausių neapibrėžtumų šaltinių. Kaip rodo ilgametė daugelio šalių ekonomikos raidos analizė, sukuriamo BVP kitimo tempai visuomet svyruoja apie vidutinį, labiausiai tikėtiną jų kitimo trendą. Kadangi BVP tempų svyravimai turi didžiausią įtaką energijos poreikių kitimo tempams, paprastai neapibrėžtumo analizei naudojamas scenarijų metodas. Tačiau iš esmės pasirinktam, labiausiai tikėtinam ekonomikos augimo scenarijui, tikslinga taikyti neapibrėžtumų analizės metodą.

Tokios analizės taikymui [23,24] pasirinktas ekonometrinis modelis, kuris energijos poreikius bet kuriuo metu bendru atveju aprašo kaip funkciją [1], priklausančią nuo:

• prieš tai buvusių energijos sąnaudų dydžio,

• santykinio analizuojamos veiklos (kuri gali būti apibūdinama šalyje arba atskiroje ūkio šakoje sukuriamu BVP, namų ūkio pajamomis ir kitais rodikliais) ir energijos kainų pasikeitimo,

• vartotojų reakcijos į pajamų arba nagrinėjamos veiklos ir kainų pokytį,

• galimybių padidinti energijos vartojimo efektyvumą ar pakeisti vieną energijos rūšį kitomis.

Taigi, energijos poreikiai gali būti aprašyti funkcija:

ijlijl

ijijijl

iiijij CtPtPtVtVtEtE ×−×−−= )()( )]1(/)([)]1(/)()[1()( βα , (2.1)

čia: Eij – j– osios kuro ar energijos rūšies poreikiai i–ojoje ūkio šakoje; i – ūkio šakos indeksas, i = 1,…,m; j – kuro (energijos) rūšies indeksas, j = 1,…,n;

38

l – energiją vartojančių įrenginių indeksas, l = 1,…,L; t – laiko indeksas, t = 2005, 2010, 2015, 2020, …; Vi – i–osios ūkio šakos ekonominė veikla; Pij – j–osios energijos rūšies kaina i–ojoje ūkio šakoje; α(ijl) – j–osios energijos rūšies, naudojamos i–osios ūkio šakos l–osios rūšies įrenginiuose,

pajamų elastingumas; β(ijl) – j–osios energijos rūšies, naudojamos i–osios ūkio šakos l–osios rūšies įrenginiuose,

kainų elastingumas; Cijl – j–osios energijos rūšies, naudojamos i–osios ūkio šakos l–osios rūšies įrenginiuose,

papildomo taupymo potencialas (efektas).

Įvairių veiksnių įtakos elektros energijos poreikių dydžiui analizei atlikti buvo pasirinkti penki veiksniai, turintys didžiausią įtaką energijos sąnaudų kitimui: BVP augimo tempas, pajamų elastingumas, kainų augimo tempas, kainų elastingumas ir taupymo efektas. Prognozės statistinė neapibrėžtumų ir jautrio analizė atlikta, nagrinėjant aibę skaičiavimų su skirtingomis veiksnių, turinčių įtakos galutiniams skaičiavimo rezultatams, kombinacijomis. Šios kombinacijos sudarytos panaudojant programų paketą SUSA [25], kuris generuoja modelio parametrų (analizuojamų veiksnių) rinkinius, atitinkančius galimas kitimo parametrų ribas ir jų tikimybinio skirstinio dėsnį.

Papildomai taikant GRS sukurtą metodologiją [1], atlikta pagrindinio scenarijaus statistinė neapibrėžtumų ir jautrio analizė, nagrinėjant aibę skaičiavimų su skirtingomis veiksnių, turinčių įtakos galutiniams skaičiavimo rezultatams, kombinacijomis. Šios kombinacijos sudarytos panaudojant programų paketą SUSA, kuris įvertina analizuojamų veiksnių galimas kitimo ribas ir jų tikimybinio skirstinio dėsnį. Kai žinoma pagrindinė (tikėtina) analizuojamo veiksnio reikšmė (m) ir standartinis nuokrypis (s), tai:

Minimali parametro (veiksnio) reikšmė i = m – 2s;

Maksimali parametro (veiksnio) reikšmė a = m + 2s.

Pagrindinė reikšmė – tai reikšmė, kuri yra labiausiai tikėtina. Ją naudojant gauti skaičiavimo rezultatai atitinka laukiamus, esant vidutinei parametro (veiksnio, turinčio įtakos modeliavimo rezultatams) reikšmei (m). Pagrindinę reikšmę vertinant statistinių duomenų prasme, galima laikyti aritmetiniu vidurkiu arba mediana. Tai iliustruoja duomenys, pateikti 3.1 lentelėje.

39

3.1 lentelė. Svarbiausių modelių parametrų charakteristika ir skirstiniai

Parametro ribos

Eil. Nr. Parametras Min. reikšmė

(i)

Max. reikšmė

(a)

Pagrindinė reikšmė (m)

Standartinis nuokrypis

(s)

Parametro skirstinio

dėsnis

1 BVP augimas, %/metus 3 6 4,5 0,75 Normalusis

2 Kainų augimas, %/metus 2 3,5 2,75 0,375 Normalusis

3 Taupymo efektas, %/metus –1,5 –0,5 –1,0 0,25 Normalusis

4 Pajamų elastingumas 0,8 0,95 0,875 0,0375 Tolygusis

5 Kainų elastingumas –0,25 –0,025 –0,15 0,05 Tolygusis

Pasirinktas parametro tikimybinio skirstinio dėsnis turi įtakos galutiniams modeliavimo rezultatams. Todėl šis skirstinio dėsnis pasirenkamas įvertinant anksčiau sukauptą patirtį. Kaip matyti iš 3.1 lentelės, priimta, kad tokių veiksnių, kaip BVP ir kainų augimas bei taupymo efektas, skirstinio dėsniai yra normalieji (3.1 pav.). Normaliojo skirstinio atveju intervalas tarp minimalios ir maksimalios reikšmės apima 95% visų galimų parametro reikšmių. Bendru atveju (t.y. visų kitų skirstinių atveju), šis intervalas apima 75% visų galimų parametro reikšmių. Maksimalias ir minimalias parametro vertes būtina nustatyti, nes taikant tolygųjį skirstinį (pajamų ir kainų elastingumo veiksnių atveju), parametrai gali įgyti ir neribotai dideles arba mažas vertes, o tuomet jos neturėtų fizikinės prasmės.

Atliekant neapibrėžtumų ir jautrio analizę pagal pasirinktą metodologiją, atliekamų skaičiavimų skaičius nepriklauso nuo veiksnių, turinčių įtakos modeliavimo rezultatams, skaičiaus, tačiau priklauso nuo norimų pasiekti modeliavimo rezultatų statistinio patikimumo ribų. Minimalus skaičiavimų (modeliavimų) skaičius, reikalingas norint su iš anksto nustatytu tikslumu apskaičiuoti rezultatų minimalias ir maksimalias vertes, nustatomas pagal Vilkso formulę [1]. Šio uždavinio atveju siekta nustatyti, koks yra elektros energijos poreikių intervalas, todėl naudotas dvipusis Vilkso kriterijus. Pagal šį kriterijų, atlikus 93 skaičiavimus, gautų rezultatų minimali ir maksimali vertės sudaro intervalą, į kurį patenka 95% visų skaičiavimų su tikimybe 0,95. Todėl naudojant SUSA programinę įrangą ir buvo sudaryti 93 skirtingi modelio parametrų (veiksnių, turinčių įtakos modeliavimo rezultatams) rinkiniai. Šie rinkiniai gauti atsitiktinai parenkant kiekvieną parametrą pagal jo skirstinio dėsnį ir maksimalios bei minimalios reikšmių intervalą. Panaudojant sudarytus modelio parametrų (veiksnių, turinčių įtakos elektros energijos poreikiams) rinkinius, buvo nustatyti juos atitinkantys galutinės energijos ir elektros energijos poreikiai Lietuvai 2005 – 2025 metams.

40

Parametras Nr. 1

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

3 3.5 4 4.5 5 5.5 6

Parametero kitimo ribos

Para

met

ro p

asis

kirs

tym

o da

žnio

funk

cija

Parametras Nr. 2

0

1

2

3

4

5

6

7

0.800000012 0.820000012 0.840000012 0.860000012 0.880000012 0.900000012 0.920000012 0.940000012


Para

met

ro p

asisk

irsty

mo

dažn

io fu

nkci

ja

Parametras Nr. 3

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

2 2.2 2.4 2.6 2.8 3 3.2 3.4


Para

met

ro p

asisk

irsty

mo

dažn

io fu

nkci

ja

Parametras Nr. 4

0

1

2

3

4

5

6

-0.25 -0.23 -0.21 -0.19 -0.17 -0.15 -0.13 -0.11 -0.09 -0.07 -0.05


Para

met

ro p

asisk

irsty

mo

dažn

io fu

nkci

ja

Parametras Nr. 5

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

-1.5 -1.4 -1.3 -1.2 -1.1 -1 -0.9 -0.8 -0.7 -0.6 -0.5


Para

met

ro p

asis

kirs

tym

o da

žnio

funk

cija

3.1 paveikslas. Parametrų (veiksnių), turinčių įtakos elektros energijos poreikių prognozei, kitimo ribos ir pasiskirstymo dažnio funkcijos

Šioje darbe taip pat atlikta gautų elektros poreikių prognozių statistinė analizė. Remiantis šia

analize ir faktinių BVP nuokrypių nuo trendo įvertinimu, nuspręsta tolesnei analizei naudoti elektros poreikių diapazoną, apimantį jų reikšmes, 10% didesnes ir 10% mažesnes už pagrindinio scenarijaus medianą, kuri atitinka vidutines tikėtinas analizuotų parametrų reikšmes.

3.2. Ekonomikos raidos prognozės

Šalies ekonomikos atkūrimas 1995–2004 m. vyko gan sparčiai ir vidutiniai BVP augimo tempai siekė 5,5%. Tokio ekonomikos augimo rezultatas – 2005 m. viršytas 1990 m. Lietuvoje sukurto BVP lygis. Šiame darbe atskaitos metais priimti 2004 m. Vienareikšmiškai įvertinti įvairių išorinių ir vidinių veiksnių įtaką Lietuvos ūkio raidai neįmanoma. Esant labai palankioms aplinkybėms ir efektyviai panaudojant Europos Sąjungos teikiamą paramą, bendras ekonomikos lygis bet kuriuos atveju turėtų palaipsniui artėti prie Europos Sąjungos vidurkio. Remiantis daugelio ekonomikos ekspertų nuomone, galima teigti, kad per artimiausius du dešimtmečius išsilaikys aukšti ekonomikos augimo tempai, kurie gali būti šiek tiek didesni nei buvo numatyti 2002 metais patvirtintoje Nacionalinėje energetikos strategijoje. Prognozuojant ateitį, pasirinkti trys galimi raidos scenarijai: 1) greito ekonomikos augimo scenarijus, 2) pagrindinis (labiausiai tikėtinas)

41

scenarijus, 3) lėto ekonomikos augimo scenarijus. Šiuos scenarijus charakterizuoja 3.2 lentelėje ir 3.2 pav. pateikti duomenys.

3.2 lentelė. Bendrojo vidaus produkto augimo scenarijai pastoviomis 2000 m. kainomis, mlrd. Lt

Metai Lėto augimo scenarijus Pagrindinis scenarijus Greito augimo scenarijus 2004 61,58 61,58 61,58 2010 77,92 82,53 92,42 2015 94,81 105,33 129,62 2020 104,67 128,15 165,44 2025 115,57 155,91 211,15

50

70

90

110

130

150

170

190

2004 2009 2014 2019 2024

Mlrd

. Lt

Lėto augimo scenarijus (4 ir 2%) Pagrindinis scenarijus (5 ir 4 %)Greito augimo scenarijus (7 ir 5%)

3.2 paveikslas. Lietuvos BVP augimo scenarijai

Greito ekonomikos augimo scenarijuje per laikotarpį iki 2025 metų numatomi spartūs Lietuvos ekonomikos augimo tempai – vidutiniškai 6% per metus (7% per metus iki 2015 metų ir 5% po 2015 metų) tikintis, kad: 1) itin greitai bus plečiama Lietuvos pramonė; 2) bendra ekonomikos plėtros politika bus palanki didelėms investicijoms, skirtoms ūkiui modernizuoti bei naujoms technologijoms įsisavinti; 3) finansinė pagalba iš ES struktūrinių ir kitų fondų bus efektyviai panaudojama. Įgyvendinus visas šio scenarijaus prielaidas, Lietuvoje sukurtas BVP, tenkantis vienam gyventojui ir vertinamas perkamosios galios standartais, 2015 m. pasiektų dabartinį ES–25 šalių vidurkį, o 2025 m. jį viršytų 1,9 karto.

Lėto augimo scenarijuje numatytus lėtus Lietuvos BVP vidutinius 3% metinius augimo tempus (4% iki 2015 metų ir 2% 2016–2025 metais) galėtų sąlygoti lėti ūkio modernizavimo tempai, neracionaliai panaudojamos vidaus ir užsienio investicijos, nenumatytos ekonominės ir politinės krizės, klaidos pasirenkant valstybės ateitį lemiančius prioritetus ir t.t. Šiuo atveju dabartinį ES–25 šalių ekonomikos lygį galima pasiekti tik nagrinėjamojo laikotarpio pabaigoje, t.y. po 2025 m.

Pagrindinis scenarijus pagrįstas labiausiai tikėtinomis ekonomikos plėtros tendencijomis, numatant, kad iki 2015 m. BVP augimo tempai bus 5%, o po 2015 metų – 4% (vidutiniškai 4,5%

42

per laikotarpį nuo 2005 iki 2025 metų). Pagrindinė šio scenarijaus prielaida yra ta, kad sukurta įstatymų bazė, palanki investicijoms politika ir konkurencinė aplinka sudaro Lietuvos ūkiui tinkamas sąlygas pasiekti dabartinį ES–25 šalių ekonomikos lygį per artimiausius 15 metų.

Taikant neapibrėžtumų analizės metodologiją pasirinktas pagrindinis scenarijus, darant prielaidą, kad BVP augimo pagal šį scenarijų neapibrėžtumui apibūdinti galima taikyti 3.1 lentelėje pateiktas charakteristikas – vidutinė augimo tempų reikšmė 2005-2025 m. laikotarpiu sudarys 4,5%, maksimali ir minimali reikšmės atitinkamai 6 ir 3%, o skirstinio dėsnis yra normalusis. Tikėtina, kad pasirinktos maksimali ir minimali reikšmės apibūdina viršutinę ir apatinę vidutinių BVP augimo tempų dvidešimties metų laikotarpiu ribas. Taikant Europos Sąjungos šalių ekonomikos lygiui palyginti naudojamas perkamosios galios standartų, tenkančių vienam gyventojui, reikšmes [8], galima teigti, kad pasirinktas scenarijus gerai apibūdina Lietuvos galimybes pasiekti dabartinį 25 ES šalių gyvenimo lygį per 10 metų, esant viršutinei ekonomikos augimo ribai, per 15 metų, jei BVP kasmet augtų 4,5%, arba per 20 metų, esant apatinei ekonomikos augimo tempų ribai (3.3 pav.). Jei iki 2025 m. išsilaikytų šalies BVP augimo tendencijos, atitinkančios šio scenarijaus viršutinę ribą, o vidutiniai ES-25 šalių ekonomikos augimo tempai neviršytų prognozuojamų 2,5%, tai Lietuva iki nagrinėjamo laikotarpio pabaigos pasiektų ir būsimą 1,7 karto aukštesnį ES-25 šalių vidurkį .

10

15

20

25

30

35

40

2004 2009 2014 2019 2024

Tūks

t. PG

S/gy

v.

ES-25 ES-25, 2.5% aug. Lietuva, apatinė ribaLietuva, tikėt. augimas Lietuva, viršutinė riba

3.3 paveikslas. Lietuvos galimybės pasiekti ES-25 šalių ekonomikos lygį

43

3.3. Energijos poreikių prognozės

Energijos poreikių augimui didelę įtaką turi makroekonominių rodiklių (bendrojo vidaus produkto augimo ir ūkio šakų struktūros ir pan. ) kitimas, kuro ir energijos kainų didėjimas, vartotojų reakcija į energijos ir kainų augimą bei kiti veiksniai. Prognozavimui naudotas ekonometrinis modelis, energijos poreikius bet kuriuo metu aprašantis kaip funkciją nuo pagrindinių jų kitimą lemiančių veiksnių. Siekiant įvertinti ekonomikos augimo ir kitų veiksnių neapibrėžtumą, prognozavimui taikyta 3.1 aprašyta neapibrėžtumų analizės metodologija.

Rengiant poreikių prognozes, naudota detali pastarųjų metų informacija apie BVP augimą, jo struktūrinius pokyčius, energijos sąnaudų ūkio šakose (pramonėje, statyboje, žemės ūkyje, transporte, namų ūkyje, prekybos ir aptarnavimo sektoriuje) rodiklius, energijos vartojimo efektyvumo kitimo tendencijas ir kitus rodiklius.

Energijos poreikių prognozės nustatytos ekonometriniame modelyje taikant SUSA programų paketo sugeneruotus ekonometrinio modelio parametrų (BVP augimo tempų, kainų augimo, kainų ir pajamų elastingumo ir taupymo potencialo) atsitiktinius rinkinius. Siekiant susiaurinti neapibrėžtumo zoną, šiame darbe buvo nuspręsta iš gautų prognozių analizuoti tik tas, kurios pakliūna į diapazoną, apimantį 20% didesnes ir 20% mažesnes už pagrindinio scenarijaus medianą, kuri atitinka vidutines tikėtinas analizuotų parametrų reikšmes. Gautų rezultatų analizė taip pat parodė, kad iš visų analizuotų 93 įvesties duomenų kombinacijas atitinkančių rinkinių per 70% energijos poreikių prognozių patenka į intervalą, kai prognozė yra 20% didesnė ar mažesnė nei vidurkis, atitinkantis visus analizuotus pradinių duomenų rinkinius. Jeigu šį intervalą laikytume tikėtina prognozes paklaida, kurią lemia energijos poreikiams didelės įtakos turinčių veiksnių neapibrėžtumas, tai į šią zoną vidutinėje ir tolimoje perspektyvoje gerai „įsirašo“ studijos [32] ir šiuo metu rengiamoje Baltijos šalių energetikos sektoriaus plėtros studijoje [31] naudotas pagrindinis scenarijus, kurio prognozės gautos taikant MAED modelį ir šiek tiek skirtingas prielaidas bei modeliavimo principus. Tai iliustruoja 3.4 ir 3.7 pav. pateiktos galutinės energijos ir galutinių elektros energijos sąnaudų prognozės.

3.3.1 Galutinės energijos poreikiai Rengiant poreikių prognozes, naudota detali informacija apie BVP augimą, jo struktūrinius

pokyčius, energijos vartojimo ūkio šakose (pramonėje, statyboje, žemės ūkyje, transporte, namų ūkyje, prekybos ir aptarnavimo sektoriuje) pokyčius ir energijos vartojimo intensyvumo, detalizuoto pagal ūkio šakas, rodiklius 1990-2004 m.. Pagrindinius energijos sąnaudų ir energijos vartojimo efektyvumo pasikeitimus gerai apibūdina 3.3 ir 3. 4 lentelėse pateikti duomenys.

3.3 lentelė. Galutinės energijos sąnaudų pokyčiai, mln. tne

1990 1995 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Pramonė 3,181 0,976 0,792 0,759 0,751 0,857 0,909 0,930 Statyba 0,158 0,049 0,051 0,041 0,038 0,041 0,046 0,047 Žemes ūkis 0,798 0,204 0,113 0,099 0,100 0,109 0,103 0,105 Transportas 1,994 1,039 1,175 1,056 1,149 1,195 1,221 1.340 Namų ūkis 1,844 1,641 1,416 1,341 1,373 1,377 1,383 1,367 Paslaugos ir kita veikla 1,715 0,691 0,532 0,470 0,472 0,488 0,524 0,552 Viso 9,689 4,600 4,078 3,767 3,884 4,067 4,186 4,341

44

3.4 lentelė. Galutinės energijos intensyvumo pokyčiai, tne/mln. sukurto BVP

1990 1995 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Pramonė 132,5 110,7 76,8 69,9 60,6 66,0 60,4 55,9 Statyba 22,5 16,9 15,6 15,0 12,9 12,6 11,3 11,0 Žemes ūkis 162,7 59,7 33,9 27,7 29,4 29,6 25,8 26,5 Transportas 31,2 28,0 26,8 23,0 23,6 22,9 21.2 21,8 Namų ūkis 28,8 44,2 32,3 29,3 28,1 26,4 24,0 22,2 Paslaugos ir kita veikla 61,2 31,5 19,8 16,4 15,7 15,7 15,2 15,0 Viso 151,5 124,0 93,1 88,2 79.6 78,1 72,7 70,5

Prognozuojami galutinės energijos poreikiai, nustatyti pagal aprašytą metodologiją, pateikti 3.5 lentelėje. Energijos poreikių augimo tendencijas pagal labiausiai tikėtiną scenarijų ir jų neapibrėžtumo zoną iliustruoja 3.4 pav. Visais šiais atvejais buvo įvertintas energijos taupymo potencialas ūkio šakose, atsižvelgiant į numatomą energijos taupymo potencialą 2006 m. parengtoje Nacionalinėje energijos vartojimo efektyvumo didinimo programoje. Taikant numatytas prielaidas apie visų energijos poreikiams įtakos turinčių parametrų neapibrėžtumą, nustatyta, kad galutinės energijos poreikiai vidutiniškai galėtų augti 2,6%. Šie poreikiai, atitinkantys labiausiai tikėtiną jų augimo trajektoriją, detalizuoti pagal ūkio šakas (3.6 lentelė). Bendras energijos vartojimo efektyvumo padidėjimas nustatytas pagal energijos intensyvumo, t.y. galutinės energijos, suvartotos BVP vienetui, sumažėjimą. Per prognozuojamą laikotarpį galutinės energijos intensyvumas sumažės 48%, o lyginant su 1990 m. beveik 3,2 karto.

3.5 lentelė. Galutinės energijos poreikiai, mln. tne

Metai Apatinė riba Labiausiai tikėt. scenarijus Viršutinė riba 2004 4,341 4,341 4,341 2010 4,765 5,042 5,330 2015 5,150 5,724 6,325 2020 5,566 6,510 7,506 2025 6,015 7,419 8,907

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2004 2009 2014 2019 2024

Mln

. tne

Apatinė riba Tikėtinas aug. Viršutinė riba Pagr. scenarijus, NES

3.4 paveikslas. Galutinės energijos poreikių prognozė

45

3.6 lentelė. Galutinės energijos poreikiai, detalizuoti pagal ūkio šakas, mln. tne

2004 2010 2015 2020 2025 Pramonė 0,930 1,126 1,323 1,550 1,826 Statyba 0,047 0,056 0,066 0,080 0.095 Žemes ūkis 0,105 0,123 0,143 0,167 0,196 Transportas 1,340 1,582 1,789 2,032 2,306 Namų ūkis 1,367 1,494 1,631 1,782 1,946 Paslaugos ir kita veikla 0,552 0,661 0,771 0,899 1,050 Viso 4,341 5,042 5,724 6,510 7,419

Per prognozuojamąjį laikotarpį sparčiausiai (3,3%) augs energijos poreikiai pramonėje, kurios dalis galutinių energijos sąnaudų struktūroje padidės nuo 21,6% 2004 m. iki 24,6% 2025 m., o lėčiausiai (vidutiniškai 1,8% per metus) namų ūkiuose, o jų dalis atitinkamai sumažės nuo 30,8% 2004 m. iki 26,3% 2025 m.

3.3.2 Elektros energijos poreikiai Elektros energijos sąnaudos ūkio šakose 1990-2000 m. laikotarpiu sumažėjo mažiau nei visų

kitų rūšių energijos sąnaudos, nuo 2000 m., prasidėjus spartesniam ekonomikos augimui augo sparčiausiai (tai iliustruoja 2 skyriuje pateiktas 2.4 pav.). Tačiau pagal lyginamąjį elektros suvartojimą vienam gyventojui Lietuva vis dar labai atsilieka nuo išsivysčiusių Europos Sąjungos ir net nuo daugumos Centrinės ir Rytų Europos šalių (3.5 pav.). 2002 m. vienam Lietuvos gyventojui elektros energijos teko 2,4 karto mažiau nei vidutiniškai Europos Sąjungos šalyse. Preliminariais duomenimis 2005 m. Lietuvoje vienam gyventojui teko 3092 kWh elektros energijos ir skirtumas nuo kaimyninės Lenkijos ženkliai sumažėjo, bet vidutiniškai ES šalyse šis lyginamasis rodiklis išlieka apie du kartus didesnis. Todėl realu, kad ir Lietuvos ūkio modernizavimas sąlygos spartų elektros energijos suvartojimo augimą.

67196441

58905049

48383828

35453217

22682070

2828

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

ES-15

Slovėnija

Čekija

Slovakija

Estija

Bulgarija

Vengrija

Lenkija

Lietuva

Latvija

Rumunija

kWh/gyventojui

3.5 paveikslas. Elektros energijos sąnaudos vienam gyventojui 2002 m.

Per pastaruosius keletą metų įvyko reikšmingi pasikeitimai elektros energijos sąnaudų struktūroje. Kaip matyti iš 3.6 pav. pateiktų duomenų, Lietuvos elektros sąnaudų struktūroje

46

ženkliai padidėjo galutinių elektros energijos sąnaudų dalis, o atitinkamai sumažėjo Kruonio hidroakumuliacinės elektrinės ir elektrinių savųjų reikmių dalis. Ši tendencija turėtų išsilaikyti ilgesnį laiką ir iki prognozuojamojo laikotarpio pabaigos elektros, suvartojamos tiesiogiai ūkio šakose, augimo tempai išliks spartesni nei energetikos sektoriaus įmonėse.

90.5

68.075.3

1.2

5.9

6.4

1.9

2.4

2.1

1.48.4

5.14.9

11.1

15.3

60

65

70

75

80

85

90

95

100

ES-2003 Lietuva-2003 Lietuva-2005

%

Galutinės sąnaudos Naftos perdirb. Energetikos sektorius El. savos reikmės HAE

3.6 paveikslas. Elektros energijos sąnaudų struktūros pokyčiai

Prognozuojant energijos poreikius viena iš pagrindinių prielaidų buvo ta, kad elektros

energijos dalis galutinės energijos struktūroje didės visuose scenarijuose ir visose ūkio šakose. Remiantis labiausiai tikėtino scenarijaus prognozėmis, elektros energijos sąnaudos ūkio šakose kasmet vidutiniškai padidėtų 3,7% arba 2,5 karto iki 2025 m.. Taikant neapibrėžtumų analizės metodologiją, nustatyta, kad šio scenarijaus prognozes tikslinga apibūdinti diapazonu, kurio apatinės ribos atveju galutiniai elektros energijos poreikiai kasmet augtų 2,65%, o viršutinės ribos atveju – 4,5%. Jei pasiteisintų 3.7 lentelėje pateiktos elektros energijos poreikių prognozės, 2025 m. Lietuvos ūkio šakose būtų suvartojama 16,32 TWh, o suminė grynoji Lietuvos elektrinių gamyba (bendroji gamyba be elektrinių savųjų reikmių) 19,51 TWh. Šiuo atveju elektros energijos sąnaudos vienam gyventojui būtų apie 6000 kWh, t.y. artimos dabartiniam ES-25 šalių vidurkiui. Jei poreikių augimas atitiktų viršutinės ribos prognozes, 2025 m. Lietuvoje elektros sąnaudos, tenkančios vienam gyventojui būtų apie 7160 kWh ir pagal šį rodiklį Lietuva lenktų Airiją, Daniją, Vokietiją ir kitas išsivysčiusias Europos Sąjungos šalis.

3.7 lentelė. Galutinės elektros energijos poreikių prognozė, TWh

Metai Apatinė riba Labiausiai tikėt. scenarijus Viršutinė riba 2004 7,65 7,65 7,65 2010 8.95 9,48 9,95 2015 10,20 11,36 12,39 2020 11,63 13,61 15,42 2025 13,25 16,32 19,20

Įgyvendinus elektros energiją taupančias priemones 2004 7,65 7,65 7,65 2010 8.40 8,89 9,39 2015 9,08 10,09 11,15 2020 9,81 11,47 13,23 2025 10,60 13,07 15,70

47

5

7

9

11

13

15

17

19

21

2004 2009 2014 2019 2024

TWh

Apatinė riba Tikėtinas aug. Viršutinė riba Pagr. scenarijus, NES

3.7 paveikslas. Galutinių elektros energijos sąnaudų prognozė

Elektros energijos poreikių ūkio šakose prognozė labiausiai tikėtino scenarijaus atveju pateikti 3.8 lentelėje ir 3.8 paveiksle. Didžiausias elektros energijos suvartojimo augimas laukiamas pramonėje, namų ūkyje ir prekybos bei aptarnavimo sektoriuje. Rengiant elektros energijos grynosios gamybos prognozes, įvertinta ne tik elektros suvartojimo ūkio šakose raida, bet ir elektros poreikiai energetikos sektoriuje (naftos perdirbimo įmonės, naftos ir dujų transportavimo, šilumos gamybos katilinėse ir kitos reikmės), o taip pat elektros perdavimo ir paskirstymo nuostoliai.

3.8 lentelė. Elektros energijos poreikių ūkio šakose prognozė (tikėtinas poreikių augimas), TWh

2004 2010 2015 2020 2025 Pramonė 2,63 3,30 3,98 4,80 5,79 Statyba 0,11 0,13 0,15 0,17 0.20 Žemes ūkis 0,18 0,23 0,28 0,35 0,42 Transportas 0,09 0,12 0,14 0,17 0,21 Namų ūkis 2,07 2,58 3,11 3,75 4,52 Paslaugos ir kita veikla 2,57 3,14 3,71 4,38 5,18 Energetikos sektorius 0,87 0,94 0,99 1,04 1,09 Nuostoliai tinkluose 1,27 1,44 1,61 1,82 2,09 Grynoji gamyba 9,79 11,88 13,97 16,49 19,51

48

0

5

10

15

20

25

2004 2009 2014 2019 2024

TWh

Pramonė Statyba Žemės ūkisTransportas Namų ūkiai Prekyba ir aptarnavimasEnergetikos sektorius Nuostoliai

3.8 paveikslas. Grynosios gamybos prognozė (tikėtinas scenarijus)

Didelę reikšmę energijos poreikių augimui turi taupymo efektas, kuris gali būti pasiektas diegiant visose ūkio šakose naujausius elektros prietaisus, o pramonėje, statyboje ir žemės ūkyje ir vykstant struktūriniams pokyčiams. Atliekant energijos poreikių prognozių nustatyta, kad prognozuojamojo laikotarpio pabaigoje, įdiegus realiai tikėtinas elektros energiją taupančias technologijas ir kitas priemones, galutinės elektros energijos sąnaudos, kaip matyti iš 3.7 lentelės, būtų apie 20% mažesni.

4. ENERGETIKOS SEKTORIAUS MODELIAVIMO PRINCIPAI IR PRIELAIDOS

4.1. Matematinio modelio apžvalga

Lietuvos energetikos sektoriaus raidos analizė vykdoma naudojantis matematiniu modeliu, kurio struktūrinė schema pateikta 4.1 pav.

Energetiniai ryšiaitarp Estijos ir Lietuvos

Detalus Lietuvos energetikos

sistemos modelis

Energetiniai ryšiaitarp Latvijos ir Lietuvos

Ryšis tarp Estijos ir trečiųjų

šalių

Ryšis tarp Lietuvos ir

trečiųjų šalių

Ryšis tarp Latvijos ir

trečiųjų šalių

Detalus Estijos energetikossistemos modelis

Detalus Latvijos energetikossistemos modelis

TrečiosiosŠalys

(Rusija, Baltarusija,

Lenkija, Skandinavi-jos ir kitos

šalys)

Ryšistarp

Estijos ir

Latvijos




sistemos modelis


sistemos modelis




šalių


šalių


trečiųjų šalių


trečiųjų šalių


trečiųjų šalių


trečiųjų šalių

Detalus Estijos energetikossistemos modelis

Detalus Latvijos energetikossistemos modelis

TrečiosiosŠalys

(Rusija, Baltarusija,

Lenkija, Skandinavi-jos ir kitos

šalys)

Ryšistarp

Estijos ir

Latvijos

Ryšistarp

Estijos ir

Latvijos

4.1 paveikslas. Energetikos sektoriaus optimizacinio matematinio modelio struktūra

Kadangi Lietuvos energetikos sektorius yra smarkiai priklausomas nuo kaimyninių šalių energetikos sistemų matematiniame modelyje detaliai aprašoma Lietuvos, Latvijos ir Estijos energetikos sistemos su jų tarpusavio ryšiais. Ryšius tarp atskirų šalių energetikos sistemų modeliuoja galimi elektros energijos ir atskirų kuro rūšių mainai, kuriuos sąlygoja energetikos sistemų darbo režimai, tinklų pralaidumo galimybės, esami kuro ir energijos ištekliai bei kaštai. Baltijos šalių energetikos sistemų ryšiai su trečiųjų šalių energetikos sistemomis modeliuojami nurodant kuro bei elektros energijos importo/eksporto galimybes – kainas ir kiekius. Atskirų rūšių kuro importo/eksporto galimybės vertinamos nedetalizuojant konkrečių šalių. Čia iš esmės apsiribojama tarptautinėje rinkoje prognozuojamų kuro kainų uždavimu, o kuro kiekiai

nereglamentuojami. Elektros energijos mainams atskirai vertinamos Rusijos, Lenkijos ir Skandinavijos šalių elektros energijos rinkos, kiekvienai rinkai užduodant prognozuojamas elektros energijos kainas, diferencijuotas sezonų ir paros bėgyje bei ryšių pralaidumo galimybes. Nagrinėjamų šalių energetikos sistemų ryšiai yra apibendrinti 4.2 ir 4.3 pav.

Dujos Dujos Elektra Nesieringas mazutas

Skalūnų alyva Sieringas mazutasLengvieji distiliatai

Vidutinieji distiliataiKiti naftos produktai

Suskystintos naftos dujosElektra

Kiti naftos produktaiSuskystintos naftos dujos

Skalūnų alyva

Latv

ija

Estij

a

Nesieringas mazutas

Liet

uva

Sieringas mazutasLengvieji distiliatai

Vidutinieji distiliatai

4.2 paveikslas. Ryšiai tarp Baltijos šalių energetikos sistemų

Duj

osN

esie

ringa

s maz

utas

Sier

inga

s maz

utas

Leng

viej

i dis

tilia

tai

Vid

utin

ieji

dist

iliat

aiK

iti n

afto

s pro

dukt

aiSu

sk. N

afto

s duj

osA

nglis

Dur

pių

brik

etai

Med

ieno

s brik

etai

Elek

tra

Duj

osN

esie

ringa

s maz

utas

Sier

inga

s maz

utas

Leng

viej

i dis

tilia

tai

Vid

utin

ieji

dist

iliat

aiK

iti n

afto

s pro

dukt

aiSu

sk. N

afto

s duj

osA

nglis

Dur

pių

brik

etai

Med

ieno

s brik

etai

Elek

tra

Duj

osN

afta

NPG

prie

dai

Nes

ierin

gas m

azut

asSi

erin

gas m

azut

asLe

ngvi

eji d

istil

iata

iV

idut

inie

ji di

stili

atai

Kiti

naf

tos p

rodu

ktai

Susk

. Naf

tos d

ujos

Ang

lisO

rimul

sija

Dur

pės

Med

ieno

s brik

etai

Elek

tra

Trečiosios šalys

Estija Latvija Lietuva

4.3 paveikslas. Baltijos šalių energetikos sistemų ryšiai su trečiųjų šalių energetikos sistemomis

Lietuvos (taip pat ir Latvijos bei Estijos) energetikos sistemų matematiniai modeliai apima visą šalies energetikos sektorių, pradedant nuo atskirų kuro rūšių importo ar gavybos ir baigiant atskirų kuro ir energijos rūšių galutiniu suvartojimu. Lietuvos energetikos sektoriaus matematinio modelio struktūra yra pateikta 4.4 pav. Kitų Baltijos šalių energetikos sektorių matematinių modelių struktūra yra labai panaši į Lietuvos energetikos sektoriaus modelio struktūrą.

Elektros energijosir šilumos

gamybos irtiekimosistema

Galuti-niai

energijosporeikiai

Kitokuro

tiekimosistema

Dujųtiekimosistema

Naftostiekimosistema

Naftos produktai

Naftos produkt.

Dujos

Dujos

Kiti kurai

Kiti kurai

Elektra

Šiluma

Elektros importas

Elektros energijosir šilumos

gamybos irtiekimosistema

Galuti-niai

energijosporeikiai

Kitokuro

tiekimosistema

Dujųtiekimosistema

Naftostiekimosistema

Naftos produktai

Naftos produkt.

Dujos

Dujos

Kiti kurai

Kiti kurai

Elektra

Šiluma

Elektros importas

4.4 paveikslas. Lietuvos energetikos sektoriaus modelio struktūra

Galutiniai energijos poreikiai atitinka labiausiai tikėtinus atskirų šalių poreikius. Lietuvai galutiniai kuro ir energijos poreikiai atitinka Nacionalinėje energetikos strategijoje pateikto pagrindinio scenarijaus poreikiams.

Matematinis modelis yra realizuotas MESSAGE programinės įrangos bazėje. Energetikos sistema vaizduojama orientuoto grafo pagalba. Grafo šakos atitinka atskiras energetikos sistemoje esamas ar potencialiai galimas technologijas, o mazgai atskirų kuro ar energijos rūšių balansus atskirose energetikos sistemos vietose. Sukurtas matematinis modelis gali būti charakterizuojamas taip:

• tai modelis, skirtas energetikos strategijos planavimui ilgoje laiko perspektyvoje, kurioje gali būti numatomas technologinis progresas;

• tai yra energijos tiekimo ir vartojimo modelis, apimantis pirminės energijos importo, transformavimo ir vartojimo sritis, energijos vartojimą mažinančias priemones bei įtakos gamtinei aplinkai įvertinimą kenksmingų medžiagų išmetimo prasme;

• modelis dirba arba esant užduotiems naudingai suvartojamos energijos poreikiams, arba ieško pusiausvyros tarp gamybos ir vartojimo, kurio apimtys savo ruožtu priklauso nuo energijos tiekimo kaštų;

• tai optimizacinis energijos tiekimo ir vartojimo modelis, iš duotų alternatyvių technologijų aibės tam tikro kriterijaus atžvilgiu parenkantis viso energetikos ūkio atžvilgiu efektyviausių technologijų, susijusių su energijos importu, transformavimu, transportavimu ir vartojimu kombinaciją, užtikrinančią optimalų energijos poreikių ir tiekimo balansą;

• tai dinaminis modelis, energetikos vystymą modeliuojantis keletą tarpusavyje susijusių laiko tarpų;

• modelyje naudojamas matematinis metodas – tiesinis programavimas.

Energetikos sektoriaus MESSAGE modelyje išskiriami tam tikri energijos lygiai (naudinga, galutinė, antrinė, pirminė energija, resursai ir kita), savo ruožtu kiekviename energijos lygyje naudojamos įvairios kuro ir energijos rūšys (elektra, šiluma, garas, įvairios kuro rūšys ir kt.). Tiek energijos lygiai, tiek kuro ar energijos rūšys parenkamos laisvai, priklausomai nuo uždavinio specifikos ir tikslų. Energijos grandinę nuo resursų iki galutinio suvartojimo sudaro “technologijos”, įjungtos tarp atskirų kuro ar energijos rūšių, esančių skirtinguose energijos lygiuose. Šios “technologijos”, jungiančios energijos lygius, charakterizuoja įvairius energijos transportavimo, konvertavimo, perdavimo ir kt. procesus (pvz., elektros energijos gamybą konkrečioje elektrinėje, energijos transportą iš vieno energetinės sistemos taško į kitą ir t.t.), o lygiai atitinka resursų ar vartojimo taškus. Energetikos sistemoje vykstantys procesai ir tarpusavio ryšiai tarp atskirų sistemą charakterizuojančių faktorių aprašomi tiesinėmis lygtimis visose energijos srauto grandyse, pradedant nuo pirminių energijos išteklių importo ir baigiant naudingu energijos suvartojimu.

Analogiškos energijos gavybos, transformavimo ir transportavimo technologijos modelyje yra agreguojamos. Agregavimas vykdomas atsižvelgiant į techninius–ekonominius parametrus, geografinę padėtį, į teršalų išmetimo lygį bei kitus aspektus.

Teršalų išmetimas į aplinką modeliuojamas proporcingai energijos srautui kiekviename energijos transformavimo procese ir priklauso nuo kuro rūšies (dėl SO2 ir kietų dalelių), o taip pat nuo kuro deginimo technologijos (NOx atveju). Teršalų išmetimai modeliuojami kiekvienai technologijai ir kiekvienai kuro rūšiai užduodant lyginamuosius teršalų išmetimo rodiklius. Gali būti modeliuojamos teršalų išmetimus mažinančios technologijos, kurios nuosekliai įjungiamos į energijos gamybos grandines. Tai atliekama lyginamųjų teršalų absorbcijos koeficientų pagalba.

Kiekviena technologija yra charakterizuojama daugybe parametrų (lyginamieji kapitaliniai įdėjimai, kintamosios ir pastoviosios eksploatacinės išlaidos, naudingumo koeficientas, tarnavimo laikas, prastovos remontuose, statybos trukmė ir t.t.), kurie patalpinami modelio duomenų bazėje. Pagal pateiktus technologijų duomenis specialus matricų generatorius formuoja energetikos sistemos matematinį modelį, kaip tiesinio programavimo uždavinį.

Modelio optimizacinis kriterijus arba tikslo funkcija yra energetikos sistemos darbo ir vystymo kaštų minimizavimas per nagrinėjamąjį laikotarpį. Taip pat galima įvertinti ir kitus optimizavimo kriterijus, tokius kaip teršalų išmetimų minimizavimas ir pan. (atskirai arba naudojant daugiakriterinį optimizavimą).

Glaustai apibūdinsime matematinį MESSAGE modelį, kurio pagrindines lygtis, priklausomai nuo pradinių duomenų, sudaro matricos generatorius. Pagrindiniai modelio kintamieji gali būti grupuojami į tris kategorijas:

• energijos ir produktų srautai;

• technologijų galios;

• talpos, kuriose gali būti kaupiamas kuras.

Pagrindinės modelio lygtys grupuojamos į šias kategorijas:

• energijos ar produktų srauto balansai visuose energetikos sistemos tinklinio grafo mazguose;

• suminiai ar lyginamieji apribojimai kintamiesiems metų ar atskirų laiko periodų bėgyje;

• dinaminiai apribojimai, susiejantys energijos srautus ar galias t ir t–1 metuose;

• Lygtys atskirų faktorių apskaitai (kuro suvartojimui, energijos gamybai, emisijoms ir t.t.).

Prie pagrindinių lygčių priskiriamos:

1. Energijos balanso lygtis mazge, į kurį technologijos p, priklausančios aibei P, tiekia energiją, o technologijos q, priklausančios aibei Q, vartoja energiją:

∑∑ ≥q

qtptp

pt XX η

čia: Xpt – įėjimas į technologiją p⊂ P laiko periodu t; ηpt – technologijos p naudingumo koeficientas laiko periodu t;

Xqt – įėjimas į technologiją q⊂ Q laiko periodu t.

2. Poreikių patenkinimo lygtys:

;tptp

pt DX ≥∑ η

čia Dt – tam tikros rūšies kuro ar energijos poreikiai laiko periodu t.

3. Resursų išgavimo lygtys:

;rRt e

tet ≤∂∑∑

čia: Ret – tam tikros kuro ar energijos rūšies išgavimas laiko periodu t, taikant technologiją e;

∂t – metų skaičius laiko periodu t;

r – suminiai disponuojami tam tikros rūšies kuro ar energijos rūšies ištekliai.

4. Energijos ir galios sąryšio lygtys:

);(1

1

1

1∑∑−

=

+−

=

− Υ+Υ−Υ∋⋅∏≤t

p

t

ppoptptptptXτ

ττ

τη

čia: Πpt –technologijos p instaliuotos galios išnaudojimo koeficientas t–uoju laiko periodu;

∋pt – technologijos p darbo laiko išnaudojimo koeficientas t– uoju laiko periodu;

Ypo – technologijos p galia baziniais metais;

Y–pτ, Y+

pτ – atitinkamai technologijos p galios išvedimas ir įvedimas į eksploataciją τ– uoju laiko periodu.

5. Technologijos įsiskverbimas į rinką:

ptptptptt

ptptpt SXX ;11 ηηγη δ +≤ −− čia: Xpt ηpt – išėjimas (gamyba) iš technologijos p t– uoju laiko periodu;

γδtpt – maksimalus gamybos augimas tarp t–1 ir t–ojo laiko periodo;

Spt ηpt – startinė naujos technologijos p gamyba.

6. Tikslo funkcija:

));((11

++

==

Υ+Υ+= ∑∑ ptptptptptpt

P

ppt

T

tt CICFXCVPWFF η

čia: PWFt – diskontavimo koeficientas;

CVpt – technologijos p kintamieji eksploatavimo kaštai laiko periodu t;

CFpt – technologijos p pastovieji eksploatavimo kaštai t–ajame laiko periodu;

CIpt – investicijos į p–ąją technologiją t–ajame laiko periodu;

T – analizuojamų laiko periodų (metų) skaičius;

P – technologijų skaičius.

Atitinkamai sudarius šalies energetikos sektoriaus modelio tinklinio grafo schemą galima įvertinti įvairius ES ir Lietuvos Respublikos teisės aktuose numatytus reikalavimus, taip pat nustatyti tų reikalavimų daromą įtaką šalies perspektyviniam kuro ir energijos balansui bei energetikos sektoriaus plėtros ir funkcionavimo kaštams.

4.2. Naftos tiekimo sistema

Energetikos sektoriaus modeliavimas naudojant MESSAGE modelį turi būti atliekamas tam tikra seka. Pirmiausia kiekvienam energijos lygiui turi būti tiksliai nustatyti visi analizuojami energijos lygiai ir kuro ar energijos rūšys. Energijos lygis gali būti apibrėžiamas toliais lygiais, kaip: naudinga, galutinė, pirminė ir antrinė energija. Modeliuotojas savo nuožiūra gali pasirinkti lygius, kurie tiksliausiai apibūdintų sistemą. Priklausomai nuo sistemos sudėtingumo ir užduočių nagrinėjimo apimties, galėtų būti analizuojamos tokios energijos išteklių rūšys: anglys, nafta, naftos produktai, elektros energija, šiluma ir kt. Technologijos gali atvaizduoti dvejopą procesą, t.y. pirmu atveju – vienos kuro rūšies ar energijos virsmą kita arba antru atveju – vienos kuro rūšies ar energijos perdavimą iš vienos sistemos į kitą. Taigi, kiekviena technologija suriša keletą kuro ar energijos rūšių viena su kita skirtinguose arba tuose pačiuose energijos lygiuose.

4.5 pav. pavaizduota Lietuvos naftos ir naftos produktų sistema, taikant MESSAGE matematinį modelį. Visų pirma ši sistema atvaizduoja naftos importą, gaunamą iš Rusijos (crud–imp–rus) ir naftos gavybą Lietuvoje (own–crud–extr). Šiuo atveju modelyje analizuojama tik ta išgaunamos naftos dalis, kurią perdirba Mažeikių NPG. Šiuo atveju nebuvo analizuojama eksportui išgaunama nafta, kadangi ji neturi įtakos likusios sistemos dalies pokyčiui. Todėl naftos gavybos limitai atitinka papildomo jos išgavimo galimybę, tačiau priimta, kad vietinės naftos gavybos kaina yra lygi jos eksporto kainai, nes didžioji dalis šios naftos eksportuojama. Be to, papildomai buvo numatyta galimybė importuoti vidutinę (mcrud–imp–west) ir šviesiąją naftą (lcrud–imp–west) per Baltijos jūrą, ją iškraunant Būtingės naftos terminale. Buvo priimta prielaida, kad šviesiosios ir vidutinės naftos iškrovimo kaina Būtingės terminale siekia 7 dol/t arba 4,84 dol/MWmet. Be to, iki šiol šviesiosios ir vidutinės naftos importo pasirinkimo laikas nebuvo modeliuojamas, kadangi nėra duomenų apie galimą naftos produktų struktūrą perdirbant Mažeikių NPG šviesiąją ir vidutinę naftą.

Be importo ir vietinės naftos išgavimo, Lietuva dar turi galimybę importuoti naftos produktus per Klaipėdos terminalą ar geležinkeliu. Kintami technologijų kaštai, atspindintys naftos ir naftos produktų kainas ant Lietuvos sienos, yra pateikti 5 skyriuje (5.5 lentelė). Kintamieji naftos išgavimo kaštai, kaip jau buvo minėta aukščiau, atitinka naftos eksporto kainas. Šios kainos įvairiuose scenarijuose yra skirtingos.

Naftos importo iš Rusijos apimtis riboja dujotiekių pralaidumas – iki 16 mln. tonų (21238 MWmet). Kitų naftos produktų importo apimtis nėra apribota.

Vietinė nafta į Mažeikių NPG gali būti transportuojama autocisternomis (own–crud–trans). Buvo priimta prielaida, kad transporto išlaidos kintamųjų kaštų dalyje sudaro 10 dol/t arba 6,92 dol/kWmet. Mažeikių NPG buvo modeliuojama naudojant dvi naftos tiekimo alternatyvas – viena naftai, gaunamai iš Rusijos (atm–dist–crud), o kita – Lietuvoje išgaunamai naftai (atm–dist–own).

Faktiškai modeliuojama tik viena technologija, tačiau aiškumo dėlei 4.5 pav. yra vaizduojamos dvi technologijos. Naftos perdirbimo gamyklai tiekiamų produktų struktūra modeliuojama naudojant šios gamyklos veiklos rezultatais 2000 m. Ši informacija pateikta 4.1 lentelėje.

4.5 paveikslas. Naftos ir naftos produktų tiekimo sistema

4.1 lentelė. Naftos perdirbimo gamyklos modeliavimas taikant MESSAGE modelį

Baziniais metais Perspektyvinis laikotarpis Naudojami

produktai

Kiekis, tūkst. tne

Struk–tūra

Gaminami produktai Kiekis,

tūkst. tne

Struktūra Kiekis, tūkst. tne

Struktūra

Nafta 4659,4 0,8680 Suskystintos naftos dujos

250,9 0,0467 260,8 0,0527

Priedai (gamtiniai dujų kondensatai, naftos įmonių žaliava, perdirbimo pusgaminiai, kuro priedai)

311,5 0,0580 Mazutas 895 0,1667 941,6 0,1903

Elektra 43 0,0080 Vidutiniai distiliatai

1219,3 0,2271 1334,2 0,2696

Šiluma 28,55 0,0053 Naftos perdirbimo dujos

140,7 0,0262 140,7 0,0284

Kuras 325,6 0,0607 Kt. naftos produk.

185,4 0,0345 184,4 0,0373

Šviesūs distiliatai

1999,5 0,3725 2086,8 0,4217

Kaip matyti iš pateiktų duomenų, kuro balanse įvertintos sąnaudos jūriniam bunkeriavimui ir likučių pasikeitimas. Minėti ypatumai šioje matematinio modelio versijoje nėra detaliai modeliuoti, tačiau naftos produktų balansas baziniais metais yra gautas koreguojant gamyklos gamybą. Tokiu būdu gamyba baziniais metais apima:

• naftos produktų gamybą,

• regeneruotus produktus,

• reklasifikavimą,

• jūrinį bunkeriavimą ir

• likučių pasikeitimą.

Perspektyviniam laikotarpiui gamyklos gamyba charakterizuojama:

• naftos produktų gamyba,

• regeneruotais produktais,

• reklasifikavimu.

Dėl šios priežasties naftos perdirbimo gamyklos produkcija modeliuojama nevienodai baziniams metams ir perspektyviniam laikotarpiui. Pagamintų naftos produktų struktūra yra skirtinga, kai Mažeikių NPG perdirbama nafta, išgauta Lietuvoje, ir kai perdirbama nafta, importuojama iš Rusijos. Tačiau lietuviškos naftos apimtys, lyginant su perdirbamos rusiškos naftos apimtimis, yra labai mažos. Be to, nėra oficialios informacijos apie produktų, gautų perdirbant lietuvišką naftą, struktūrą. Žinant tai, MESSAGE modelyje priimta, kad gaunamų produktų struktūra perdirbant lietuvišką ir iš Rusijos importuojamą naftą yra ta pati. Skiriasi tik tai, kad perdirbant rusišką naftą gaunamas sieringas mazutas, o iš Lietuvoje išgaunamos naftos pagaminamas žemo sieringumo mazutas.

Gamybos kaštai visai pagrindinei produkcijai sudaro 24 dol /t ne [26, 52] arba 323 dol/kWmet. Gamyklos pajėgumas yra 15 mln. t naftos per metus [25]. Turint omenyje, kad pateiktame perdirbimo technologijos modelyje nafta ir visi jos priedai sudaro 92,6% nuo bendro žaliavų kiekio, o pagrindiniam produktui (šiuo atveju suskystintoms naftos dujoms) bendroje gamybos struktūroje tenka 0,0486, tai gamyklos pajėgumas, atitinkantis šio produkto gamybą, sudaro 1045 MW.

Dvi technologijos refin–fuel ir ref–own–fuel naudojamos modeliuojant kurą savoms reikmėms. Taikant pirmąją technologiją paruošiamas kuro mišinys, kuris naudojamas gamykloje. Paprastai gamyboje yra naudojamos nesuskystintos naftos dujos ir mazutas. Tačiau praktiškai visos gamykloje esančios kuro produktų rūšys gali būti naudojamos priklausomai nuo situacijos rinkoje ir ekonominių veiksnių. Refin–fuel technologija modeliuoja šią savybę. Technologija ref–own–fuel tiktai susieja iš refin–fuel technologijos gautus produktus su gamyklai atm–dist–patiektais ir kt.

Gamykloje, kaip naujovės įdiegimas, yra numatyta sieringo mazuto nusierinimo galimybė. Buvo priimta, kad investicijos, skirtos nusierinimo įrenginiui, sudaro 106,7 dol/kW. Šis rezultatas gautas, naudojantis gamyklos pateiktais duomenimis (340 mln. dol, skirtų 2,5 mln. t galios nusierinimo įrenginiui) [53].

Ref–own–electr ir ref–own–he technologijos atitinkamai modeliuoja elektros ir šilumos sąnaudas gamyklos savoms reikmėms. Šiluma ir elektra iš esmės gaunama iš Mažeikių elektrinės. Dėl šios priežasties modelyje nėra transportavimo nuotolių ir kaštų.

Naftos produktų gabenimą geležinkelių transportu aprašomo tokios technologijos:

ldist–trans–train – šviesiųjų distiliatų transportavimas;

mdist–trans–train – vidutinių distiliatų transportavimas;

hfohsc–trans–train – sieringo mazuto transportavimas;

hfolsc–trans–train – mažai sieringo mazuto transportavimas;

otherop–trans–train – kitų naftos produktų transportavimas.

Transportavimo kaštai buvo įtraukti į kintamuosius kaštus ir sudarė 10 dol/t; šviesiems distiliatams jie atitinkamai sudarė 7,39 dol/kWmet., vidutiniams distiliatams – 7,42 dol/kWmet., sieringam mazutui – 7,85 USD/kWmet. ir kitiems naftos produktams – 7,53 dol/kWmet. Modelyje nebuvo numatyti jokie transportavimo apimčių ribojimai, kadangi nėra techninių apribojimų pervežimams Lietuvos geležinkeliu. Naudojant geležinkelių cisternas naftos produktų pervežimui, jie transportuojami nuo perdirbimo gamyklos iki naftos talpyklų, išsidėsčiusių įvairiose šalies vietose. Naftos produktai iš šių talpyklų vėliau gabenami sunkvežimiais iki paskirstymo vietų. Modeliavimas vykdomas, naudojant šias technologijas:

ldist–dist–truck – šviesiųjų distiliatų paskirstymas;

mdist–dist–truck – vidutinių distiliatų paskirstymas;

otherop–dist–truck – kitų naftos produktų paskirstymas.

Paskirstymo kaštai visiems naftos produktams sudarė 10 dol/t. Turint omenyje tai, kad naftos produktai skiriasi savo kaloringumu, jų paskirstymo kaštai MESSAGE matematiniame modelyje buvo paskaičiuoti taip:

Suskystintos naftos dujos – 7,24 dol/kWmet

Šviesieji distiliatai – 7,39 dol/kWmet

Vidutinieji distiliatai – 7,42 dol/kWmet

Kiti naftos produktai – 7,53 dol/kWmet

Hfohsc–to–pp ir hfolse technologijos naudojamos modeliuoti mazuto tiekimą šiluminėms elektrinėms. Šios technologijos neatspindi nei kaštų nei nuostolių.

Naftos produktų eksportą charakterizuoja tokios technologijos:

lpg–export – suskystinų naftos dujų eksportas;

ldist–export – šviesiųjų distiliatų eksportas;

mdist–export – vidutinių distiliatų eksportas;

hfohsc–export – mazuto eksportas;

otherop–export – kitų naftos produktų eksportas.

Skirtingi šių technologijų kaštai atspindi eksportuojamų naftos produktų kainas ir skirtumus tarp atskirų scenarijų. Šios kainos pateikiamos 5 skyriuje (5.6 lentelė). Norint įvertinti pajamas, gautas iš eksporto, modeliuojant priimta, kad eksporto išlaidos yra neigiamos.

Naftos produktų eksportas, ypač automobilių kuras, tikriausiai augs, kadangi pagrindinės pastangos modernizuojant Mažeikių NPG yra nukreiptos šviesiųjų naftos produktų kokybės gerinimui. Tutint omenyje šias pastangas, buvo padaryta prielaida, kad šviesiųjų ir vidutinių distiliatų eksportas kasmet didės 5%. Taip pat priimta, kad mazuto ir kitų naftos produktų eksporto galimybės kasmet didės 2%.

4.3. Dujų tiekimo sistema

MESSAGE modelyje naudojama dujų tiekimo sistema yra pateikta 4.6 pav. Modelyje naudojami trys alternatyvus dujų tiekimo šaltiniai:

4.6 paveikslas. Dujų tiekimo sistema

• Dujų tiekimas dujotiekiu iš Rusijos (technology gas_import_rus),

• Dujų importas iš dujų saugyklos Latvijoje (technology gas_latvia_stor),

• Dujų importas iš Vakarų Europos šalių (technology gas_import_west).

Trečioji pasirinkimo galimybė būtų reali tik nutiesus naują dujotiekį arba sujungus Baltijos dujų žiedą. Baltijos dujų žiedo variantas iki šiol tik svarstomas, tačiau realios pažangos šiuo klausimu nėra. Šio projekto įgyvendinimas pareikalautų daug laiko ir atliktoje analizėje buvo priimta, kad dujas tiekti iš Vakarų Europos šalių bus galima tik po 2015 metų.

Dujų importo technologijų kintamieji kaštai yra tolygūs dujų kainai, kas pateikta 5 skyriuje (5.5 lentelė). Tačiau skirtinguose scenarijuose jie skiriasi. Dujų importo apimtys iš Rusijos nėra ribojamos, kadangi Lietuvos dujotiekių pralaidumas buvo projektuotas 12 mlrd. m3, o dabar jis tesiekia tik apie 2 mlrd. m3. Tačiau sezoniniai dujų importo nukrypimai gali būti ribojami limitais, kuriuos nustato Rusijoje dujas išgaunančios verslovės.

Gas_latvia_st technologijos kintamieji kaštai įvertina ne tik dujų kainą, bet ir dujų saugyklos (9 dol./1000 m3) bei transportavimo 0,8–1,2 dol/1000 m3 kaštus [54]. Skaičiuojant dol/kWmet, šios sumos atitinkamai sudarytų 8,42 ir 0,93 dol/kWmet.

Gas_to_stor, gas_from_stor ir gas_storage_vask technologijos numato galimybę statyti naują požeminę dujų saugyklą Lietuvoje. Investicijų kaštai 1 mlrd. m3 apimties požeminei dujų saugyklai sudarytų 150 mln. dolerių arba 140 dol/kW. Dujų saugojimo kaina buvo paskaičiuota panašiai kaip ir dujų saugyklos (8 dol/kWmet.), esančios Latvijoje.

Byepass_gas_storage technologija modelyje leidžia ignoruoti dujų saugyklą. Šis apėjimas yra būtinas tam, kad dujų saugykla nebūtų statoma priverstinai, jei gamtinių dujų svyravimų požiūriu statyti saugyklą nebūtina, ir tam, kad pilnai veiktų dujų transportavimo grandinė, nestatant šios saugyklos. Ši technologija taip pat leidžia tiekti dujas tokiais kiekiais, kurie nėra būtini saugyklai.

Dujų tiekimas vartotojams Lietuvoje vykdomas aukšto, vidutinio ir žemo slėgio dujotiekiais. Kadangi atskiri vartotojai yra prijungti prie skirtingo slėgio dujotiekių, šie tinklai modeliuojami atskirai. Minėtieji tinklai modeliuojami pagal tokias technologijas:

gas_high_pres,

gas_midl_pres,

gas_low_pres.

Transportavimo kaštai skirtingo slėgio dujotiekiams yra apskaičiuoti remiantis Kainų komisijos pateiktais duomenimis [55]:

30,72 Lt/1000 m3 arba 7,19 dol/kWmet – aukšto slėgio dujotiekiams;

130,4 Lt/1000 m3 arba 30,51 dol/kWmet – vidutinio slėgio dujotiekiams.

Pastarasis skaičius atitinka dujų paskirstymo kainą vartotojams, kurie per metus suvartoja nuo 1 iki 5 mln. m3. Daroma prielaida, kad šie vartotojai yra prijungti prie vidutinio slėgio dujotiekių. Smulkiems vartotojams, suvartojantiems iki 800 m3dujų, dujų paskirstymo kaina siekia 420,51 Lt/1000 m3. Tariant, kad vidutinio ir žemo slėgio dujotiekiai dalyvauja dujų paskirstymo procese, dujų paskirstymo kaina naudojantiems tik žemo slėgio dujotiekius gali būti paskaičiuota kaip kainų skirtumas tarp šių dviejų paskirstymo kainų ir ji sudarytų 290,11 Lt/1000 m3 arba 67,87 dol/kWmet. Buvo priimta, kad ši kaina atitinka dujų paskirstymo kaštus žemo slėgio dujotiekiuose.

Gas_export technologija numatyta modeliuoti dujų eksportui į Kaliningrado sritį. Beje, analizės metu dujų eksportas į Kaliningrado sritį nebuvo akcentuojamas, kadangi dujotiekio pralaidumas yra pakankamas ir neturi įtakos kitiems vartotojams Lietuvoje.

Gas_to_expo technologija atspindi gamtinių dujų paskirstymą visoms esamoms elektrinėms ir katilinėms, o gas_to_newpp technologija modeliuoja visų naujų elektrinių prijungimą prie dujotiekių tuo atveju, kai dujotiekių išplėtimas nėra būtinas. Jeigu naujų elektrinių statyba yra susijusi su papildomų dujotiekių statyba, jie modeliuojami atskirai. Kaip pavyzdį pateiksime new_gaspipe_ign technologiją, kuri siejama su galimybe statyti naują kombinuoto ciklo dujų turbininę elektrinę Ignalinos AE aikštelėje ir atspindi naujo 70 km ilgio dujotiekio statybą. Šio vamzdyno statybos kaštai sudaro 80 mln. Lt. Turint omenyje, kad beveik pusė vamzdynų pajėgumų bus skirta naujom elektrinėm (likusioji dalis teks kitiems vartotojams), investicijų kaštai šiems vamzdynams sudaro 61 dol/kW. Panašiai new_gaspipe_ccgt technologija atspindi dujų tinklų išplėtimą ryšium su galima bet kurios naujo kombinuoto ciklo dujų turbinine elektrine, statomos atokiai nuo esamų aukšto slėgio dujotiekių. Investiciniai kaštai šiems naujiems dujotiekiams būtų panašūs kaip ir Ignalinos kombinuoto ciklo dujų turbininei elektrinei ir sudarytų apie 60 dol/kW.

Gas_to_smallchp technologija modeliuoja vidutinio slėgio dujų tinklų plėtra tuo atveju, jei naujos mažos galios kogeneracinės jėgainės bus statomos ateityje, o gas_netw_ext technologija modeliuoja vidutinio slėgio dujų tinklų plėtrą, jei vietoje esamų centralizuoto šilumos tiekimo sistemų būtų vystomos vietinio šildymo sistemos. Abiejose paminėtos technologijose įvertinti dujotiekių išplėtimo kaštai ir papildomi nuostoliai dujų tinkluose.

4.4. Kitų kuro rūšių tiekimo sistema

4.7 pav. parodyta kitų kuro rūšių tiekimo sistema. Kaip matyti, ši sistema apima anglių, rusvųjų anglių, medienos, medienos atliekų, medienos skiedrų, šiaudų, biodujų, durpių, orimulsijos ir urano importą, paruošimą, transportavimą ir paskirstymą vartotojams. Anglių, kokso ir rusvųjų anglių importas numatomas iš Rusijos, Lenkijos arba kitų šalių. Importuojamas kuras gali būti gabenamas geležinkelių transportu arba laivais. Kita veikla, susijusi su papildoma paslauga, būtų kuro iškrovimas iš tankerių ir jo pakrovimas į traukinių vagonus Klaipėdos jūrų uoste. Coal–unload–load, lignite–unload–load ir coke–unload–load technologijos yra susijusios su minėtais procesais.

4.7 paveikslas. Kitų kuro rūšių tiekimo sistema

Kintamieji importo technologijų kaštai įvertina skirtingų kuro rūšių kainas pasaulinėje rinkoje bei transporto kaštus iki Lietuvos sienos (5 skyrius 5.5 lent.). Kuro kainą elektrinėse parodo orimulsion_import ir uranium_import technologijų kintamieji kaštai (5 skyrius 5.5 lent.). Kuro iškrovimo/pakrovimo kaina Klaipėdos jūrų uoste sudaro 10 dol/t. Taigi, anglims ji sudarytų 12,56 dol/kWmet, rusvosioms anglims – 18,83 dol/kWmet, o koksui – 10,76 dol/kWmet.

Technologijos, atvaizduojančios medieną (wood_prepar), medienos skiedras (wood_chip_prepar), šiaudus (straw_prepar), biodujas (biogas_prepar), durpes (peat_preparation) ir medienos atliekų paruošimą, parodo kuro paruošimo kainą.

Stambiems vartotojams anglys, rusvosios anglys ir koksas gabenami geležinkelių transportu. Transportavimo kaštai Lietuvoje sudaro 10 dol/t. Smulkiems vartotojams skirtos anglys pirmiausiai gabenamos iki anglių saugyklų, o vėliau sunkvežimiais paskirstomos vartotojams. Paskirstymo kaštai būtų panašūs į transportavimo kaštus.

Mediena, durpės, šiaudai ir pan. kuro rūšys paprastai paskirstomos vietoje. Paskirstymo kaštai šioms kuro rūšims atitinkamai būtų: medienai – 15,3 dol/kWmet, medienos atliekoms – 15,5 dol/kWmet, šiaudams – 19,2 dol/kWmet, durpėms – 23,1 dol/kWmet.

Wood_pp_boil, biomass_pp_boil ir peat_pp_boil technologijos atspindi medienos, biomasės ir durpių paskirstymą katilinėms ir galimoms naujoms elektrinėms

4.5. Elektros energijos ir šilumos gamybos sistema

4.8–4.9 pav. parodytos elektros energijos ir šilumos gamybos, įskaitant ir išmetimų valymo technologijas, sistema. 4.2–4.3 lentelėse parodyti pagrindiniai technologijos parametrai, charakterizuojantys elektros energijos ir šilumos gamybą.

Own_electr_pp technologija naudojama modeliuoti elektrinių savas reikmes. Ši technologija naudoja elektros energiją iš Electricity for transportation technologijos antrinės energijos lygyje ir perduoda ją Electr_own_pp technologijai galutinės energijos lygyje. Elektros energijos srautai, pateikti own_electr_p technologijai, parodo elektros energijos kiekį, sunaudojamą elektrinių savoms reikmėms (elektros ir šilumos gamybai) ir šiuo kiekiu sumažėjusio srauto patiekimą galutiniams vartotojams. Naudojant own_electr_pp technologiją, elektros energijos srautas yra aprašomas tokia lygtimi:

)(1

ibib

N

iiaia xkxkX += ∑

=

, (4.1)

čia: X – own_electr_pp technologija aprašomas elektros energijos srautas,

kia – koeficientas, atspindintis elektrinės savas reikmes, kuomet energiją gamina elektrinėje i alternatyvi technologija “a” (elektros energijos gamyba TE kondensaciniame režime),

kib – koeficientas, atspindintis elektrinės savas reikmes kuomet energiją gamina elektrinėje j alternatyvi technologija “b”, aprašančioje elektrinę i (elektros energijos gamyba TE kondensaciniame režime),

xia – alternatyvios technologijos “a” aprašomas energijos srautas tam tikrai i elektrinei,

xib – alternatyvios technologijos “b” aprašomas energijos srautas tam tikrai i elektrinei,

N – elektrinių skaičius modelyje.

4.8 paveikslas. Elektros energijos ir šilumos gamybos sistema (1 dalis)

4.9 paveikslas. Elektros energijos ir šilumos gamybos sistema (2 dalis)

4.2 lentelė. Technologijos, apibūdinančios elektros energijos ir šilumos gamybą (1 dalis)

Pirmieji veiklos metai

Galios koefic.

Veikos trukmė

Eksploatacijos trukmė

Statybos trukmė*

Investi–cijos**

Pastovieji kaštai

Kintamieji kaštai

Elektrinė Technologijos

pavadinimas MESSAGE modelyje

Metai Vieneto dalys

Vieneto dalys Metai Metai dol/kW dol/kW dol/kWmet

Nauja atominė elektrinė new_npp_gen 2010 0.9 0.9 30 4 1500 57.74 3.68 New CCGT at Ignalina new_igCCGT_gen 2007 0.9 0.9 25 2 500 14.59 4.64 New CCGT at Elektrenai new_elCCGT_gen 2007 0.9 0.9 25 2 500 14.54 4.64 New CCGT new_CCGT_gen 2007 0.9 0.9 25 3 600 14.59 4.64 New CHP in towns new_townchp_gen 2005 0.9 0.9 30 3 800 21.91 5.61 New small CHP in towns new_smallchp_gen 2004 0.9 0.9 15 1 500 46.00 18.00 New gas turbine new_gt50_gen 2005 0.9 0.9 20 1 350 9.24 8.76 New CHP on renewables new_renchp2_gen 2005 0.9 0.9 30 2 2500 100.00 0.00 Electricity import electricity_import 1 306.60 Esamos HE 1 123 Naujos HE

hydro_gen 0.9 0.9 30 5 2000

9.41 3.47

Ignalinos AE 1 blokas Ignalina2_gen 0.9 0.76 20 0 33.69 10.52 Ignalinos AE 2 blokas Ignalina2_gen 0.9 0.76 30 4*** 1500*** 33.69 10.52 Lithuanian 300 lit300_gen 0.9 0.9 20 1 36 8.77 21.10 Lithuanian 150 lit150_gen 0.9 0.75 20 0 8.77 21.10 Lithuanian 150 CHP lit150_chp_gen 0.9 0.82 25 1 36 8.77 21.10 Vilniaus TE–3 vil3_chp_gen 0.9 0.82 20 1 40 18.23 4.73 Vilniaus TE–2 vil2_chp_gen 0.9 0.72 5 0 65.14 87.04 Boilers at Vilnius CHP2 boil_vil2chp_gen 0.9 0.8 30 1 20 5.04 3.22 Vilniaus miesto katilinės boil_vilcit_gen 0.9 0.8 30 1 20 7.27 21.82 * Statybos laikas esamoms elektrinėms parodo laiką, būtiną jų atnaujinimui. ** Investicijų kaštai esamoms elektrinėms parodo investicijų kaštus jų atnaujinimui. *** Naujiems Ignalinos AE blokams.

4.3 lentelė. Technologijos, apibūdinančios elektros energijos ir šilumos gamybą (2 dalis)

Pirmieji veiklos metai

Galios koefic.

Veikos trukmė

Eksploatacijos trukmė

Statybos trukmė*

Investi–cijos**

Pastovieji kaštai

Kintamieji kaštai

Elektrinė Technologijos

pavadinimas MESSAGE modelyje

Metai Vieneto dalys

Vieneto dalys Metai Metai dol/kW dol/kW dol/kWmet

Kaunas PT–60 kauPT60_chp_gen 0.9 0.82 20 1 86 18.78 32.25 Kaunas T–110 kauT110_chp_gen 0.9 0.82 31 1 86 18.78 32.25 Boilers at Kaunas CHP boil_kauchp_gen 0.9 0.8 30 1 20 4.37 6.35 Petrasiunai CHP petr_chp_gen 0.9 0.72 5 0 65.14 87.04 Boilers at Petrasiunai CHP boil_petrchp_gen 0.9 0.8 30 1 20 4.37 6.35 Boilers in Kaunas city boil_kaucit_gen 0.9 0.8 30 1 20 7.27 21.82 Boilers in Mazeikiai city boil_mazcit_gen 0.9 0.8 30 1 20 7.27 21.82 Mazeikiai CHP mazeik_chp_gen 0.9 0.82 20 1 71 31.74 30.48 Klaipeda CHP klaiped_chp_gen 0.9 0.72 5 0 65.14 87.04 Boilers at Klaipeda CHP boil_klaichp_gen 0.9 0.8 30 1 20 13.44 7.37 Boilers in Klaipeda city boil_klacit_gen 0.9 0.8 30 1 20 7.27 21.82 Wood boil. in Klaipeda city wood_boil_klacit_gen 0.9 0.8 30 1 30 10.00 21.82 Industrial CHP indust_chp_gen 0.9 0.72 30 0 65.14 87.04 Oil/gas boilers in cities oilgas_boil_cit_gen 0.9 0.8 30 1 25 10.00 21.82 Biomass boilers in cities biomas_boil_cit_gen 0.9 0.8 30 1 30 10.00 21.82 Coal/peat boilers in cities coal_boil_cit_gen 0.9 0.8 30 1 30 10.00 21.82 New GT at Lithuanian 300 gt_lit300_gen 2007 0.9 0.9 20 2 320 6.51 0.88 New GT at Vilnius CHP3 gt_vilchp_gen 2006 0.9 0.9 20 2 370 6.51 0.88 New GT at Kaunas CP gt_kauchp_gen 2006 0.9 0.9 20 2 370 6.51 0.88 New GT at boiler–houses gt_boilers_gen 2006 0.9 0.9 20 2 400 6.51 0.88 * Statybos laikas esamoms elektrinėms parodo laiką, būtiną jų atnaujinimui. ** Investicijų kaštai esamoms elektrinėms parodo investicijų kaštus jų atnaujinimui.

4.4 lentelėje parodyti koeficientai, apibūdinantys esamų elektrinių ir katilinių savąsias reikmes. Atskiroms elektrinėms jie yra mažesni po pirmojo ir antrojo Ignalinos AE bloko uždarymo, kadangi tikimasi, kad šių elektrinių apkrova išaugs ir tai leis sumažinti elektrinių savąsias reikmes pagamintos energijos vienetui.

4.4 lentelė. Elektrinių ir katilinių savosios reikmės

GWh/GWh

Elektrinė

Alternatyvios technologijos

MESSAGE modelyje

Po 2000 Po 2005 Po 2010

Ignalinos AE 0,1190 0,1000 0,1000 Alternatyva a 0,1105 0,0715 0,0465 Lietuvos elektrinė Alternatyva b 0,1556 0,1132 0.0856 Alternatyva a 0,0396 0,0500 0,0500 Vilniaus TE–3 Alternatyva b 0,1165 0,0865 0,0865

Vilniaus TE–2 Alternatyva a 0,2214 0,1382 0,1382 VŠK Vilniaus TE–2 0,0427 0,0427 0,0427

Alternatyva a 0,0493 0,0493 0,0485 Kauno TE, PT–60 Alternatyva b 0,1754 0,1124 0,1116 Alternatyva a 0,0493 0,0493 0,0485 Kauno TE, T–110 Alternatyva b 0,1322 0,0908 0,0900

Petrašiūnų TE Alternatyva a 0,4250 0,2372 0,2364 VŠK Petrašiūnų TE 0,0384 0,0384 0,0384

Alternatyva a 0,1074 0,0671 0,0671 Mažeikių TE Alternatyva b 0,2468 0,1020 0,1020

Pramonės TE Alternatyva a 0,2294 0,2294 0,2294 Klaipėdos TE Alternatyva a 0,1739 0,1739 0,1739 VŠK Klaipėdos TE 0,0205 0,0205 0,0205 Kiti VŠK 0,0418 0,0418 0,0418

SO2 išmetimų ribojimai modelyje užtikrinami taikant leistinas jų koncentracijas dūmuose. Pagal galiojančias SO2 išmetimų normoms elektrinėse naudojant skystą kurą iki 2004 m. Lietuvai jos sudarytų 2700 mg/Nm3, nuo 2004 iki 2007 metų – 1700 mg/Nm3, o nuo 2008 m. didelėse elektrinėse didžiausias leistinas išmetimų kiekis turės neviršyti 400 mg/Nm3.

SO2 išmetimų sugaudymui Lietuvos elektrinėje modeliuotos FGD_lithpl ir fuel_mix_lithpl technologijos. Pirmoji technologija modeliuoja dūmų nusierinimo įrenginį, antroji – įvairių kuro rūšių tiekimą elektrinei apeinant nusierinimo įrenginį. SO2 išmetimų ribojimas dūmuose yra paskaičiuojamas taip:

tn

i

m

jjjii

n

i

m

jjjii

Cxdxd

xexe≤

+

+

∑ ∑

∑ ∑

= =

= =

1 1

1 1 (4.2)

čia: ei – SO2 išmetimų koeficientas, kai i–ojo kuro degimo produktai aplenkia nusierinimo

įrenginį,

ej – SO2 išmetimų koeficientas, kai j–ojo kuro degimo produktai sulaikomi nusierinimo įrenginyje (t/MWmet),

xi – kuro kiekis, tenkantis i–ajai technologijai, aplenkiant dūmų nusierinimo įrenginį (MWmet),

xj – kuro kiekis, tenkantis j–ajai technologijai, kai kuro degimo produktus sulaiko dūmų nusierinimo įrenginys (MWmet),

n – kuro rūšių skaičius (skysto ir dujinio), tenkantis i–ajai technologijai, aplenkiant dūmų nusierinimo įrenginį,

m – kuro rūšių skaičius (skysto ir dujinio), tenkantis j–ajai technologijai, kai kuro degimo produktus sulaiko dūmų nusierinimo įrenginys,

di – dūmų kiekis, tenkantis i–ajai technologijai, aplenkiant dūmų nusierinimo įrenginį (mlrd. Nm3/MWmet),

dj – dūmų kiekis, tenkantis j–ajai technologijai, kai dūmus valo nusierinimo įrenginys (mlrd. Nm3/MWmet),

Ct – leistina SO2 koncentracija dūmuose (mg/Nm3).

Formulė 4.2 gali būti perrašyta taip:

∑ ∑= =

≤+n

i

m

jjtjiti kxkx

1 1,0 (4.3)

čia kit ir kjt koeficientai apskaičiuojami taip

itiit dCek −= , (4.4)

jtjjt dCek −= . (4.5)

Formulė (4.3) bus taikoma iki 2008 metų, tolimesniems skaičiavimams bus naudojamos (4.6) ir (4.7) formulės, kadangi nuo 2008 metų naudojant skystą kurą SO2 koncentracija turės neviršyti 400 mg/Nm3. Jei kuro mišinyje naudojamos gamtinės dujos, leistinas SO2 kiekis bus mažesnis

tp

i

r

jjjii

p

i

p

jjjii

Cxdxd

xexe≤

+

+

∑ ∑

∑ ∑

= =

= =

1 1

1 1 , (4.6)

čia: np∈ – skysto kuro, tenkančio i–ajai technologijai aplenkiant dūmų nusierinimo įrenginį, rūšių skaičius,

mr ∈ – skysto kuro, tenkančio j–ąjai technologijai, kai dūmus valo nusierinimo įrenginys, rūšių skaičius.

∑ ∑= =

≤+p

i

r

jjtjiti kxkx

1 1,0 (4.7)

Koeficientai kit ir kjt taikomi atitinkamai technologijai aplenkiančiai dūmų nusierinimo įrenginį ir technologijai, kuri modeliuoja nusierinimo įrenginį, priklausomai nuo kuro rūšies. Taip yra todėl, kad kure esantis sieros kiekis ir SO2 koncentracija dūmuose yra skirtingi. Šių koeficientų reikšmės pateiktos 4.5 lentelėje.

4.5 lentelė. kit ir kjt koeficientų reikšmės (4.3) ir (4.7) formulėse

Leistina koncentracija 2700

mg/m3


mg/m3


mg/m3 Kuro rūšis

kit kjt kit kjt kit kjt

Sieringas mazutas 12,244 –25,032 22,241 –15,034 35,238 –2,037

Žemo sieringumo mazutas –11,574 –26,485 –1,475 –16,385 11,655 –3,255

0rimulsija 32,313 –23,631 42,156 –13,788 54,952 –0,993 Dujos –30,246 –30,246 –19,044 –19,044 –4,481 –4,481

Buvo daryta prielaida, kad esami, bet nenaudojami Lietuvos elektrinės ir termofikacinių elektrinių pajėgumai bus panaudojami kaip šaltas rezervas, kol nebus uždarytas antrasis Ignalinos AE blokas. Greitam galios rezervavimui gali būti panaudota Kruonio HAE. Rezervo modeliavimui, uždarius antrąjį Ignalinos AE bloką, įvesti ribojimai, neleidžiantys panaudoti visą elektrinių įrengtąją galią poreikiams tenkinti. Buvo numatyta, kad panaudojama galia neturi viršyti 90% elektrinės pajėgumo, t.y. įrengtoji galia kiekvienoje elektrinėje sumažinta 10%. Toks modeliavimas, priklausomai nuo bendro energijos poreikio, garantuoja apie 300 MW galios rezervą energetikos sistemoje. Be to, Kruonio HAE gali tarnauti kaip trumpalaikis galios rezervas. Toks modeliavimas, kai sumažinama įrengtoji galia, buvo naudotas, išanalizuojant visus scenarijus. Scenarijuje, kuriame numatyta nauja 600 MW atominė elektrinė, du 150 MW blokai Lietuvos elektrinėje buvo papildomai palikti šaltame rezerve. Išlaidos šio rezervo išlaikymui buvo paskaičiuotos, darant prielaidą, kad jas visu nagrinėjamu laikotarpiu charakterizuoja priežiūros sąnaudos. Taigi, atominių elektrinių scenarijų galios rezervą sudaro: visų elektrinių nepanaudojama galia (300 MW), du 150 MW galios blokai Lietuvos elektrinėje ir Kruonio HAE esama galia. Tuo atveju, kai numatyta nauja 1000 MW galios atominė elektrinė rezervinė galia buvo papildomai padidinta dar vienu 150 MW galios bloku Lietuvos elektrinėje.

4.6. Šilumos ir elektros energijos perdavimas, paskirstymas ir suvartojimas

4.10 pav. pateikta elektros energijos ir šilumos perdavimo ir paskirstymo modeliavimo schema.

4.10 paveikslas. Šilumos ir elektros energijos perdavimas, paskirstymas ir suvartojimas

Electr_transmis technologija modeliuoja elektros perdavimą 110–330 kV įtampos tinklais. Remiantis AB “Lietuvos energija” duomenimis, elektros perdavimo kaina yra 3 Lct/kWh arba 65,7 dol/kWmet. Perdavimo nuostoliai sudaro 2,5%. Aukštos įtampos elektros perdavimo tinkluose nėra galios pralaidumo ribojimų, nes juos projektuojant buvo paskaičiuotas pralaidumas didesniems elektros srautams, todėl ir electr_transmis technologija neriboja galios pralaidumo.

Electr_dist technologija modeliuoja elektros energijos paskirstymą. Elektros energijos paskirstymo kaštai buvo prilyginti kintamiesiems kaštams, kurie AB “Lietuvos energija” duomenimis sudaro 4,4 Lct/kWh arba 96,36 dol/kWmet. Skaičiavimuose priimta, kad paskirstymo nuostoliai sumažės nuo 14,6% 2000 m. iki 11,0% – 2025 m.

Vilniaus, Kauno, Klaipėdos, Mažeikių ir Elektrėnų šilumos paskirstymo tinklai buvo modeliuojami individualiai. Visos likusios šilumos tiekimo sistemos buvo apjungtos į vieną bendrą bloką ir modeliuojamos kaip heat_dist_cities technologija. Technologijos, modeliuojančios šilumos perdavimą ir paskirstymą, charakterizuojamos šilumos tiekimo ir paskirstymo kaštais ir nuostolių tinkluose rodikliais. Šilumos paskirstymo kaštai visoms šilumos tiekimo sistemoms buvo prilyginti vidutinei šilumos paskirstymo kainai (131,4 dol/kWmet.), kadangi nėra oficialių duomenų apie šilumos paskirstymo kainas atskiruose miestuose ar šilumos tiekimo įmonėse. Oficiali statistika pateikia informaciją tik apie bendrą šilumos gamybos ir paskirstymo kainą įmonėje.

Šilumos nuostoliai atskiruose miestuose yra skirtingi. Buvo priimta, kad jie nuo esamų 9,4–31,4 % sumažės iki 9,4–18.8% 2024 m.

Heat_vilnius, heat_kaunas, kaip ir heat_refinery ir demand_electr technologijos tiktai perduoda šilumą ar elektros energiją iš galutinės energijos lygio į naudingos energijos lygį.

4.7. Energijos poreikių modeliavimas

Kaip buvo minėta ankstesniame skyriuje, šilumos poreikiai buvo paskirstyti į 6 šilumos tiekimo regionus. Tuo tarpu elektros energijos poreikiai buvo bendri visai šaliai. Trys sezonai – žiemos pabaigos, vasaros ir žiemos pradžios buvo nagrinėjami, siekiant atspindėti elektros poreikių kitimą metų bėgyje. Kiekvienas sezonas aprašomas viena darbo diena ir vienu laisvadieniu, atitinkančiu šeštadienį, sekmadienį ir švenčių dieną (ŠSŠ). Žiemos pradžios tipinių dienų elektros apkrovimo grafikas pavaizduotas 4.11–4.12 pav., o duomenys apie elektros ir šilumos poreikių kitimą pateikti 4.6 ir 4.7lentelėse.

0

200400

600

800

10001200

1400

1600

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23Hours

MW Peak

Semi peakBaseWednesday

4.11 paveikslas. Žiemos pradžios darbo dienų elektros apkrovimo grafikas

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1 4 7 10 13 16 19 22

Hours

MW Peak

Semi peakBase

Sunday

4.12 paveikslas. Žiemos pradžios išeiginių dienų elektros apkrovimo grafikas

4.6 lentelė. Apkrovimo zonų ilgis Apkrovimo zonų ilgis

Sezonas Dienos 1 2 3 4 5 6 7

DD 0,2500 0,1250 0,0417 0,2083 0,1250 0,1667 0,0833Žiemos pabaiga

ŠSŠ 0,2917 0,3333 0,2083 0,1250 0,0417 DD 0,2500 0,0833 0,3333 0,3333

Vasara ŠSŠ 0,0833 0,1667 0,5833 0,1250 0,0417 DD 0,2083 0,1667 0,0417 0,2500 0,1250 0,1250 0,0833

Žiemos pradžia ŠSŠ 0,2500 0,3750 0,2500 0,1250

4.7 lentelė. Energijos dalis apkrovimo zonose

Energijos dalis apkrovimo zonose Sezonas

Energi–jos dalis sezon–uose

Die–nos

Energi-jos dalis dienose 1 2 3 4 5 6 7

DD 0,7195 0,198 0,135 0,049 0,225 0,147 0,180 0,066 Žiemos pabaiga 0,3622

ŠSŠ 0,2805 0,257 0,335 0,246 0,126 0,037 DD 0,7360 0,172 0,087 0,395 0,346

Vasara 0,4413 ŠSŠ 0,2640 0,085 0,122 0,596 0,154 0,043 DD 0,7393 0,154 0,179 0,051 0,268 0,152 0,134 0,062

Elek

tra

Žiemos pradžia 0,1965 ŠSŠ 0,2607 0,215 0,358 0,308 0,119 DD 0,7195 0,250 0,125 0,042 0,208 0,125 0,167 0,083

Žiemos pabaiga 0,4592 ŠSŠ 0,3085 0,292 0,333 0,208 0,125 0,042 DD 0,7096 0,250 0,083 0,333 0,333

Vasara 0,2195 ŠSŠ 0,2904 0,083 0,167 0,583 0,125 0,042 DD 0,7132 0,208 0,167 0,042 0,250 0,125 0,125 0,083

Šilu

ma

Žiemos pradžia 0,3213 ŠSŠ 0,2868 0,250 0,375 0,250 0,125

Buvo priimta, kad šilumos poreikiai darbo dienomis nekinta, kadangi nėra tikslių duomenų apie šilumos poreikių kitimą per dieną.

4.13 ir 4.14 pav. pavaizduotas kitų kuro rūšių naudojimo šalies ūkio šakose modeliavimas. 4.13 ir 4.14 pav. išskirtos penkios ūkio šakos, kurios buvo charakterizuotos tokiomis technologijomis:

industry_demand – modeliuoja bendrus energijos poreikius pramonei ir statybai. Taip pat įvertintos dujos, sunaudotos neenergetinėms reikmėms,

services_demand – modeliuoja aptarnavimo sektoriaus poreikius,

transport_demand – modeliuoja kuro poreikius transporto sektoriuje,

agriculture_demand – modeliuoja kuro poreikius žemės ūkyje,

household_demand – modeliuoja kuro poreikius namų ūkiuose.

Visų anksčiau minėtų technologijų įėjime numatyta galimybė modeliuoti elektros tiekimą, turint omenyje, kad elektros energijos poreikiai paskirstyti ūkio šakoms. Iš tikrųjų šios technologijos elektros tiekimo nemodeliuoja, kadangi įėjimo koeficientai buvo priimti lygus nuliui. Iš pradžių buvo numatyta individualiai modeliuoti elektros poreikius atskirose ūkio šakose, tačiau dėl problemų, susijusių su apkrovos grafikų modeliavimu, buvo nagrinėjami bendri elektros poreikiai visai šaliai, kaip jau buvo minėta ankstesniame skyriuje. Tačiau modelio struktūra liko nepakeista.

Atsisakius minties detaliai analizuoti elektros energijos poreikius, technologijos, modeliuojančios kuro poreikius ūkio šakose, atsirado galimybė aprašyti dujų suvartojimo apkrovimo grafiką.

Technologijos, pateiktos tarp antrinės ir galutinės energijos lygio yra technologijos, apibūdinančios kuro sudėtį. Jos buvo įjungtos dėl techninio modeliavimo patogumo.

4.13 paveikslas. Kitų energijos rūšių poreikių ūkio šakose modeliavimas (1 dalis)

4.14 paveikslas. Kitų energijos rūšių poreikių ūkio šakose modeliavimas (2 dalis)

5. KURO KAINŲ PROGNOZĖS

5.1. Pasaulinių naftos kainų dinamika ir prognozės

JAV vyriausybės energetikos statistikos tarnybos “Energy Information Administration“ (EIA) duomenimis [33] naftos ir dujų kainų, įvertinant vystančius politinius ir ekonominius procesus bei teroro aktus ir stichines nelaimes, prognozės (5.1 pav.) rodo, kad kainos ateityje gali ir toliau didėti.

5.1 lentelė. Faktinės naftos kainos, USD/bbl

Metai Kaina Metai Kaina Metai Kaina Metai Kaina Metai Kaina Metai Kaina Metai Kaina

1970 11,5 1975 39,3 1980 66,9 1985 41,3 1990 28,3 1995 19,6 2000 29,1 1971 11,7 1976 35,9 1981 66,9 1986 21,0 1991 23,4 1996 23,2 2001 22,6 1972 11,4 1977 36,4 1982 57,0 1987 26,3 1992 22,3 1997 20,4 2002 24,0 1973 13,7 1978 34,1 1983 47,9 1988 20,5 1993 19,3 1998 13,1 2003 27,7 1974 38,6 1979 46,8 1984 45,6 1989 24,5 1994 18,1 1999 18,5 2004 37,0

5.2 lentelė. Naftos kainos prognozė su korekcija, USD/bbl JAV tarnyba EIA Koreguota* JAV tarnyba EIA Metai

Bazinė Aukšta Žema Bazinė Aukšta Žema Metai

Bazinė Aukšta Žema 2004 37,0 37,0 37,0 37,0 37,0 37,0 2015 32,3 40,7 21,0 2005 43,0 43,6 34,0 55,0 55,0 55,0 2016 32,6 41,4 21,0 2006 38,0 38,0 29,0 60,0 65,0 48,0 2017 32,9 42,1 21,0 2007 35,3 37,8 25,0 53,0 65,0 41,0 2018 33,1 42,9 21,0 2008 33,3 37,5 22,5 46,0 56,0 35,0 2019 33,4 43,6 21,0 2009 32,0 37,3 21,0 40,0 48,0 29,0 2020 33,7 44,3 21,0 2010 31,0 37,0 21,0 36,0 42,0 25,0 2021 33,9 45,1 21,0 2011 31,3 37,7 21,0 33,0 39,0 22,5 2022 34,2 45,8 21,0 2012 31,5 38,5 21,0 32,0 38,8 21,3 2023 34,5 46,5 21,0 2013 31,8 39,2 21,0 31,8 39,2 21,0 2024 34,7 47,3 21,0 2014 32,1 39,9 21,0 2025 35,0 48,0 21,0

* Darbo autorių darytos pataisos.

10

20

30

40

50

60

70

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025

$200

3/bb

l

Bazinė koor. Aukšta koor.Žema koor. Bazinė EIAAukšta EIA Žema EIA

2-as naftos šokas

OPEC šalių kvotos

Irano/Irako karas

Kuveito krizė

Įtampa dėl b i

Rugs.11 ji

Irako įvykiai

Naftostelkinių nacionali-

3-as naftos

1-as naftos šokas

Irano revoliucija

Meksikos, Venesuelos irSaudo Arabijos

OPEC šalių kvotos, Azijos krizė

OPEC šalių d i i

Uraganai Katrina, Rita, Vima

5.1 paveikslas. Naftos kainų istorija ir prognozė (JAV tarnyba EIA) [33]

Dėl naftos telkinių nacionalizavimo 1973 1974 m. įvykęs pirmas naftos kainų šokas ir dėl Irano ir Irako karo 1977 1980 m. – antrasis naftos šokas padidino naftos kainą iki 67 USD2003/bbl ir po 5–6 metų nukrito iki 20 USD2003/bbl ribos. Vėliau, beveik du dešimtmečius, vidutinė naftos kaina buvo 22,3 USD2003/bbl ir apie 10 USD viršijo buvusią kainą iki pirmojo naftos šoko. 2003 m. rugsėjo 11 d. įvykiai ir 2004 m Irako įvykiai bei uraganai Meksikos įlankoje sukėlė ketvirtą naftos kainų šoką ir naftos kaina pasiekė 55 USD2003/bbl ribą, o per ateinančius metus gali padidėti iki 65 USD2003/bbl. Šis naftos kainų šuolis yra sąlygotas politinių ir gamtinių veiksnių ir yra daugiau dirbtinis, nes išžvalgytų naftos resursų yra pakankamai, todėl neturėtų ilgai tęstis. Įvertinant ankstesnio naftos kainos šuolio ir kritimo trukmes ir jos vidutinę pošokinę kainą, galima tikėtis, kad po 4–5 metų naftos kaina galėtų nukristi gal net iki JAV tarnybos EIA prognozuojamos bazinės kainos ir artimiausią dešimtmetį, o gal ir du dešimtmečius neviršyti 32–35 USD2003/bbl vertės. Kita vertus, dar prieš dabartinį naftos kainų piką naftininkų pasaulyje sklandė mintis, kad perspektyvinė naftos kaina neturėtų būtį mažesnė nei 40 USD/bbl [34]. Taigi, situacija naftos kainų srityje yra nevienareikšmiška.

Detaliau pažvelgus į pasaulinės naftos kainos kitimą (5.2 pav.), galima pastebėti, kad net ir vienerių metų bėgyje naftos kaina svyruoja gana dideliame diapazone (apie 10 USD/bbl ir net 20 USD/bbl). Tai ryškiai matyti, pradedant antrąja naftos krize, o naftos kainų kitimo trendai 6–10 metų intervaluose būna labai nevienodi. Esant tokiai situacijai, yra gana rizikinga priimti vieną ar kitą naftos kainų kitimo trendą ir tuo vadovaujantis daryti energetikos ūkio raidos prognozes.

Pažvelgus į dar senesnę kainų istoriją (5.3 pav.) galima pastebėti, kad nuo 1880 iki 1970 metų, t.y. net 90 metų naftos kaina praktiškai išliko 10–20 USD2003/bbl diapazone. Negalima atmesti hipotezės, kad po dabartinių kainų šuolių gali nusistovėti nauja stabili ir ilgalaikė naftos kaina. Net ir JAV energetikos statistikos tarnyba žemos kainos scenarijuje numato galimybę, kad kaina po naftos krizės galėtų būti stabili. Tiesa, ši tarnyba naftos kainų prognozes darė dar prieš dabartinį kainų piką. Todėl žemą kainą numatė tik 20 USD2003/bbl lygyje, kas dabartiniu metu atrodo nerealu.

OPEC šalių kvotos

Irano/Irako karas Kuveito

krizė Įtampa dėl benzino Rugs.

11-oji

Irako įvykiai

šalta žiema

Naftos telkinių nacionali-zavimas 2-as naftos

šokas

3-as naftosšokas

1-as naftos šokas

Irano revoliucija

Jom Kipuro karas

Meksikos, Venesuelos ir Saudo Arabijos susitarimas

OPEC šalių kvotos, Azijos krizė

OPEC šalių domina-vimas

5.2 paveikslas. Detalus naftos kainų kitimas [34]

5.3 paveikslas. Naftos kainų kitimas nuo 1861 metų

Atsižvelgiant į aukščiau pateiktus argumentus, šalia JAV energetikos statistikos tarnybos pagrindinio ir aukštos kainos scenarijaus naudosimės ir mūsų priimtomis kainų prognozėmis, pateiktomis 5.4 pav.

10

20

30

40

50

60

70

2000 2005 2010 2015 2020 2025

$200

3/bb

l

Bazinė koor. Aukšta koor. Žema koor.Bazinė EIA Aukšta EIA Žema EIAL. aukšta M Aukšta M Žema M

5.4 paveikslas. Naftos kainų prognozės

Čia pateikta “Žema M” naftos kainų prognozė atitinka Teherano konferencijoje [34] vyravusią nuomonę apie naftos kainas. “Labai aukšta M” kuro kainos prognozė atitinka dabartinį naftos kainų lygį, o “Aukšta M” vertina nemažus naftos kainų svyravimus 2005–2010 metų laikotarpiu, darant prielaidą, kad vidutinė metinė kaina šiuo laikotarpiu pakils nuo 50 USD2003/bbl iki 60 USD2003/bbl. Indeksas “M” šių prognozių pavadinime reiškia, kad šios kainų prognozės buvo naudotos matematiniame modelyje, nagrinėjančiame Lietuvos elektros energetikos sistemos raidą laikotarpiu iki 2025metų.

5.2. Naftos kaina Lietuvoje

Paskutiniųjų metų naftos kainų analizė Lietuvoje parodė, kad naftos kainos Lietuvoje labai gerai koreliuoja su kainomis pasaulinėje rinkoje. Tai iliustruoja 5.5 pav. pateikti duomenys.

50

100

150

200

250

Sau.99 Sau.00 Sau.01 Sau.02 Sau.03

$/t

Vakarų Europoje Lietuvoje

5.5 paveikslas. Naftos kainos Vakarų Europoje ir Lietuvoje [35, 36]

Tačiau naftos kainos Lietuvoje yra vidutiniškai 16,9 USD/tne mažesnės už pasaulines naftos kainas (tiksliau, naftos kainas Vakarų Europoje). Kainų skirtumas paaiškinamas mažesnėmis naftos transportavimo išlaidomis, nes nafta į Lietuvą tiekiama iš Rusijos vamzdynu, o ne tanklaiviais.

Atsižvelgiant į gerą naftos kainų Vakarų Europoje ir Lietuvoje koreliaciją, toliau šiame darbe vadovausimės 2.4 pav. pateiktomis naftos kainų prognozėmis, įvertindami pataisą dėl transportavimo kaštų skirtumo.

5.3. Dujų kainų dinamika ir prognozės

Rengiant dujų kainų prognozes, panaudota informacija apie prognozuojamas dujų kainas elektrinėse daugelyje pasaulio valstybių [37] ir JAV energetikos statistikos prognozės [33]. Šie duomenys pateikti 5.3 ir 5.4 lentelėse.

5.3 lentelė. Prognozuojamos dujų kainos elektrinėse, Lt2003/t ne[37]

5.4 lentelė. Pasaulinės dujų kainos (JAV tarnyba EIA), USD/1000 m3 Kaina 2000 01 02 03 04 2005 06 07 08 09 2010 2015 2020 2025 Gavyba 137 146 106 176 186 187 165 150 136 132 129 147 160 169 Gyventojams 292 354 284 335 361 365 338 319 301 292 283 298 315 329 Komercinė 251 313 240 294 307 309 287 271 259 254 250 266 279 289 Pramonei 158 184 141 202 220 221 197 181 168 164 159 175 190 199 El. gamybai 165 169 133 197 216 213 190 174 162 158 154 173 187 196 V.d.varikliams 262 325 263 329 353 356 338 326 317 314 311 331 343 352

Reikia atsižvelgti į tai, kad Lietuva įstojus į Europos Sąjungą, dujų, tiekiamų iš Rusijos, kaina šalyje artės prie pasaulinių dujų kainų. Tačiau sunku nustatyti, koks bus pasaulinis dujų kainų lygis. Situacijos neapibrėžtumą rodo ir 5.3 lentelėje pateikti duomenys. Dujų kainų prognozės atskirose šalyse varijuoja plačiame diapazone. Norint maksimaliai atspindėti informacijos neapibrėžtumą, buvo pasirinkti trys dujų kainų Lietuvoje scenarijai. Kaip jie koreliuoja su 5.3 ir 5.4 lentelių duomenimis, parodyta 5.6 ir 5.7 pav.

5.6 pav. pateikta dujų kainų prognozė ant Lietuvos sienos palyginta su dujų kainos prognoze JAV elektrinėse. Pateikti duomenys rodo palyginti gerą dujų kainą Lietuvoje ir JAV koreliaciją.

5.7 pav. iliustruoja, kad dujų kainų prognozės Lietuvoje praktiškai aprėpia visą spektrą dujų kainų prognozių, naudojamų kitose šalyse. Čia reikia atkreipti dėmesį, kad 5.6 pav. pateikta informacija atitinka dujų kainų prognozę ant Lietuvos sienos, tuo tarpu 5.7 pav. kainos vertina ir dujų transportavimo iki elektrinių išlaidas.

Šalis 2010 2020 2030 Kanada 563,6 563,6 563,6 JAV 578,7 628,0 628,0 Belgija 470,1 578,7 650,7 Čekija 688,6 711,4 734,1 Prancūzija 528,2 528,2 528,2 Vokietija 635,6 736,7 839,0 Graikija 722,8 722,8 722,8 Italija 713,9 811,2 880,7 Olandija 708,9 773,3 816,3 Portugalija 558,5 558,5 558,5 Slovakija 698,8 772,0 851,7 Šveicarija 598,9 609,0 621,7 Turkija 590,1 590,1 590,1 Japonija 583,8 598,9 614,1 Korėja 682,3 682,3 682,3 Pietų Afrika 448,6 448,6 448,6

50

100

150

200

250

300

350

400

2000 2005 2010 2015 2020 2025

$200

3/10

00 k

ub. m

Gavyba Gyventojams KomercinėPramonei Elektros gamybai Vidaus degimo varikliamsŽema M Aukšta M L. aukšta M

5.6 paveikslas. Pasaulinės dujų kainos (JAV tarnyba EIA) ir dujų kainos Lietuvoje prognozės

Dujų kainos elektrinėse

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2000 2005 2010 2020 2030Metai

Lt20

03/t

n.e.

KanadaJAVBelgijaČekijaPrancūzijaVokietijaGraikijaItalijaOlandijaPortugalijaSlovakijaŠveicarijaTurkijaJaponijaKorėjaPietų AfrikaLietuva (Žemos)Lithuania (Aukštos)Lietuva (L. aukštos)

5.7 paveikslas. Dujų kainų elektrinėse prognozės

Rusijos energetikos strategijoje [38] pateikiamos eksportuojamų dujų kainos (5.8 pav.) yra labai artimos žemų kuro kainų scenarijui, pateiktame 2.7 pav. Panašią prognozę 2012 metams pateikia ir kitas šaltinis [39]. Čia 3,5 Eurų/GJ dujų kaina 2012 m. (5.9 pav.) atitinka 505 Lt/tne, o tai sutampa su žemų kuro kainų scenarijumi. Taigi, galima teigti, kad 5.7 pav. pateiktos dujų prognozės Lietuvai yra labiau paaukštintos nei pažemintos. Į tai ypač reikia atkreipti dėmesį, turint mintyje, kad šios ataskaitos tikslas yra įvertinti naujos AE konkurencingumą šalies ir užsienio rinkose. Paaukštinta dujų kaina nesuteikia jokio prioriteto dujinėms elektrinėms, lyginant jų ekonominį efektyvumą su AE. Beto, net ir žemų dujų kainų scenarijus numato labai ženklų kainų augimą. Laikotarpyje tarp 2000 ir 2030 metų dujų kainos beveik padvigubėja. Labai aukštų kuro kainų scenarijaus atveju dujų kainos minėtame laikotarpyje beveik patrigubėja.

Prognozuojamos Rusijos dujų kainos

0100200300400500600700

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2010

2015

2020

Metai

Lt/t

n.e.

Rusijos eksporto(Nuosaikus)Rusijos eksporto(Optimistinis)Rusijos vidausrinkojePasaulinė (EIA USA)komercinėPasaulinė (EIA USA)elektraiEsama (“BritishPetroleum”)

5.8 paveikslas. Dujų kainos Rusijoje ir eksportui

Numatoma duju tiekimo kaina 2012 m. (EUR/GJ)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

0 100 200 300 400 500 600 700Suminis kiekis (Bcm/metus)

Esamos Olandijoj

Esamos Didžioji Britanija

Esamos Norvegija

Esamos Rus i ja

Esam os LNG

Planujoamos LNG

Ateities LNG (ivairios)

Planuojamos "Maghrets" Europa

Planuo jamas Libija - Italija

Tyr inejimai Norvegijo je

Ateities Rusija-Vo lga-Ukra jina

Tyrinejimai Oland ijoje

A teities Rusija -Nadym-Baltarusija

3.1 EUR/GJ Poreikis 2012 m. (be Kioto protokolo)

3.5 EUR/GJ Poreikis 2012 m. (su Kioto protokolu)

5.9 paveikslas. Dujų kainų prognozė Vakarų Europai [39]

5.4. Kitų kuro rūšių kainų prognozės

Atsižvelgiant į tai, kad naftos kaina įtakoja ir daugelio kitų kuro rūšių kainas ir remiantis 5.1–5.3 skyreliuose pateikta informacija apie naftos ir dujų kainų prognozes, buvo paruoštos kitų kuro rūšių prognozės. Skaičiavimuose naudojamos kuro kainų prognozės apibendrintos 5.10 pav. ir 5.5-5.6 lentelėse.

0

100

200

300

400

500

600

700

2000

2003

2006

2009

2012

2015

2018

2021

2024

2027

2030

Metai

Lt20

03/tn

eDujosSieringas mazutasNesieringas mazutasAnglisOrimulsijaSkalūnaiBranduolinis kuras

a)

0100200300400500600700800900

1000

2000

2004

2008

2012

2016

2020

2024

2028

Metai

Lt20

03/tn

e

DujosSieringas mazutasNesieringas mazutasAnglisOrimulsijaSkalūnaiBranduolinis kuras

b)

0100200300400500600700800900

1000

2000

2004

2008

2012

2016

2020

2024

2028

Metai

Lt20

03/tn

e

DujosSieringas mazutasNesieringas mazutasAnglisOrimulsijaSkalūnaiBranduolinis kuras

c)

5.10 paveikslas. Kuro kainų prognozės. a) – žemos kainos, b) – aukštos kainos, c) – labai aukštos kainos

5.5 lentelė. Kuro ir energijos importo kainos (EUR/GJ)

Kuras/energija 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2035 2045

Mažos kuro kainos Nafta 5.00 5.68 5.70 5.73 5.76 5.78 5.83 5.89 Dujos 2.56 2.68 3.24 3.56 3.80 4.08 4.08 4.08 Sieringas mazutas 2.44 3.48 3.48 3.79 3.96 4.02 4.02 4.02 Mažai sieringas mazutas

2.99 3.86 3.87 4.05 4.13 4.17 4.17 4.17

Anglis 1.83 1.77 1.78 1.79 1.82 1.85 1.85 1.85 Lengvieji distiliatai 7.38 8.28 8.61 8.94 9.22 9.40 9.40 9.40 Vidutinieji distiliatai 7.31 8.21 8.53 8.86 9.14 9.32 9.32 9.32 Suskystintos naftos dujos

6.67 7.25 7.31 7.37 7.44 7.49 7.49 7.49

Orimulsija 2.38 2.38 2.38 2.38 2.38 2.38 2.38 2.38 Skalūnai (atvira gamyba)

0.78 0.80 0.83 0.85 0.94 1.03 1.03 1.03

Skalūnai (iš šachtos) 0.91 0.92 0.96 0.99 1.09 1.19 1.19 1.19 Branduolinis kuras 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 0.56 Elektros energija 8.58 8.53 8.53 9.41 10.39 11.48 11.48 11.48

Didelės kuro kainos Nafta 5.00 7.24 8.51 8.56 8.59 8.64 8.71 8.80 Dujos 2.56 3.41 4.01 4.41 4.71 5.06 5.06 5.06 Sieringas mazutas 2.44 4.43 5.21 5.67 5.93 6.02 6.02 6.02 Mažai sieringas mazutas

2.99 4.92 5.78 6.05 6.17 6.22 6.22 6.22

Anglis 1.83 2.26 2.66 2.68 2.72 2.77 2.77 2.77 Lengvieji distiliatai 7.38 10.56 12.42 12.90 13.31 13.56 13.56 13.56 Vidutinieji distiliatai 7.31 10.46 12.31 12.79 13.19 13.45 13.45 13.45 Suskystintos naftos dujos

6.67 9.25 10.88 10.97 11.07 11.14 11.14 11.14


0.78 0.80 0.80 0.81 0.90 0.98 0.98 0.98


Labai didelės kuro kainos Nafta 5.00 8.51 8.55 8.59 8.63 8.68 8.75 8.84 Dujos 2.56 4.01 4.86 5.34 5.70 6.13 6.13 6.13 Sieringas mazutas 2.44 5.21 5.22 5.68 5.95 6.03 6.03 6.03 Mažai sieringas mazutas

2.99 5.78 5.81 6.07 6.20 6.25 6.25 6.25

Anglis 1.83 2.66 2.67 2.69 2.73 2.78 2.78 2.78 Lengvieji distiliatai 7.38 12.42 12.91 13.41 13.83 14.10 14.10 14.10

Vidutinieji distiliatai 7.31 12.31 12.79 13.29 13.71 13.98 13.98 13.98 Suskystintos naftos dujos

6.67 10.88 10.97 11.06 11.16 11.23 11.23 11.23


0.78 0.80 0.83 0.85 0.94 1.03 1.03 1.03


5.6 lentelė. Kuro ir energijos eksporto kainos (EUR/GJ).

Kuras/energija 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2035 2045

Mažos kuro kainos Sieringas mazutas 2.41 3.44 3.45 3.76 3.93 3.99 3.99 3.99 Vidutinieji distiliatai 7.28 8.17 8.50 8.83 9.11 9.29 9.29 9.29 Lengvieji distiliatai 7.35 8.25 8.58 8.91 9.19 9.37 9.37 9.37 Skalūnų alyva 3.16 3.25 3.78 3.86 3.83 3.86 3.86 3.86 Suskystintos naftos dujos

6.64 7.22 7.28 7.34 7.41 7.46 7.46 7.46

Kiti naftos produktai 4.31 4.89 4.92 4.94 4.96 4.98 5.00 5.00 Elektros energija 4.91 4.97 7.76 8.15 8.56 8.98 8.98 8.98

Didelės kuro kainos Sieringas mazutas 2.41 4.39 5.17 5.63 5.89 5.97 5.97 5.97 Vidutinieji distiliatai 7.28 10.42 12.26 12.74 13.15 13.40 13.40 13.40 Lengvieji distiliatai 7.35 10.52 12.38 12.85 13.26 13.52 13.52 13.52 Skalūnų alyva 3.16 4.15 4.88 4.99 4.95 4.99 4.99 4.99 Suskystintos naftos dujos

6.64 9.21 10.83 10.92 11.02 11.09 11.09 11.09


Labai didelės kuro kainos Sieringas mazutas 2.41 5.17 5.18 5.64 5.90 5.98 5.98 5.98 Vidutinieji distiliatai 7.28 12.26 12.75 13.25 13.67 13.93 13.93 13.93 Lengvieji distiliatai 7.35 12.38 12.87 13.36 13.78 14.05 14.05 14.05 Skalūnų alyva 3.16 4.88 5.66 5.79 5.75 5.79 5.79 5.79 Suskystintos naftos dujos

6.64 10.83 10.92 11.01 11.12 11.19 11.19 11.19


6. ENERGETIKOS SEKTORIAUS VYSTYMOSI SCENARIJŲ ANALIZĖ

6.1. Nagrinėti scenarijai

Scenarijus 1R(Aa): Regioninis susibalansuojantis scenarijus – bazinis scenarijus. Prielaidos naudotos scenarijuje 1R(Aa) buvo naudojamos ir kitiems skaičiavimams:

- Visi esami įstatymų ir priimtų įsipareigojimų reikalavimai įtraukti į nacionalinius modelius kaip apribojimai.

- Ignalinos AE uždarymas pagal susitarimą su ES.

- Labiausiai tikėtini Lietuvos elektrinės, Rygos TE ir Estijos skalūninių elektrinių modernizavimo variantai.

- Naftos produktai turi būti kaupiami 90 dienų laikotarpiui (į tai atsižvelgiama po optimizacinių skaičiavimų).

- Regioninis elektros poreikis, pradedant nuo 2010 metų iki nagrinėjamo laikotarpio pabaigos, yra pilnai padengimas regione esančių elektrinių.

- Elektros importas/eksportas iš Baltijos regiono į trečiąsias šalis uždraustas nuo 2010 m., tačiau elektros mainai tarp Baltijos šalių galimi.

- Elektros importas/eksportas prieš 2010 m. yra vykdomas baziniame režime.

Scenarijus 2R(Aa): Regioninis scenarijus, įvertinant galimus elektros mainus su trečiosiomis šalimis. Naudojamos scenarijaus 1R(Aa) prielaidos, plius:

- Esamos tarpvalstybinės elektros perdavimo jungtys su Baltarusija/Rusija.

- Naujos jungtys su Lenkija (1000 MW) ir NORDEL (350 MW).

Scenarijus 2R(Ac): Regioninis scenarijus su aukštomis kuro kainomis ir galimybe keistis elektra su trečiosiomis šalimis. Naudojamos scenarijaus 2R(Aa) prielaidos, bet priimtos aukštos kuro ir elektros energijos kainos:

- Aukštos kuro kainos reiškia, kad 2005 m. importuojamo organinio kuro kainos išauga 27%, o branduolinio kuro 6,3%, palyginti su žemomis kuro kainomis. Atitinkamai 2010 m. kuro kainos išauga 50% ir 7,5% lyginant su žemomis kuro kainomis. Kuro kainų augimo dinamika tolimesniems metams yra tokia pati kaip ir žemų kuo kainų atveju. Vietinio kuro kainos šiame scenarijuje išlieka nepakitusios. Importuojamos ar eksportuojamos elektros energijos kainos atitinkamai padidintos 21% ir 25% dėl kuro dedamosios elektros energijos kainoje prieaugio.

Scenarijus 2R(Ab): Regioninis scenarijus su labai aukštomis kuro kainomis ir galimybe keistis elektra su trečiosiomis šalimis. Naudojamos scenarijaus 2R(Aa) prielaidos, bet priimtos labai aukštos kuro kainos:

- Anglies, gamtinių dujų, naftos produktų ir kitų importuojamų kuro rūšių kainos didesnės 50%, lyginant su BAZINIU scenarijumi (1R(Aa)). Vietinio kuro kainos šiame scenarijuje išlieka nepakitusios, nes pvz. skalūnų iškasimo kainos Estijoje yra nepriklausomos nuo tarptautinės rinkos kainos. Branduolinio kuro kaina padidinta 7,5% (urano kaina didinama 50%, bet uranas sudaro tik apie 10–15% branduolinio kuro kainos).

- Elektros kainos padidintos 25%.

6.2. Kitos sąlygos

Gamtinių dujų tiekimo iš Rusijos apimtys čia pateikiamų scenarijų atveju nebuvo ribojamos. Niekaip nebuvo reglamentuojamas ir dujų tiekimo režimas metų, sezonų, savaičių ar paros bėgyje. Tačiau Latvijai gamtinės dujos buvo tiekiamos tik vasarą, talpinant jas požeminėje saugykloje. Žiemą dujos iš saugyklos buvo naudojamos Latvijos poreikių tenkinimui, grąžinamos Rusijai ir, jei reikia, naudojamos Lietuvoje ir Estijoje.

Gamtosauginiai reikalavimai analizės metu buvo vertinami taip kaip apibrėžiama 6.1 lentelėje.

6.1 lentelė. Gamtosauginiai ribojimai

CO2 Apribojimai kiekvienos šalies metiniams išmetimams pagal Kioto protokolo reikalavimus; Taikomi esami mokesčiai už teršalų išmetimus.

NOx Apribojimai kiekvienos šalies metiniams išmetimams pagal susitarimą su Europos Sąjunga ir pagal Geteborgo protokolo reikalavimus; Taikomi esami mokesčiai už teršalų išmetimus.

SO2 Apribojimai kiekvienos šalies metiniams išmetimams pagal susitarimą su Europos Sąjunga ir pagal Geteborgo protokolo reikalavimus; Teršalų koncentracijų ribojimai (priklausomai nuo kuro rūšies ir metų) pagrindinėms elektrinėms ir katilinėms; Galima dūmų nusierinimo įrenginių statyba pagrindinėse elektrinėse; Taikomi esami mokesčiai už teršalų išmetimus.

Dulkės Taikomi esami mokesčiai už teršalų išmetimus Estijos elektrinėms.

Šalia gamtosauginių ribojimų, skaičiavimuose buvo įvertinti tokie politiniai ribojimai:

- Reikalaujama elektros dalis, pagaminta naudojant atsinaujinančius energijos šaltinius nuo 2010 m.

- Būtinos naftos produktų atsargos.

Kitos skaičiavimuose naudotos prielaidos:

- Analizuojamas laikotarpis tęsiasi iki 2025 m., tačiau skaičiavimai atliekami laikotarpyje iki 2045 m.

- Priimta diskonto norma yra 8%.

- Nenaudojama kuro kainos variacija metų bėgyje.

- Rezervinė elektrinių ir katilinių galia turi būti nemažesnė nei 10% nuo jų instaliuotos galios, papildomai vertinant , kad AE jos planinio remonto metu būtų pilnai pakeičiama kitais šaltiniais.

- Investicijos į naujus tarpvalstybinius elektros perdavimo ryšius buvo daromos priverstinai, t.y. ryšių reikalingumo neoptimizuojant ekonominiu požiūriu.

- Įvertinti panaudoto branduolinio kuro sutvarkymo ir galutinio palaidojimo kaštai.

- Visi finansiniai skaičiavimai atlikti 2000 metų eurais.

6.3. Modeliavimo rezultatai. Kaštų palyginimas

Siekiant rasti optimalų Lietuvos ir viso Baltijos šalių regiono energetikos sektoriaus plėtros variantą 25 metų laikotarpiui, MESSAGE modeliu buvo optimizuoti ankstesniame skyrelyje apibūdinti scenarijai. Bazinio scenarijaus rezultatai detaliai aprašyti 6.5 skyrelyje. Kitų scenarijų rezultatų palyginimas yra aprašytas 6.6–6.8 skyreliuose.

Skaičiuotų scenarijų kaštų parametrų palyginimas pateikiamas 6.2 lentelėje ir 6.1 pav. Lentelės kaštų parametras „Regionas (tikslo funkcija)“ atitinka tikslo funkciją, minimizuotą MESSAGE modeliu. Ji apima visas investicijas, eksploatacines išlaidas, išlaidas kurui ir gamtosauginius mokesčius, diskontuotus nagrinėjamo laikotarpio pradžiai. Reikalingi kuro rezervai buvo įvertinti po optimizacinių skaičiavimų, todėl rezervų kaštai yra pateikiami papildomose eilutėse. Kaštų eilutė „Regionas viso“ apima eilutės „Regionas (tikslo funkcija)“ ir rezervo kaštų sumą.

6.2 lentelė. Pagrindinių scenarijų kaštų palyginimas, milijardai Eurų (diskontuota)

Scenarijus Parametras 1R(Aa) 2R(Aa) 2R(Ab) 2R(Ac)

Investicijos 2,18 2,21 2,72 2,44 Pastovūs eksploatacijos kaštai 5,05 5,04 5,19 5,12 Kintami eksploatacijos kaštai 36,31 36,40 42,80 41,45 Regionas (tikslo funkcija) 43,54 43,65 50,71 49,00 Rezervo kaštai 0,23 0,23 0,28 0,26 Regionas viso 43,77 43,89 50,98 49,26

0

10

20

30

40

50

60

1R(Aa) 2R(Aa) 2R(Ab) 2R(Ac)

Scenarijus

Mili

jard

ai E

UR

U

Rezervo kaštai

Kintamieksploatacijoskaštai

Pastovuseksploatacijoskaštai

Investicijos

43,77 43,89

50,98 49,26

6.1 paveikslas. Scenarijų kaštų palyginimas

Scenarijus su galimybe keistis elektros energija su trečiosiomis šalimis (2R(Aa)) yra šiek tiek brangesnis lyginant su baziniu scenarijumi. Didesni kaštai yra susiję su didesnėmis investicijomis į infrastruktūrą pirmoje nagrinėjamojo laikotarpio pusėje. Pradedant 2016 m. papildomi ryšiai su trečiosiomis šalimis leistų sumažinti sistemos kaštus tačiau skaičiuojamuoju laikotarpių sutaupymai neatsveria investicijų.

Aukštos importuojamų išteklių, pagrinde gamtinių dujų, orimulsijos, naftos ir naftos produktų, kainos (scenarijus 2R(Ac)) diskontuotus sistemos kaštus padidina 5,5–5,7 milijardo eurų. Diskontuoti sistemos kaštai scenarijuje su labai aukštomis kuro kainomis (2R(Ab)) yra 7,1–7,2 milijardo eurų didesni palyginus su 1R(Aa) scenarijumi. Skalūnai ir branduolinis kuras, kuriuos mažiau įtakoja naftos kainų svyravimai, šiuose scenarijuose vaidiną svarbesnę rolę.

6.4. Bazinis scenarijus

Elektros generavimas ir galios balansas. Baltijos šalių elektros generavimo struktūra pagal technologijos tipą (elektrines) baziniam scenarijui pateikiama 6.2 paveiksle.

-10

0

10

20

30

40

50

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

TWh

Trečios šal. Imp/ExpsaldoBaltijos r. Imp/ExpsaldoVėjo el.

Naujos KCDT

Naujos kondesacinėsel.NaujoshidroelektrinėsNaujos TE

EsamoshidroelektrinėsEsamos TE

Esamoskondensacinės el.Atominė el.

Galutinis poreikis

6.2 paveikslas. Elektros gamyba pagal technologijos tipą Baltijos šalyse

Kol dar veikia antrasis Ignalinos AE blokas, jis yra vienas iš didžiausių elektros gamintojų regione. Net ir vienas veikiantis blokas gamina 28–31% į rinką pateikiamos elektros. Tačiau po šio bloko uždarymo iškastinį kurą deginančios kondensacinės elektrinės gamins daugiausia elektros energijos. Po 2010 m., įskaitant ir naują kondensacinį bloką Mažeikių TE, šio tipo elektrinės generuos 41,6–51,5 % elektros ir pagamins 13,2 TWh 2010 m. bei 19,3 TWh 2025 m. Termofikacinės elektrinės pagal pagaminamą elektrą tik nežymiai nusileidžią kondensacinėms elektrinėms. Elektros gamyba visose termofikacinėse elektrinėse 2010 m. sudarys 13,1 TWh, o tai yra 43,9 % nuo visos elektros bei 18,9 TWh 2025 m. arba 40,7 % nuo visos elektros. Yra būtina pažymėti, kad elektros gamyba termofikacinėse elektrinėse po Ignalinos AE antrojo bloko uždarymo išauga labiausiai tarp visų nagrinėtų elektrinių tipų. Racionalus jų gaminamos elektros kiekis 2010 m. beveik padvigubėja, lyginant su 2009 m. Termofikacinės elektrinės šiame scenarijuje yra vienos patraukliausių elektros gamintojų po Ignalinos AE uždarymo, bet jų plėtrą riboja centralizuotai tiekiamos šilumos poreikiai.

Elektros gamyba Lietuvoje. Prieš uždarant Ignalinos AE, Lietuvoje didžiausia elektros energijos dalis gaminama šioje elektrinėje. Manoma, kad 2005–2010 metais AE pagamins 72.1–64.8 % šalyje suvartojamos elektros, kai iki 2005 metų ji gamindavo daugiau nei buvo Lietuvos poreikis (6.3 pav.). Uždarius Ignalinos AE ją pakeis Lietuvos elektrinė, esamos bei naujos TE. Bendra termofikacinių elektrinių galia 2010 metais turėtų siekti 965 MW ir padidėti iki 1734 MW nagrinėjamojo laikotarpio pabaigoje. 2010 metais Kauno TE turėtų pradėti dirbti naujas kombinuoto ciklo dujų turbininis blokas. Nauji KCDTE pajėgumai 2025 metais turėtų atsirasti ir Lietuvos elektrinės ar Ignalinos AE aikštelėje. Nauja atominė elektrinė šiame scenarijuje atsiranda tik 2035 metais. 2020 metais vieną Vilniaus TE–3 bloką būtų tikslinga pakeisti galingesniu KCDT TE bloku.

-10

-5

0

5

10

15

20

25

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

TWh

Eksportas Latv.Eksportas Rus.Importas Latv.Importas Rus.Atsin. res. TEVėjo el.DTKCDTENaujos TEPramonės TEKlaipėdos TEMažeikių el.Kauno TEVilniaus TELietuvos el.AtominėHydroGalutiniai poreikiai

6.3 paveikslas. Elektros gamyba Lietuvoje pagal technologijas

Po Ignalinos AE uždarymo 2009 metais orimulsijos naudojimas elektros energijos gamyboje taps ekonomiškai gana patrauklia alternatyva. Orimulsija kuro, naudojamo elektros energijos ir centralizuotai tiekiamos šilumos gamybai, struktūroje vyrautų iki 2020 metų. Per šį laikotarpį, orimulsijos pagrindu kasmet būtų pagaminama 41–33 % visos šalies elektros energijos (5,2–5,7 TWh). 2020 metais Vilniaus TE pakeitus vieną susidėvėjusį agregatą dujų kombinuoto ciklo termofikaciniu bloku, dujos taptų pagrindine kuro rūšimi (42% pirminio kuro). Žymi dalis elektros energijos Lietuvoje būtų gaminama Mažeikių TE iš asfalteno. Sumontavus papildomą 210 MW bloką, šioje elektrinėje būtų pagaminama 2,08–2,18 TWh per metus, tačiau lyginamasis šios elektrinės indėlis vis tik sumažėtų nuo 15.3 % 2010 metais iki 11.9 % 2025. Kitų kuro rūšių dalis liktų nedidelė per visą analizuojamąjį laikotarpį.

Elektros gamyba Estijoje. Elektros energijos gamyba Estijoje parodyta 6.4 paveiksle. Elektros energijos gamyba Estijoje yra pagrįsta vietinio kuro – skalūnų – deginimu. Šis kuras naudojamas Eesti ir Balti elektrinėse. Iki 2004 m. šiose elektrinėse dirbo tik seni blokai, jų pagaminta energija sudarė 6,96–6,98 TWh. 2004 metais elektros gamyba šiuose blokuose sumažėjo, kadangi buvo paleistas vienas modernizuotas blokas. Per sekančius metus elektros gamyba senuosiuose blokuose vėl auga dėl išaugusių elektros energijos poreikių regione. Tačiau pagrindinis gamybos augimą lemianti veiksnys yra Ignalinos AE uždarymas Lietuvoje. Atominės elektrinės galios sumažėjimas lėmė, kad išaugo elektros gamyba teršiančiose bei neefektyviose, tačiau pigų vietinį kurą deginančiose Eesti ir Balti elektrinėse. Po 2010 metų gamyba senuosiuose blokuose smarkiai mažinama dėl renovacijos proceso, kuris tęsiasi iki 2014 m. Pradedant 2015 m. Estijoje elektrą gamina tik renovuoti Balti ir Eesti elektrinių blokai, kurie visiškai pakeičia senuosius blokus. Skaičiavimo rezultatai parodė, kad elektros gamyba renovuotuose blokuose išauga nuo 1,53 TWh 2004 m. iki 10,43 TWh 2015 m. bei 10,76 TWh 2025 m. Didžiausias Iru termofikacinės elektrinės įnašas į elektros gamyba Estijoje laukiamas senųjų Balti ir Eesti elektrinių blokų renovacijos metu. Jos indėlis 2005–2009 metų laikotarpiu siekia 0,78–0,93 TWh,

o 2010–2014 m. laikotarpiu 1,3 TWh. Toliau jos gamyba sumažėja iki 1,1 TWh. Naujos TE taip pat įneša nemažą indėli į elektros gamybą Estijoje. Jų gamyba išauga nuo 0,2 TWh 2005 m. iki 3,4 TWh 2025 m. Nauja Ahtme termofikacinė elektrinė, deginanti skalūnus ir medžio atliekas, pagamina iki 0,2 TWh elektros. Kitos termofikacinės elektrinės pagrindinai naudoja gamtines dujas. 2025 m. Estijoje pradeda veikti nauja KCDT elektrinė ir jos elektros gamyba siekia iki 3,3 TWh. Kitų Estijos elektrinių indėlis į bendrą elektros gamybą yra nežymus.

-5

0

5

10

15

20

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

TWh

Eksportas į kitas šalis

Eksportas į Latviją

Importas iš Latvijos

Importas iš kitų šalių

Naujos anglinės el.

Naujos mažos TE

Naujos TE

Nauja Athme TE

Naujos KCDT

Naujos skalūninės el.

Iru TE

Esamos skalūninės el.

Hidroelektrinės

Vėjo el.

Esamos mažos el.

Galutiniai poreikiai

6.4 paveikslas. Elektros gamyba Estijoje pagal elektrines

Estijos elektros energijos eksportas į Latviją ir net į Lietuva tam tikrais laiktotarpiais yra gana ženklus. Didžiausiais eksportas į minėtas šalis (2,8–4,4 TWh) yra po pirmojo Ignalinos AE bloko uždarymo, bet tik iki 2010 m. Nuo 2010 m. iki Balti ir Eesti elektrinių renovacijos pabaigos, elektros eksportas iš Estijos yra ribotas dėl su renovacija susijusio galių šiose elektrinėse sumažėjimo. Pabaigus minėtų elektrinių senųjų blokų renovaciją, Estija vėl pradeda elektros energijos eksportą, kuris iki 2015 m. išauga iki 3,2 TWh. Toliau eksportas palaipsniui mažėja dėl augančio elektros energijos poreikio Estijos vidaus rinkoje ir 2025 m. jis sudaro tik 1,8 TWh.

Elektros gamyba Latvijoje. Kaip matyti iš 6.5 paveiksle pateiktų rezultatų, nemažą elektros poreikio dalį padengia elektros gamyba hidroelektrinėse ir elektros importas iš Lietuvos ir Estijos. Tai ypač matoma laikotarpiu iki 2008 m. kai pradedamas eksploatuoti naujas blokas Ryga TE–2 elektrinėje. Elektros gamybos hidroelektrinėse dalis šiuo laikotarpiu sudaro 64–78 % nuo visos gamybos Latvijoje. Termofikacinių elektrinių indėlis sudaro 21–36 % arba 1,15–1,3 TWh. Tačiau ši gamyba padengia tik 56–70% viso elektros poreikio šalyje, o 30–44 % reikalingos elektros yra importuojama.

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

TWh

Eksportas į LietuvąEksportas į EstijąEksportas į kitas šalisImportas iš EstijosImportas iš LietuvosImportas iš kitų šaliųMaodulinės TEEsamos mažos TENaujos TE + Riga TE-2Nauja Riga TENaujos hidroelektrinėsNauja KCDTLiepojos el.Balt Pulp TEEsama Riga TE-2Esama Riga TE-1Vėjo elektrinėsHidroelektrinėsGalutiniai poreikiai

6.5 paveikslas. Elektros gamyba Latvijoje pagal elektrinių tipą

Elektros energijos gamyba Latvijoje smarkiai išauga po 2010 m. kai pradedamos eksploatuoti naujos KCDT TE (įskaitant Rygos TE). Termofikacinių elektrinių gaminamos elektros dalis 2010–2015 m. išauga iki 59–63 % arba iki 4,2–4,9 TWh, o vietinė elektros energijos gamyba padengia 72–91 % viso šalies elektros energijos poreikio. Šiuo laikotarpiu hidroelektrinių gaminamos elektros kiekis absoliučiais dydžiais lieka pastovus, tačiau jų dalis bendroje gamyboje sumažėja iki 36–40 %.

Per sekančius penkis metus elektros importas iš modernizuotų Estijos skalūninių elektrinių, deginančių pigų vietinį kurą smarkiai įtakoja elektros gamybą Latvijoje. Šiomis aplinkybėmis nėra tikslinga toliau plėsti generavimo pajėgumus Latvijoje. Toliau augantis elektros poreikis Estijoje ir visose Baltijos šalyse, pradeda riboti modernizuotų Estijos skalūninių elektrinių eksportinį potencialą ir įtakoja instaliuotų galių plėtrą Latvijoje. Nuo 2020 m. pradeda veikti nauja anglį deginanti elektrinė Liepojoje, kurioje per metus pagaminama 1,8 TWh elektros energijos. Vietinė elektros energijos gamyba Latvijoje 2020–2025 m. siekia 81–84 % nuo visos gamybos. Hidroelektrinių gaminamos elektros energijos dalis sudaro 27–30 %, o termofikacinių elektrinių dalis išauga iki 51–55 %. Didelis TE lyginamasis svoris yra galimas ryšium su naujų modernių KCDT TE įvedimu į eksploataciją. Pastarosios, esant tam pačiam šilumos atleidimui, gamina daug daugiau elektros energijos nei šiuo metu veikiančios TE garo turbinų pagrindu.

Prognozuojami elektros energijos balansai atskirose Baltijos regiono šalyse ir visame regione bazinio scenarijaus atveju pateikti 6.3–6.6 lentelėse.

6.3 lentelė. Racionalus elektros energijos balansas Estijoje bazinio scenarijaus atveju, TWh

Elektrinė 2000 2005 2008 2010 2015 2020 2025 Esamos mažos el. 0,12 0,13 0,13 0,17 0,16 0,16 0,11 Vėjo el. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Hidroelektrinės 0,00 0,01 0,01 0,02 0,03 0,04 0,04 Esamos skalūnų el. 6,96 6,55 8,56 2,16 0,00 0,00 0,00 Iru TE 0,55 0,78 0,94 1,33 1,11 0,35 0,00 Naujos skalūnų el. 0,00 3,06 2,96 4,36 10,43 10,76 10,76Naujos KCDTE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,35 Nauja Ahtme TE 0,00 0,00 0,00 0,21 0,21 0,21 0,21 Naujos TE 0,00 0,09 0,21 0,90 0,87 1,82 1,68 Naujos mažos TE 0,00 0,11 0,26 0,53 0,79 1,04 1,34 Importas iš kitų šalių 0,32 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Importas iš Latvijos 0,27 0,57 0,03 0,01 0,00 0,20 0,03 Eksportas į Latviją –0,81 –2,81 –4,40 –1,08 –3,24 –2,08 –1,84Eksportas į kitas šalis –0,37 –0,61 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Importo/Eksporto saldo su Latvija –0,54 –2,24 –4,37 –1,06 –3,24 –1,88 –1,81Importo/Eksporto saldo su kt. šalimis –0,06 –0,61 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Galutiniai poreikiai 5,41 6,07 6,72 7,18 8,56 10,69 13,52Suminiai poreikiai 7,04 7,89 8,69 8,63 10,36 12,51 15,70

6.4 lentelė. Racionalus elektros energijos balansas Latvijoje bazinio scenarijaus atveju, TWh

Elektrinė 2000 2005 2008 2010 2015 2020 2025 Hidroelektrinės 2,82 2,85 2,84 2,85 2,85 2,85 2,85 Vėjo el. 0,00 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,01 Esama Rygos TE–1 0,24 0,19 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Esama Rygos TE–2 0,93 0,73 0,40 0,33 0,31 0,00 0,00 Nauja popieriaus fabriko TE 0,00 0,00 0,00 0,88 0,88 0,88 0,88 Liepojos el. 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,85 1,85 Nauja KCDTE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Naujos hidroelektrinės 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Nauja Rygos TE–1 0,00 0,00 0,41 0,98 0,32 0,32 0,03 Naujos KCDT TE (su Rygos TE–2) 0,00 0,00 1,21 2,21 2,37 3,27 4,55 Esamos mažos TE 0,12 0,16 0,15 0,39 0,32 0,37 0,34 Modulinės TE 0,04 0,07 0,06 0,13 0,03 0,02 0,00 Importas iš kitų šalių 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Importas iš Lietuvos 1,40 1,44 1,13 0,00 0,08 0,76 0,66 Importas iš Estijos 0,81 2,81 4,40 1,08 3,24 2,08 1,84 Eksportas į kitas šalis –0,14 0,00 –1,85 0,00 0,00 0,00 0,00 Eksportas į Estiją –0,27 –0,57 –0,03 –0,01 0,00 –0,20 –0,03Eksportas į Lietuvą –0,01 –0,89 –1,23 –0,33 –0,58 –0,83 0,00 Importo/Eksporto saldo su kt. šalimis –0,14 0,00 –1,85 0,00 0,00 0,00 0,00 Importo/Eksporto saldo su Lietuva 1,39 0,54 –0,10 –0,33 –0,50 –0,08 0,66 Importo/Eksporto saldo su Estija 0,54 2,24 4,37 1,06 3,24 1,88 1,81 Galutiniai poreikiai 4,64 5,69 6,25 6,72 7,88 9,07 10,40Suminiai poreikiai 5,95 6,84 7,55 8,56 9,87 11,43 12,99

6.5 lentelė. Racionalus elektros energijos balansas Lietuvoje bazinio scenarijaus atveju, TWh

Elektrinė 2000 2005 2008 2010 2015 2020 2025 Hidroelektrinės 0,34 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 Branduolinė el. 8,62 8,09 8,09 0,00 0,00 0,00 0,00 Lietuvos el. 0,71 0,71 0,71 5,02 5,69 5,09 5,08 Vilniaus TE 0,91 1,14 1,07 1,39 1,36 3,21 3,13 Kauno TE 0,31 0,43 0,39 1,02 1,03 1,25 2,16 Mažeikių TE 0,30 0,30 0,31 2,08 2,18 2,18 2,18 Klaipėdos TE 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,11 0,40 Pramonės įm. TE 0,11 0,04 0,06 0,06 0,03 0,03 0,01 Naujos TE 0,00 0,65 1,33 2,04 2,41 2,82 3,12 Naujos KCDTE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,09 Naujos DT 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Vėjo el. 0,00 0,00 0,00 0,22 0,46 0,46 0,46 Naujos TE (atsin. resursai) 0,00 0,01 0,04 0,09 0,19 0,26 0,30 Importas iš kitų šalių 0,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Importas iš Latvijos 0,01 0,89 1,23 0,33 0,58 0,83 0,00 Eksportas į kitas šalis –0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Eksportas į Latviją –1,40 –1,44 –1,13 0,00 –0,08 –0,76 –0,66Importo/Eksporto saldo su Latvija –1,39 –0,54 0,10 0,33 0,50 0,08 –0,66Importo/Eksporto saldo su kt. šalimis 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Galutiniai poreikiai 6,20 7,78 8,79 9,46 10,83 12,31 13,88Suminiai poreikiai 9,98 11,22 12,50 12,65 14,27 15,90 17,67

6.6 lentelė. Racionalus elektros energijos balansas Baltijos regione bazinio scenarijaus atveju, TWh

Elektrinė 2000 2005 2008 2010 2015 2020 2025 Branduolinė el. 8,62 8,09 8,09 0,00 0,00 0,00 0,00 Esamos kondensacinės el. 7,79 7,39 9,39 7,35 5,85 5,26 5,19 Esamos TE (su nauja Mažeikių) 3,50 3,78 3,31 6,61 6,34 7,51 8,23 Esamos HE 3,16 3,26 3,25 3,27 3,28 3,29 3,29 Naujos TE 0,04 0,93 3,53 7,98 8,08 10,65 12,12Naujos kondensacinės el. 0,00 3,06 2,96 4,36 10,43 12,60 12,61Naujos KCDTE 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,45 Vėjo el. 0,00 0,05 0,05 0,27 0,52 0,52 0,48 Importo/Eksporto saldo su kt. šalimis –0,16 –0,61 –1,85 0,00 0,00 0,00 0,00 Galutiniai poreikiai 16,26 19,54 21,76 23,36 27,27 32,07 37,80Suminiai poreikiai 22,97 25,96 28,74 29,84 34,50 39,83 46,36

Elektros energijos gamybos kainos. Nagrinėjamojo laikotarpio pradžioje, kol veikia Ignalinos AE, ribinės elektros energijos gamybos kainos Baltijos šalyse svyruoja 17,1–21,8 EUR/MWh ribose. Žemiausios kainos yra Estijos elektros energetikos sistemoje, pagrinde naudojančioje pigų kurą – skalūnus, didžiausi – Lietuvoje, nes Lietuvos elektrinė bei termofikacinės elektrinės vartoja brangesnį kurą. Latvijos elektrinių gamybos kainos labai panašios į Lietuvos elektrinių, nes TE technologine prasme ir vartojamo kuro požiūriu abiejose šalyse yra labai panašios.

Ribinių elektros gamybos kainų dinamika Baltijos šalyse parodyta 6.6 paveiksle.

0

10

20

30

40

50

60

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

Year

EU

R/M

Wh

EstoniaLatviaLithuania

Estija Lietuva Latvija

6.6 paveikslas. Ribinės elektros energijos gamybos kainos

Uždarius Ignalinos AE, ribinės elektros gamybos kainos didėja iki 30,9–36,4 EUR/MWh, nes pasitraukus iš rinkos atominei elektrinei atsiranda naujos termofikacinės elektrinės, kurių elektros gamybos kainos didesnės nei uždaromos atominės elektrinės. Minėtas ribinių kainų lygis turėtų išsilaikyti iki 2020 metų, o vėliau kilti iki 39,2–42,9 EUR/MWh. Šis šuolis susijęs su naujos anglinės kondensacinės elektrinės atsiradimu Latvijoje, Vilniaus TE vieno bloko pakeitimu, naujų TE atsiradimu Estijoje.

Nurodytos ribinės kainos yra metinės ribinės elektros gamybos kainos, paskaičiuotos kaip visų modeliuojamų laiko segmentų ribinių kainų svertinis vidurkis. Ribinių kainų reikšmės kiekviename laiko segmente yra skirtingos.

Diskontuoti į nagrinėjamo laikotarpio pradžią energijos tiekimo sistemų veiklos ir plėtros kaštai parodyti 6.7 lentelėje.

6.7 lentelė. Energijos tiekimo sistemos veiklos ir plėtros diskontuoti kaštai, MEUR

Kaštai 2000–2005

2006–2010

2011–2015

2016–2020

2021–2025

2026–2035

2036–2045

Viso 2000–2025

Viso 2000–2035

Viso 2000–2045

Estija Investicijos 232 196 205 49 96 28 0 778 807 807 Pastovios išlaidos 888 503 288 122 65 73 29 1866 1939 1968 Kintamos išlaidos1) 1628 1053 843 567 484 703 237 4576 5279 5516 Tarpinė suma 2749 1752 1336 737 645 804 266 7220 8024 8291 Išlaidos rezervui 32 12 1 1 1 0 0 48 48 48 Estija viso 2782 1765 1337 738 646 804 266 7268 8072 8338 Latvija Investicijos 49 320 41 94 57 79 0 561 640 640 Pastovios išlaidos 830 385 238 104 59 68 29 1616 1684 1713 Kintamos išlaidos1 2357 1133 1211 749 562 656 245 6011 6667 6912 Tarpinė suma 3236 1838 1489 947 678 804 274 8188 8992 9266 Išlaidos rezervui 52 21 4 2 4 1 0 83 84 84 Latvija viso 3288 1858 1493 950 682 804 274 8272 9076 9350 Lietuva Investicijos 154 343 46 19 60 91 0 622 713 713 Pastovios išlaidos 878 284 157 76 45 46 21 1440 1486 1507 Kintamos išlaidos 1 7233 4806 4231 2552 1839 2162 938 20661 22822 23760 Tarpinė suma 8265 5433 4434 2647 1944 2299 959 22723 25021 25980 Išlaidos rezervui 66 37 5 4 1 –2 0 112 111 111 Lietuva viso 8331 5470 4438 2651 1945 2297 959 22835 25132 26091 Baltijos šalys Investicijos 436 859 291 162 214 198 0 1962 2160 2160 Pastovios išlaidos 2597 1172 683 302 169 187 79 4922 5109 5188 Kintamos išlaidos 1 11218 6992 6284 3869 2885 3521 1420 31248 34769 36189 Tarpinė suma 14251 9023 7259 4332 3267 3906 1499 38131 42038 43537 Išlaidos rezervui 151 70 10 7 6 –1 0 243 243 243 Baltijos šalys viso 14401 9093 7269 4339 3273 3905 1499 38375 42280 43780 1) Įskaičiuoti: išlaidos kurui ir taršos mokesčiai

6.5. Regioninis scenarijus leidžiant elektros mainus su trečiosiomis šalimis

Baltijos šalių energetikos sistemų ryšiai su kaimyninėmis turi ne itin didelę įtaką vietinių elektrinių eksploatacijai. Pagrindinė įtaka jaučiama 2010–2014 m. laikotarpiu bei nagrinėjamojo laikotarpio pabaigoje. Energijos importas iš trečiųjų šalių pakeičia kai kurias regione esančias elektrines. Pvz., 2010–2014 m. laikotarpiu mažiau elektros gaminama esamose kondensacinėse elektrinėse, taip pat ir naujose TE. Jos yra pakeičiamos elektros energijos importu, kuris pasiekia 3,7 TWh per metus. Nagrinėjamojo laikotarpio pabaigoje importas pakeičia KCDT elektrines ir sudaro 4,7 TWh per metus. Šie skirtumai pateikti 6.7 pav.

-10

0

10

20

30

40

50

2005

-1R(

Aa)

2005

-2R

(Aa)

2010

-1R

(Aa)

2010

-2R

(Aa)

2015

-1R(

Aa)

2015

-2R

(Aa)

2020

-1R

(Aa)

2020

-2R

(Aa)

2025

-1R

(Aa)

2025

-2R

(Aa)

TWh

Trecios šal. Imp/Exp saldo

Balt ijos r. Imp/Exp saldo

Vejo el.

Naujos KCDT

Naujos kondesacines el.

Naujos hidroelektrines

Naujos TE

Esamos hidroelektrines

Esamos TE

Esamos kondensacinesel.Atomine el.

6.7 paveikslas. Elektros energijos gamybos Baltijos regione pasirinktais metais palyginimas tarp scenarijų 2R(Aa) ir 1R(Aa)

(Abscisių ašyje nurodyti palyginamieji metai ir scenarijai, ordinačių ašyje – energijos kiekiai scenarijuose)

Baltijos šalių energetikos sistemos ateityje greičiausiai suteiks galimybę elektros tranzitui iš Rusijos į Suomiją, kaip parodyta 6.8 pav. Įvedus į eksploataciją Estiją ir Suomiją jungiantį kabelį, priklausomai nuo metų Baltijos regionas importuos iš Rusijos 2,3–5,8 TWh ir tuo pačiu metu eksportuos į Suomija 1,5–3 TWh. Iš kitos pusės bus vykdomi elektros mainai priklausomai nuo energetikos sistemų darbo režimo. Nuo 2015 m. atsiranda dvipusiai elektros srautai tarp Baltijos šalių ir Suomijos. Be to, pradedami eksploatuoti sujungimai su Vakarų šalimis perorientuoja elektros eksportą iš Baltijos šalių į Vakarus dėl didesnės elektros energijos kainos Skandinavijos rinkose. Tačiau kiek ryškiau tai matoma tik 2008 metais, kol dar dirba antrasis Ignalinos AE blokas. Vėliau šiek tiek elektros energijos Baltijos regionas eksportuoja tik apie 2015 metus (Po Estijos skalūninių elektrinių modernizacijos). Kitais metais vykdomas tik Rusijos elektros energijos reeksportas.

-8.0

-6.0

-4.0

-2.0

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

2000

2002

2004

2005

2008

2010

2015

2020

2025

Year

TWh

Export to PLExport to RUSExport to FINImport from PLImport from RUSImport from FIN

6.8 paveikslas. Elektros srautai tarp Baltijos regiono ir trečiųjų šalių. Scenarijus 2R(Aa)

Galimas elektros importas iš Rusijos greičiausiai sumažins Lietuvos elektrinės gamybą. Tai matyti iš 6.9 pav., kai po antrojo Ignalinos AE bloko uždarymo, Lietuva importuoja apie 2,5 TWh elektros iš Rusijos. Elektros gamyba Lietuvos elektrinėje šiuo atveju yra 3 TWh mažesnė palyginus su baziniu scenarijumi. Papildomai galimas elektros importas iš Rusijos tam tikru laipsniu atidės naujų galių įvedimą į eksploataciją. Rezultatai, pateikti 6.10 pav., iliustruoja mažesnę elektros generaciją naujose TE, 2R(Aa) scenarijų atveju palyginus su 1R(Aa) scenarijumi. Pvz., elektros gamyba naujose TE yra 300 GWh mažesnė 2010 ir 2015 m., 200 GWh mažesnė 2020 m. ir 120 GWh mažesnė 2025 m. Be to, naujų KCDTE gamybą pakeičia elektros importos 2025 metais.

-5

0

5

10

15

20

2005

-1R(

Aa)

2005

-2R

(Aa)

2010

-1R

(Aa)

2010

-2R(

Aa)

2015

-1R

(Aa)

2015

-2R

(Aa)

2020

-1R

(Aa)

2020

-2R

(Aa)

2025

-1R

(Aa)

2025

-2R

(Aa)

TWh

Eksportas i Latvija

Eksportas i kitasImportas iš LatvijosImportas iš kitur

AEŠ TEVejo el.DT

Naujos KCDTNaujos TEIndustrines TE

Klaipedos TEMažeikiu TEKauno TEVilniaus TE

Lietuvos el.

Atomine el.Hidroelektrines

6.9 paveikslas. Elektros gamybos Lietuvoje palyginimas tarp scenarijų 2R(Aa) ir 1R(Aa)

Latvijoje elektros energijos importas iš trečiųjų šalių sumažina elektros importą iš Estijos, sumažina naujų TE generaciją ir atitolina Liepojos anglinės elektrinės statybą. Tai yra parodyta 6.10 pav.

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

1620

05-1

R(A

a)

2005

-2R(

Aa)

2010

-1R

(Aa)

2010

-2R(

Aa)

2015

-1R(

Aa)

2015

-2R

(Aa)

2020

-1R

(Aa)

2020

-2R(

Aa)

2025

-1R

(Aa)

2025

-2R

(Aa)

TWh

Eksportas i LietuvaEksportas i EstijaEksportas i kitasImportas iš EstijosImportas iš LietuvosImportas iš kiturModulines TEEsamos mažos TENaujos TE + Riga TE-2Nauja Riga TE-1Naujos hidroelektrinesNaujos KCDTLiepojos el.Balt Pulp TEEsama Riga TE-2Esama Riga TE-1Wind PPHidroelektrines

6.10 paveikslas. Elektros energijos gamybos Latvijoje palyginimas tarp scenarijų 2R(Aa) ir 1R(Aa)

Taigi elektros gamyba naujose TE Latvijoje 2010 m. yra 0,9 TWh mažesnė ir nėra elektros importo iš Estijos, kai tuo tarpu 1R(Aa) scenarijuje jis sudarė 1,08 TWh. Vėlesniais metais galimas elektros energijos importas iš trečiųjų šalių daro mažesnę įtaką Latvijos TE. Pavyzdžiui, TE elektros gamyba 2020 m. abiejų scenarijų atveju jau yra vienoda, tačiau Liepojos elektrinės statyba scenarijuje 2R(Aa), palyginus su 1R(Aa) scenarijumi, pavėlinama 5 metais.

Eksploatacijon įvedus elektros perdavimo kabelį tarp Estijos ir Suomijos, elektros mainai tarp Estijos ir Latvijos yra pakeičiami Estijos mainais su trečiosiomis šalimis (6.11 pav.). Pavyzdžiui, 2010 m. scenarijaus 1R(Aa) atveju Estija eksportuoja 1,06 TWh į Latviją, o scenarijaus 2R(Aa) atveju Estija eksportuoja 1,5 TWh į Suomiją. Panaši situacija susidaro ir 2015 bei 2020 m., o 2025 m. elektros importas kartu su nutrauktu eksportu atideda KCDT blokų statybą.

Galimas elektros energijos importas iš Rusijos atskirais metais Lietuvoje ir Latvijoje leidžia sumažinti ribines elektros energijos kainas 1,7–4 Eurais už megavatvalandę, nes leidžia išvengti brangiausių elektrinių eksploatacijos. Tačiau Estijos energetikos sistemos sujungimas su Suomija (kur elektros energijos gamybos kainos yra didesnės nei Estijos skalūninėse elektrinėse) elektros energijos ribines kainas atskirais metais padidina 2,9 EUR/MWh, kadangi daugiau apkraunami skalūniniai Eesti ir Balti elektrinių blokai, kurių energija eksportuojama į Suomiją, o pikams dengti Estijoje reikia panaudoti brangesnius generatorius. Kai Estijos skalūninių elektrinių pajėgumai pradedami pilnai panaudoti šalies poreikių tenkinimui, galimas elektros energijos importas leidžia išvengti brangesnių elektrinių statybos ir ribinės kainos Estijoje taip pat tampa mažesnės nei 1R(Aa) scenarijaus atveju.

-5

0

5

10

15

20

2005

-1R

(Aa)

2005

-2R(

Aa)

2010

-1R

(Aa)

2010

-2R(

Aa)

2015

-1R

(Aa)

2015

-2R

(Aa)

2020

-1R

(Aa)

2020

-2R

(Aa)

2025

-1R(

Aa)

2025

-2R

(Aa)

TWh

Importas/Eksportas saldo(kitos)Importas/Eksportas saldo(Latvija)Naujos anglines el.

Naujos mažos TE

Naujos TE

Nauja Athme TE

Naujos KCDT

Naujos skalunines TE

Iru TE

Esamos skalunines el.

Hidroelektrines

Vejo el.

Esamos mažos TE

6.11 paveikslas. Elektros gamybos Estijoje palyginimas tarp scenarijų 2R(Aa) ir 1R(Aa)

-5.0-4.0-3.0-2.0-1.00.01.02.03.04.0

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

Metai

EUR

/MW

h EstijaLatvijaLietuva

6.12 paveikslas. Ribinių elektros energijos gamybos kainų scenarijuje 2R(Aa) palyginimas su kainomis 1R(Aa) scenarijuje. (Kainos scenarijuje 2R(Aa) minus kainos scenarijuje 1R(Aa))

2R(Aa) scenarijaus atveju Baltijos šalių energetikos sistemų plėtros ir funkcionavimo kaštai yra 116 milijono eurų didesni, lyginant su baziniu scenarijumi, kadangi nauda iš elektros prekybos neatsveria naujų elektros perdavimo linijų statybos investicijų.

Regioninis scenarijus, leidžiant elektros mainus su trečiosiomis šalimis bei priėmus aukštas kuro kainas.

Norint įvertinti aukštų kuro kainų įtaką Baltijos šalių energetikos sistemų plėtrai buvo nagrinėtas 2R(Ac) scenarijus. Skaičiavimai atlikti naudojant aukštas kuro kainas, kurių kitimo dinamika paaiškinta 2 skyriuje.

Aukštos kuro kainos sudaro palankesnes galimybes naujos AE statybai bei elektros importui iš trečiųjų šalių, tačiau smarkiai sumažina Lietuvos elektrinės ekonominį patrauklumą (6.13 pav.). Nauja AE šiuo atveju į eksploataciją įvedama jau 2025 metais, t.y. dešimčia metų anksčiau nei baziniame scenarijuje (1R(Aa)). 2R(Aa) scenarijuje nauja AE nebuvo statoma visu nagrinėjamuoju laikotarpiu.

-10

0

10

20

30

40

50

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

TWh

Trecios šal. Imp/ExpsaldoBaltijos r. Imp/ExpsaldoVejo el.

Naujos KCDT

Naujos kondesacinesel.NaujoshidroelektrinesNaujos TE

EsamoshidroelektrinesEsamos TE

Esamoskondensacines el.Atomine el.

Galutinis poreikis

6.13 paveikslas. Elektros gamyba Baltijos regione, scenarijus 2R(Ac)

Iki Ignalinos AE uždarymo, kaip ir baziniame scenarijuje, yra galimas elektros energijos eksportas iš Baltijos regiono šalių į trečiąsias šalis, vėlesniais metais elektra yra tik importuojama. Elektros gamybos palyginimas tarp šio scenarijaus (2R(Ac)) ir scenarijaus su žemomis kuro kainomis (2R(Aa)) yra pateikiamas 6.14 pav. Galimas pigesnės elektros energijos importas iš trečiųjų šalių (pagrindinai iš Rusijos) sumažina elektros gamybą esamose kondensacinėse elektrinėse (Lietuvos el.), smarkiai nutolina anglinės elektrinės Latvijoje statybą (po 2035 m.), sumažina Estijos skalūninių elektrinių modernizavimo tempą (6.16 pav.), kuriose 2010 –2020 metų laikotarpiu elektros gamyba sumažėja apie 1,5 TWh. Elektros gamybos sumažinimas minėtose elektrinėse yra kompensuojamas išaugusiu importu iš trečiųjų šalių. Lyginant su 2R(Aa) scenarijumi 2010 m. elektros energijos importas padidėja 2,49 TWh ir siekia 6,2 TWh, 2015–2020 m. laikotarpiu elektros importas sudaro apie 4 TWh, tačiau scenarijuje su žemomis kuro kainomis jo nebuvo visai, kadangi tuo laikotarpiu elektros poreikį patenkino išaugusi Lietuvos elektrinės ir modernizuotų Estijos skalūninių elektrinių generacija. 2020–2024 m. laikotarpiu bendras importas sumažėja, nes truputį išauga esamų ir naujų TE generacija, taip pat baigiama Estijos skalūninių elektrinių modernizacija, o importo skirtumas tarp scenarijų sudaro apie 2,1 TWh. Šiame scenarijuje 2025 m. Lietuvoje pastatoma nauja atominė elektrinė, kuri kasmet pagamina po 4,8 TWh elektros (6.13 pav.). Ši elektrinė pakeičia Lietuvos elektrinę bei sumažina Estijos skalūninių elektrinių gaminamos elektros kiekį. Elektros gamyba 2025

metais Lietuvos elektrinėje scenarijaus 2R(Ac) atveju yra net 3,7 TWh mažesnė nei 2R(Aa) scenarijuje.

-10.00

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

2005

-2R

(Aa)

2005

-2R

(Ac)

2010

-2R

(Aa)

2010

-2R(

Ac)

2015

-2R(

Aa)

2015

-2R(

Ac)

2020

-2R

(Aa)

2020

-2R

(Ac)

2025

-2R

(Aa)

2025

-2R

(Ac)

TWh


Baltijos r. Imp/Exp saldo

Vejo el.

Naujos KCDT



Naujos TE


Esamos TE

Esamos kondensacines el.

Atomine el.

6.14 paveikslas. Elektros gamybos Baltijos regione palyginimas tarp scenarijų 2R(Ac) ir 2R(Aa)

Išaugusios kuro kainos smarkiai padidina elektros energijos kainas. Ribinių elektros energijos kainų scenarijuje 2R(Ac) palyginimas su kainomis 2R(Aa) scenarijuje parodytas 6.15 pav. Kuro kainų augimas mažiausią įtaką daro Estijai kur vyrauja vietinis kuras – skalūnai. Čia kaina padidėja iki 5 EUR/MWh. Panaši situacija yra Latvijoje nors kainų prieaugis yra kiek didesnis nei Estijoje. Didžiausias kainų prieaugis yra Lietuvoje, kurios energetikos pagrindą sudaro brangstantis organinis kuras. Elektros energijos kainų prieaugis Lietuvoje 2015 –2019 metais pasiekia net 10 EUR/MWh.

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

Metai

EUR

/MW


6.15 paveikslas. Ribinių elektros energijos kainų skirtumas tarp 2R(Ac) ir 2R(Aa) scenarijaus

Ribinių elektros energijos kainų dinamika Baltijos šalyse parodyta 6.16 pav. Po antrojo Ignalinos AE bloko uždarymo ribinės elektros energijos kainos Baltijos šalyse yra 35–46 EUR/MWh ribose, o analizuojamo periodo pabaigoje pasiekia 50 EUR/MWh.

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.020

05

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

Metai

EUR

/MW


6.16 paveikslas. Ribinių elektros energijos kainų dinamika 2R(Ac) scenarijaus atveju

6.6. Regioninis scenarijus leidžiant elektros mainus su trečiosiomis šalimis bei priėmus labai aukštas kuro kainas

Scenarijuje 2R (Ab) modeliuotos labai aukštos kuro kainos ir elektros tinklo galimybė importuoti bei eksportuoti elektros energiją į trečiąsias šalis. Labai aukštos kuro kainos toliau didina naujos atominės elektrinės ekonominį patrauklumą. Šiuo atveju nauja AE pradedama eksploatuoti jau 2020 m. ir ji pagamina daugiau elektros palyginus su aukštų kainų scenarijumi 2R(AC). Jau 2020 m. ji generuoja 5,3 TWh, o 2025 m. jos gamyba išauga iki 7,4 TWh. Išaugusi naujos AE generacija lėmė, kad importuojamos elektros kiekis 2025 m. sudaro 2,9 TWh, nors žemų bei aukštų kainų scenarijuje tais metais jis buvo apie 5 TWh. Tai lemia, kad dar labiau sumažėja Lietuvos el. bei esamų ir naujų TE įnašas į bendrą elektros gamybą. Pvz. 2025 m. esant žemoms kainoms naujos TE gamino – 11,9 TWh, esant aukštoms kainoms – 11,7 TWh, o esant labai aukštoms kainoms – 10,8 TWh. Modernizuotų Estijos skalūninių elektrinių gaminamos energijos kiekis nagrinėjamojo laikotarpio pabaigoje išauga. Elektros gamybos palyginimas tarp žemų kainų (2R(Aa)) ir labai aukštų kainų (2R(Ab)) scenarijų pateikiamas 6.17 pav.

-10.00

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

2005

-2R(

Aa)

2005

-2R(

Ab)

2010

-2R(

Aa)

2010

-2R

(Ab)

2015

-2R

(Aa)

2015

-2R

(Ab)

2020

-2R

(Aa)

2020

-2R

(Ab)

2025

-2R

(Aa)

2025

-2R

(Ab)

TWh


Baltijos r. Imp/Exp saldo

Vejo el.

Naujos KCDT



Naujos TE


Esamos TE

Esamos kondensacines el.

Atomine el.

6.17 paveikslas. Elektros gamybos Baltijos regione palyginimas tarp scenarijų 2R(Ab) ir 2R(Aa)

Jei labai aukštų kuro kainų atveju nebūtų galimybės importuoti elektros energiją iš trečiųjų

šalių, naują AE tikslinga būtų pradėti eksploatuoti iš karto po Ignalinos AE antrojo bloko uždarymo. Aukštų kuro kainų (2R(Ac)) scenarijaus atveju, nesant galimybės importuoti elektrą iš trečiųjų šalių, naują AE į eksploataciją tikslinga būtų įvesti 2020 metais.

Ribinių elektros energijos gamybos kainų dinamika šio scenarijaus atveju yra pateikta 6.18 pav.

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

Metai

EUR/

MW


6.18 paveikslas. Ribinių elektros energijos gamybos kainų dinamika 2R(Ab) scenarijaus atveju

6.7. Apibendrinimai iš Baltijos studijos

6.7.1 Nagrinėti scenarijai Siekiant nustatyti racionalius technologinius pasikeitimus, kuro ir energijos balansus,

įvertinti energijos tiekimo patikimumą, aplinkos svarbą bei kitus veiksnius, turinčius įtaką Baltijos šalių elektros energetikos sistemai vidutinėje perspektyvoje, buvo analizuoti septyni pagrindiniai scenarijai.

1N scenarijus: Nacionalinio susibalansavimo scenarijus (analizuotas atskirai kiekvienai šaliai). Šiame scenarijuje įvertinta:

• visi esamų energetikos įstatymų, normatyvinių aktų ir įsipareigojimų reikalavimai į modelyje įvertinti kaip atitinkami apribojimai;

• Ignalinos AE uždarymo terminai, remiantis susitarimu su ES;

• labiausiai tikėtinos Estijos skalūnų elektrinės, Rygos TE bei Lietuvos elektrinės modernizavimo kryptys (elektrinės jau modernizuojamos);

• nuo 2010 metų esamos elektrinės 100% tenkins elektros energijos vartotojų poreikius kiekvienoje šalyje;

• elektros energija importuojama ar iš šalies eksportuojama tik baziniu režimu;

• kuro talpyklos turi garantuoti kuro atsargas 90 dienų (įvertinant atliktus optimizacinius skaičiavimus).

1R scenarijus: Regioninis susibalansavimo scenarijus. Pirmosios trys ir paskutinė 1N scenarijaus prielaida yra taikoma regioniniam skaičiavimui, tačiau kitos pakeistos taip:

• nuo 2010 metų pagrindinės elektrinės 100% tenkina visus Baltijos šalių regiono elektros energijos vartotojų poreikius planuojamu laikotarpiu;

• elektros energijos eksportas ir importas iš arba į Baltijos šalis į arba iš trečiųjų šalių uždraustas iki 2010 metų, tačiau elektros energijos mainai tarpusavyje yra leistini;

• elektros energijos importas ar eksportas iki 2010 metų yra leistinas tik baziniu režimu.

2R scenarijus: Regioninis scenarijus, numatantis tarpvalstybines jungtis elektros energijos mainams. 1R scenarijaus prielaidos papildomai įvertina:

• esamą tarpvalstybinę elektros energijos perdavimo infrastruktūrą su Rusija ir Nepriklausomų šalių sandrauga;

• naujas jungtis integracijai su Vakarų Europos jungtine energetikos sistema (UCTE): “LIT–POL” jungtį, sujungsiančią Lietuvą ir Lenkiją, 1000 MW ir NORDEL “Estlink” jungtį, sujungsiančią Estiją ir Suomiją 350 MW.

3R scenarijus: Regioninis scenarijus, įvertinantis didesnį dujų tiekimo patikimumą – dujų saugyklą. 1R scenarijaus prielaidos papildomai įvertina:

• nuo 2010 m. regioninė dujų saugykla turi sukaupti atsargas 120 dienų.

4R scenarijus: Regioninis scenarijus, kai apribojamas dujų tiekimas. 1R scenarijaus prielaidos papildomai įvertina:

• nuo 2010 m. dujų tiekimo ribojimas sudarys 25% bendro dujų kiekio kuro, naudojamo elektrai ir šilumai gaminti Baltijos regione. (4Ra scenarijaus atveju tai sudarys 20%, o 4Rc scenarijuje – 30%).

5R scenarijus: Regioninis scenarijus, kai pratęsiamas Ignalinos AE antrojo bloko eksploatavimas. Taikomos 1R scenarijaus prielaidos, tačiau:

• antrasis Ignalinos AE blokas eksploatuojamas iki 2017 metų.

6R scenarijus: Regioninis scenarijus, kai numatomas galimas kuro diversifikavimas. 1R scenarijaus prielaidos papildomos taip:

• po 2010 metų priverstinai stabdomas trečiasis Ignalinos AE blokas ir anglis deginanti elektrinė Latvijoje. (Trečiojo Ignalinos AE bloko statyba numatyta tik 6Ra scenarijuje, o anglimi kūrenamos elektrinės statyba Latvijoje tik 6Rb scenarijaus atveju).

7R scenarijus: Regioninis scenarijus, kai taikomi skirtingi aplinkos taršos mokesčiai. 1R scenarijaus prielaidos papildomos taip:

• nuo 2008 m. CO2 išmetimams taikomi dideli mokesčiai sudarys 20 EUR/t. 5 EUR/t – 7Ra scenarijaus atveju ir 10 EUR/t – 7Rb scenarijuje.

6.8 lentelėje pateiktos minėtus scenarijus įvertinančios skirtingos sąlygos.

6.8 lentelė. Scenarijų skaičiavimo sąlygos

Aa Neribotas dujų tiekimas į Estiją, Latviją ir Lietuvą tik vasaros sezono metu. Žemos kuro kainos. Neribotas dujų tiekimas suprantamas kaip jokių suvaržymų dujų tiekimo apimčiai ir režimui nebuvimas. Dujų tiekimas Latvijai įmanomas tik vasaros sezono metu, tačiau ir šiuo atveju nėra jokių suvaržymų dujų tiekimo apimčiai ir režimui. Limituojamas tik dujotiekio vamzdyno pralaidumas ir dujų saugyklos pajėgumas, kuris, esant būtinybei, gali būti išplėstas. Tuo atveju vertinamos ir investicijos.

Aaa Neribotas dujų tiekimas į Estiją, Latviją ir Lietuvą tik vasaros sezono metu. 4R, 4Ra, 4Rc scenarijuose ribojamas dujų ir orimulsijos tiekimas elektrai ir šilumai gaminti. Tai reikštų, kad dujų ir orimulsijos dalis bendrai paėmus bendrame kuro balanse neturėtų viršyti kiekių, taikomų dujų tiekimui (20%, 25%, 30%). Žemos kuro kainos.

Aab Neribotas dujų tiekimas į Estiją, Latviją ir Lietuvą tik vasaros sezono metu. Žemos kuro kainos. Priverstinė dujų saugyklos statyba Lietuvoje ir esamos išplėtimas Latvijoje.

Ab Neribotas dujų tiekimas į Estiją, Latviją ir Lietuvą tik vasaros sezono metu. Labai aukštos kuro kainos.

Ac Neribotas dujų tiekimas į Estiją, Latviją ir Lietuvą tik vasaros sezono metu. Aukštos kuro kainos.

Ea Neribotas dujų tiekimas į Estiją, Latviją ir Lietuvą tik vasaros sezono metu. Žemos kuro kainos. Nuo 2010 m. numatomas 3% kasmetinis elektros energijos gamybos augimas iš atsinaujinančių išteklių.

Ba Dujų tiekimas į Estiją ir Lietuvą ribojamas metų bėgyje, o Latvijoje tik vasaros sezono metu. Tai reikštų, kad dujos (kai tai leistina) Baltijos šalims tiekiamos tik taip vadinamu baziniu apkrovos režimu. Žemos kuro kainos.

Baa Dujų tiekimas į Estiją ir Lietuvą ribojamas metų bėgyje, o Latvijoje tik vasaros sezono metu. 4R, 4Ra, 4Rc scenarijuose ribojamas dujų ir orimulsijos tiekimas elektrai ir šilumai gaminti. Žemos kuro kainos.

Bb Dujų tiekimas į Estiją ir Lietuvą ribojamas metų bėgyje, o į Latviją tik vasaros sezono metu. Labai aukštos kuro kainos.

Ca Dujų tiekimas į Estiją ir Lietuvą ribojamas metų bėgyje, o į Latviją tik vasaros sezono metu. Žemos kuro kainos. Orimulsija netiekiama. Nėra privalomas Lietuvos elektrinės modernizavimas. Tai reikštų, kad Lietuvos elektrinės modernizavimas modeliuojamas kaip alternatyva, bet ne kaip realiai vykstantis procesas.

Da Dujų tiekimas į Estiją ir Lietuvą ribojamas metų bėgyje, o į Latviją tik vasaros sezono metu. Žemos kuro kainos. Ribojama modernizuotos skalūnų elektrinių galia. Analizuojamas atvejis, kai Estijos skalūnų elektrinių modernizavimo programa sutrumpinta.

6.9 lentelėje pateiktas pilnas analizuotų scenarijų rinkinys.

6.9 lentelė. Analizuojami variantai

Sąlygos Scenarijus

Aa Aaa Aab Ab Ac Ea Ba Baa Bb Ca Da

1N +

1R + + + + + + + +

2R + + + + + + + +

3R + + + + +

4R + + + + + + + + + +

4Ra + + + + + +

4Rb + + + + + +

5R + + + + + + +

6R + + + + + + + +

6Ra + + + +

6Rb + + + +

7R + + + + +

7Ra + + + +

7Rb + + + + + + +

Energijos tiekimo plėtros scenarijuose buvo analizuoti trys prognozuojamų kuro kainų variantai. Žemų kuro kainų scenarijaus atveju naftos kaina augs nuo 5.68 EUR/GJ 2005 m. iki 5.78 EUR/GJ 2025 m. 2005 m. buvo numatytas didžiausias kuro kainų šuolis aukštų ir labai aukštų kuro kainų atveju. Žalios naftos kainos aukštų kuro kainų atveju nuo 7.24 EUR/GJ 2005 m. palaipsniui didės iki 8.71 EUR/GJ 2025 m. Labai aukštų kuro kainų scenarijaus atveju didžiausias kainų augimas numatytas 2005 m., kada jos siekė 8.51 EUR/GJ, iki 2025 m. išaugs iki 8.75 EUR/GJ. Taip pat didėja ir kainos už importuojamas dujas, kur 2005 m. atitinkamai jos sudarė 2.68 EUR/GJ esant žemoms, 3.41 EUR/GJ – aukštoms ir 4.01 EUR/GJ – labai aukštoms kuro kainoms.

6.7.2 Pagrindiniai rezultatai Patraukliausias Baltijos energetikos sistemos plėtros tiek ekonominiu, tiek tiekimo

patikimumo požiūriu būtų scenarijus, kai antrojo Ignalinos AE bloko eksploatavimas pratęsiamas iki elektrinės techninio darbo laiko pabaigos 2017 m. (5R scenarijus), tačiau šis variantas įgyvendinimą iš esmės blokuoja stojimo į ES sutartis. Galutinė ekonominė nauda Baltijos regionui sudarytų 440 milijonų eurų.

Pirmojo Ignalinos AE bloko uždarymas 2004 m. neturėjo skaudžių pasekmių regionui, kadangi Baltijos regiono galios perteklinė dalis parduodama Baltarusijai, Kaliningrado sričiai bei Rusijai. Priešingai, antrojo bloko uždarymo įtaką galima visiškai sušvelninti tik didinant gamtinių dujų, orimulsijos ar elektros energijos importą arba statant naują atominę elektrinę, kadangi dauguma alternatyvų Baltijos šalių pirminių energijos išteklių, įskaitant ir atsinaujinančius, bus arba jau išnaudoti iki 2010 metų arba jų greito įsisavinimo galimybės gali būti ribotos dėl aukštų kainų, ilgo laiko arba abiejų veiksnių.

Ilgesni Ignalinos AE eksploatavimo terminai nei numatyta jų uždarymo 2009 m. pabaigoje data, yra pateisinami grynai iš ekonominių sumetimų ir paremti nacionalinio reguliuotojo VATESI išduota licencija tolesniam jos darbui. Visų kitų scenarijų atveju, uždarius antrąjį Ignalinos AE bloką 2009 m., regionas tampa iš elektros energijos eksportuojančio ją importuojančiu. Nors importo mąstai kinta įvairių scenarijų atvejais, elektros energijos importas sudaro beveik pusę antrojo Ignalinos AE bloko pagaminamos energijos prieš jo uždarymą.

Skaičiavimų rezultatai rodo, kad žemų kuro kainų scenarijaus atveju, organinį kurą naudojančių elektrinių plėtra yra labiausiai ekonomiškai patraukli Lietuvai ir visam Baltijos regionui. Šiuo atveju Lietuvos elektrinė, kartu su esamomis ir naujomis TE tiekia Lietuvai didžiausią dalį pagamintos elektros. Nauja atominė elektrinė pasirodytų tik analizuojamojo laikotarpio pabaigoje (6.10 lentelė). Išimtis būtų tik 7R (Aa) scenarijus, kai dėl didelių mokesčių už CO2 išmetimus reikia stabdyti Lietuvos elektrinę, o tai sudaro palankesnes sąlygas naujai atominei elektrinei atsirasti. 6R ir 6Ra scenarijai atstovauja priverstinę naujos atominės elektrinės statybą. Tačiau šie scenarijai neleidžia korektiškai įvertinti naujos atominės elektrinės ekonominio konkurencingumo. Vidutiniai CO2 mokesčiai, dujų lyginamosios dalies kuro balanso ribojimai, kaip ir reikalavimas laikyti saugykloje dujų atsargas 120 dienų, paspartina naujos atominės elektrinės paleidimo terminą, tačiau ji turėtų būti pastatyta ne anksčiau kaip 2025 metais. Esant bendram dujų ir orimulsijos dalies bendrame kuro balanse ribojimui (Aaa sąlyga), naują atominę elektrinę reikia pradėti eksploatuoti anksčiau – 2020 m. ar net 2015 m. Ribotos galimybės panaudoti orimulsiją ženkliai sumažina modernizuotos Lietuvos elektrinės patrauklumą, o ekonomiškai patrauklesnėmis tampa naujos KCDT elektrinės esamose aikštelėse. Mažesnės galios modernizuotos skalūnų elektrinės Estijoje skatina intensyviau naudoti Lietuvos elektrinę bei naujų KCDT esamose aikštelėse Lietuvoje statybą. Jei dujos būtų pastoviai tiekiamos visus metus, naujos atominės elektrinės patrauklumas šiek tiek sumažėtų, kadangi dirbančiai bazinės apkrovos režimu elektrinei reikėtų, kad dujas naudojančios elektrinės dengtų apkrovos metu maksimalų galios poreikį. Tačiau dujų tiekimo režimas nesutampa su elektrinių, dirbančių maksimalių apkrovų metu, poreikiais.

6.10 lentelė. Naujų atominių elektrinių atsiradimo Lietuvos energetikos sistemoje terminai

Scen

ario

Afte

r201

0A

fter2

015

Afte

r202

0A

fter2

025

Afte

r203

5A

fter2

010

Afte

r201

5A

fter2

020

Afte

r202

5A

fter2

035

Afte

r201

0A

fter2

015

Afte

r202

0A

fter2

025

Afte

r203

5A

fter2

010

Afte

r201

5A

fter2

020

Afte

r202

5A

fter2

035

Afte

r201

0A

fter2

015

Afte

r202

0A

fter2

025

Afte

r203

5A

fter2

010

Afte

r201

5A

fter2

020

Afte

r202

5A

fter2

035

Afte

r201

0A

fter2

015

Afte

r202

0A

fter2

025

Afte

r203

5A

fter2

010

Afte

r201

5A

fter2

020

Afte

r202

5A

fter2

035

Afte

r201

0A

fter2

015

Afte

r202

0A

fter2

025

Afte

r203

5A

fter2

010

Afte

r201

5A

fter2

020

Afte

r202

5A

fter2

035

Afte

r201

0A

fter2

015

Afte

r202

0A

fter2

025

Afte

r203

5

1N1R2R3R4R

4Ra4Rc5R6R

6Ra6Rb7Ra7Rb7R

NPP Low utilisation

Baa Bb Ca DaAb Ac Ea BaAa Aaa Aab

Labai aukštų kuro kainų scenarijuje nauja atominė elektrinė tampa ekonomiškai patrauklesne lyginant su Lietuvos elektrine ir naujomis KCDT elektrinėms, netgi esamose aikštelėse. Šiuo atveju skubi naujos atominės elektrinės statyba uždarius antrąjį Ignalinos AE bloką, yra ekonomiškai pateisinama beveik visuose analizuotuose scenarijuose. Išimtis gali būti tik tuo atveju, jei dujos į Baltijos regioną tiekiamos baziniu režimu (pastoviai metų bėgyje) arba galima pigiai importuoti elektros energiją iš Rusijos. Naujos atominės elektrinės statyba, esant šioms sąlygoms, gali būti nukelta iki 2020 metų. Naujų KCDT statyba esant aukštų kuro kainų scenarijui nėra ekonomiškai pateisinama. Lietuvos elektrinė praktiškai dirba kaip rezervinis galios šaltinis. Tačiau, jei dujos tiekiamas į Baltijos regioną pastoviu režimu metų bėgyje, Lietuvos elektrinė, naudojanti kitas kuro rūšis, yra panaudojama padengti pikinius ir pusiau pikinius poreikius.

Aukštų kuro kainų scenarijaus atveju naujos atominės elektrinės statyba Lietuvoje gali būti ekonomiškai pateisinama iki 2020 m.

Apibendrinant rezultatus, pateiktus anksčiau, galime daryti išvadas, kad:

• esant žemų kuro kainų scenarijui naujos atominės elektrinės statyba Lietuvoje yra ekonomiškai pateisinama 2025 metais ar vėliau;

• griežti bendros dujų ir orimulsijos dalies bendrame kuro elektros energijai ir šilumai gaminti balanse ribojimai, kai ši dalis sudaro 25% ar mažiau, paspartintų naujos atominės elektrinės statybą. Ekonomiškai pateisinama būtų ją pastatyti 2015–2020 metais. Vien dujų dalies kuro energijos balanse ribojimai praktiškai neturi įtakos naujos atominės elektrinės statybos terminui, kadangi elektros energijai gaminti orimulsija gali pakeisti dujas;

• esant aukštų arba labai aukštų kuro kainų scenarijui, kai dujos tiekiamos baziniu apkrovos režimu ir statoma nauja atominė elektrinė, ją ekonomiškai galima pagrįsti tik apie 2020 metus;

• neatidėliotinas ar kaip galimai ankstesnis naujos atominės elektrinės paleidimas į eksploataciją Lietuvoje gali būti ekonomiškai pateisinamas, esant aukštiems CO2 mokesčiams (20 EUR/t ir daugiau) arba labai aukštoms kuro kainoms, jei dujų tiekimas nėra ribojamas;

• galimybė pigiai importuoti elektros energiją iš Rusijos atitolina naujos atominės elektrinės paleidimo terminus.

Būtina paminėti, kad daugelis veiksnių, apibūdinančių elektros energetikos sistemos ateitį, yra neaiškūs. Yra tam tikra rizika, kad kompanijos gali priimti sprendimus, paremtus vienomis prielaidomis, bet tikrovėje sąlygos gali būti kitomis. Tuo atveju kompanijos patirs finansinius nuostolius. Atliktame darbe buvo nustatyta, kad ankstyvas (2010 m.) naujos atominės elektrinės paleidimas, esant žemoms kuro kainoms, padidintų bendras diskontuotas energetikos sistemos funkcionavimo ir plėtros Baltijos regione išlaidas 407 milijonų eurų. Tačiau, jei realiai išsilaikys labai aukštos kuro kainos ir Lietuvoje nebus pastatyta nauja atominė elektrinė, bendros diskontuotos išlaidos elektros energetikos sistemos funkcionavimui ir plėtrai Baltijos regione bus 120 milijonų eurų didesnės. Šie nuostoliai yra mažesni už minėtuosius anksčiau. Šis pavyzdys iliustruoja, kad rizika, susijusi su naujų didelių investicijų reikalaujančių objektų, tokių kaip nauja atominė elektrinė, statyba abejotinomis sąlygomis gali būti didesnė nei kitų, mažiau investicijų reikalaujančių objektų pasirinkimas.

Analizės rezultatai rodo, kad Latvija daugiausia remsis naujomis TE, elektros importu ir anglimi kūrenama Liepojos elektrine. Naujų TE statyba ir elektros energijos importas yra bendras rezultatas visuose analizuotuose scenarijuose, tuo tarpu Liepojos elektrinė yra mažiau

patrauklus šaltinis. Jos patrauklumas mažėja didėjant mokesčiams už CO2, o esant(20 EUR/t), jos statyba būtų sunkiai pateisinama visu nagrinėjamu laikotarpiu.

Ekonomiškai patraukliausia Liepojos elektrinės paleidimo data yra 2020 m. Tai patvirtina daugelis analizuojamų scenarijų. Ankstesnis paleidimas yra priimtinas tik esant labai aukštoms kuro kainoms, kai ribojamas bendras dujų ir orimulsijos panaudojimas, arba kai modernizuotų Estijos skalūnų elektrinių galia yra mažesnė. Nagrinėjant šalies subalansuotų poreikių ir gamybos scenarijų, kai didėja reikalavimai “žaliajai” energijai, esant aukštoms kuro kainoms arba dideliems CO2 mokesčiams, patraukliomis Latvijoje tampa naujos hidroelektrinės. Labiausiai tikėtina, kad šios elektrinės bus pastatytos 2025 metais, esant dideliems mokesčiams už taršą jos gali būti paleistos į eksploataciją iki 2015 m.

Naujų TE statyba yra patraukli alternatyva Estijai taip pat ir tai rodo visi analizuotieji scenarijai. Bet kokį galių stygių (jeigu modernizuotų skalūnų elektrinių galių nepakanka) Estijoje dengtų naujos KCDT ir elektros energijos importas.

Kuro ir pirminės energijos poreikiai elektros energijos ir centralizuotai tiekiamos šilumos gamybai 1R(Aa), 2R(Aa) ir 2R(Aa) scenarijų atveju yra pateikti 6.11-6.13 lentelėse.

6.11 lentelė. Kuro ir pirminės energijos poreikiai elektros energijos ir centralizuotai tiekiamos šilumos gamybai 1R(Aa) scenarijaus atveju, tūkst. tne

Kuro ar energijos rūšis 2000 2010 2015 2020 2025 Hidroenergija 29,2 34,4 34,4 34,4 34,4 Dujos 1474,8 1360,5 1449,9 1569,1 1868,2 Mazutas ir skalūnų alyva 494,3 57,1 51,2 186,0 222,7 Asfaltenas 0,0 693,6 737,1 737,1 737,1 Orimulsija 20,8 1805,8 1971,6 1835,0 1735,4 Branduolinis kuras 2246,2 0,0 0,0 0,0 0,0 Anglis 7,9 149,7 78,2 21,0 0,1 Biomasė 0,0 105,5 315,4 374,5 201,9 Vėjo energija 0,0 18,9 39,9 39,9 39,9 Kiti resursai 0,0 70,0 0,7 6,4 229,2 Viso 4273,2 4295,4 4678,3 4803,3 5068,8

6.12 lentelė. Kuro ir pirminės energijos poreikiai elektros energijos ir centralizuotai tiekiamos šilumos gamybai 2R(Aa) scenarijaus atveju, tūkst. tne


6.13 lentelė. Kuro ir pirminės energijos poreikiai elektros energijos ir centralizuotai tiekiamos šilumos gamybai 2R(Ab) scenarijaus atveju, tūkst. tne


Šie kuro poreikiai atitiktų optimalius kuro ar energijos poreikius minėtuose scenarijuose. Jei, kai kurioms kuro ar energijos rūšims atsiras papildomi, analizėje neįvertinti apribojimai, kuro struktūra keisis, neišvengiamai didindama energetikos sistemos plėtros ir funkcionavimo kaštus bei elektros energijos ir šilumos gamybos kainas.

Rengiant galutinį Nacionalinės energetikos strategijos variantą į Lietuvos energetikos sistemos matematinio modelio duomenų bazę bus įtraukta naujausia informacija apie atsinaujinančių energijos rūšių potencialą, patikslintos energetinių resursų kainos ir įvairių organizacijų gauti papildomi duomenys apie atskirus energetikos sistemos aspektus. Atskirai reikia išnagrinėti ir modelyje įvertinti orimulsijos tiekimo galimybes, galimus pakeitimo variantus.

IŠVADOS

1. 2000 m., prasidėjus itin sparčiam ekonomikos augimui ir ypač spartesnei apdirbamosios pramonės šakų plėtrai, išryškėjo elektros energijos sąnaudų ūkio šakose augimo tendencija. 2000- 2004 m. vidutiniai metiniai Lietuvos BVP augimo tempai siekė 7,7%, bendrosios elektros sąnaudos kasmet vidutiniškai augo 4,6%, o galutinės sąnaudos – 5,4%

2. Labiausiai tikėtino scenarijaus atveju vidutiniai metiniai BVP augimo tempai sudaro 4,5%. Šalies BVP per 25 m. šiuo atveju padidėtų 3 kartus ir pagal BVP, tenkančio vienam gyventojui, rodiklį dabartinį Europos Sąjungos šalių ekonomikos lygį Lietuva pasiektų per artimiausius 15 metų.

3. Remiantis pagrindinio scenarijaus prognozėmis, elektros energijos sąnaudos ūkio šakose kasmet vidutiniškai padidėtų 3,7% arba 2,5 karto iki 2025 m.. Taikant neapibrėžtumų analizės metodologiją, nustatyta, kad šio scenarijaus prognozes tikslinga apibūdinti diapazonu, kurio apatinės ribos atveju galutiniai elektros energijos poreikiai kasmet augtų 2,65%, o viršutinės ribos atveju – 4,5%.

4. Atlikta galių balanso analizė parodė, kad uždarius abu Ignalinos atominės elektrinės blokus ir esant palyginti nedidelei šiluminių elektrinių plėtrai (visų pirma, statant termofikacines elektrines centralizuoto šilumos tiekimo sistemose ir pramonės įmonėse), nepanaudojant Kruonio HAE maksimumo metu ir nevertinant galimo vėjo elektrinių indėlio, galių turėtų pakakti maždaug iki 2014 metų. Jei pavyktų surasti pigios naktinės energijos šaltinį ir efektyviai išnaudoti pilna galia Kruonio HAE, galių perteklius sistemoje išliktų iki 2022 m.

5. Rezultatai, gauti modeliuojant Lietuvos, Latvijos ir Estijos energetikos sistemų plėtrą ilgalaikėje perspektyvoje ir detaliai vertinant elektrinių darbo režimus, generuojančių galių kaimyninėse valstybėse modernizavimo ir plėtros sąlygas bei daugybę kitų veiksnių, leidžia korektiškai pagrįsti naujos AE statybos Lietuvoje tikslingumą, jos konkurencingumą su kitomis elektrinėmis, nustatyti optimalią generuojančių galių struktūrą, pirminės energijos balansą ir kt.

6. Bazinio scenarijaus atveju, uždarius Ignalinos AE, ją tikslinga pakeisti Lietuvos elektrine ir esamomis bei naujomis TE. Bendra termofikacinių elektrinių galia 2010 m. turėtų padidėti iki 965 MW, o 2025 m. iki 1734 MW. Ženklią dalį elektros energijos tikslinga gaminti Mažeikių TE deginant asfalteną ir įrengiant 210 MW kondensacinį bloką. 2010 m. Kauno TE turėtų pradėti dirbti naujas kombinuoto ciklo dujų turbininis blokas. 2020 m. vieną Vilniaus TE–3 bloką būtų tikslinga pakeisti galingesniu KCDT TE bloku. 2025 m nauji KCDTE pajėgumai turėtų atsirasti Lietuvos elektrinės arba Ignalinos AE aikštelėje. Nauja atominė elektrinė atsirastų tik 2035 metais. Nedidelė vidaus poreikių dalis būtų kompensuojama importuojant elektrą iš Estijos skalūninių elektrinių, tačiau iš esmės Lietuvos elektros energetikos sistema būtų susibalansuojanti.

7. Uždarius Ignalinos AE, ribinės elektros gamybos kainos Baltijos regione padidės iki 30,9–36,4 EUR/MWh. Šį ribinių kainų lygį lems elektros gamybos kaina naujose termofikacinėse elektrinėse ir jis turėtų išsilaikyti iki 2020 metų. Vėliau, pastačius naują anglinę kondensacinę elektrinę Latvijoje, vieną bloką Vilniaus TE ir naujas TE Estijoje, padidės iki 39,2–42,9 EUR/MWh.

8. Baltijos šalių energetikos sistemos ryšiai su kaimyninėmis šalimis šiek tiek keičia regiono kondensacinių elektrinių ir naujų TE darbą. 2010–2014 m., kai modernizuojant Estijos skalūnines elektrines iš trečiųjų šalių tikslinga importuoti 3,7 TWh per metus.

Nagrinėjamojo laikotarpio pabaigoje importas leidžia atsisakyti naujų KCDT elektrinių statybos ir sudaro 4,7 TWh per metus.

9. Tikėtina, kad Baltijos šalių energetikos sistemos ateityje suteiks galimybę elektros tranzitui iš Rusijos į Skandinavijos šalis. Įvedus į eksploataciją Estiją ir Suomiją jungiantį kabelį, tikslinga importuoti į Baltijos regioną iš Rusijos 2,3–5,8 TWh, didelę dalį (1,5–3 TWh) reeksportuojant į Suomiją. Pradėjus eksploatuoti ryšius su Vakarų šalimis, dėl didesnės kainos elektrą iš Baltijos šalių, kol eksploatuojamas antrasis Ignalinos AE blokas, tikslinga eksportuoti į Skandinavijos rinką. Šiek tiek elektros energijos Baltijos regionas galėtų eksportuoti apie 2015 metus, modernizavus Estijos skalūnines elektrines.

10. Galimas elektros importas iš Rusijos apie 3 TWh sumažintų gamybą Lietuvos elektrinėje. Uždarius antrąjį Ignalinos AE bloką, Lietuva iš Rusijos importuos apie 2,5 TWh. Elektros importas iš Rusijos atidėtų naujų galių įvedimo į eksploataciją terminus. Elektros gamyba naujose TE sumažėtų 300 GWh 2010 ir 2015 m., 200 GWh 2020 m. ir 120 GWh 2025 m. Naujų KCDTE gamybą 2025 metais taip pat pakeistų elektros importas.

11. Elektros importas iš Rusijos atskirais metais Lietuvoje ir Latvijoje leistų išvengti brangiausių elektrinių eksploatacijos ir sumažinti ribines elektros energijos kainas 1,7 – 4 Eurais/MWh. Tačiau Estijos sujungimas su Suomija (kur elektros energijos gamybos kainos didesnės nei Estijos skalūninėse elektrinėse) elektros energijos ribines kainas atskirais metais padidins 2,9 EUR/MWh, kadangi bus daugiau apkraunami skalūniniai Eesti ir Balti elektrinių blokai, energiją eksportuojant į Suomiją, o pikams Estijoje dengti panaudojant brangesnius generatorius.

12. Aukštos kuro kainos sudaro palankesnes sąlygas naujos AE statybai bei elektros importui iš trečiųjų šalių, tačiau smarkiai sumažina Lietuvos elektrinės ekonominį patrauklumą. Nauja AE Lietuvoje šiuo atveju į eksploataciją būtų įvedama 2025 metais, t.y. dešimčia metų anksčiau nei baziniame scenarijuje, ir kasmet pagamintų po 4,8 TWh elektros. Nauja AE pakeistų Lietuvos elektrinę bei sumažintų Estijos skalūninėse elektrinėse gaminamos elektros kiekį. Elektros gamyba 2025 metais Lietuvos elektrinėje aukštų kuro kainų scenarijaus atveju būtų 3,7 TWh mažesnė nei žemų kuro kainų scenarijuje. Nesant galimybės importuoti elektros energiją iš trečiųjų šalių, naują AE būtų tikslinga pradėti eksploatuoti 5 metais anksčiau.

13. Aukštų kuro kainų atveju, kaip ir baziniame scenarijuje, eksportuoti elektros energiją iš Baltijos regiono į trečiąsias šalis tikslinga tik iki antrojo Ignalinos AE uždarymo, vėliau elektra importuojama. Dėl pigesnės elektros energijos importo iš Rusijos sumažėtų elektros gamyba esamose kondensacinėse elektrinėse (Lietuvos elektrinėje) ir Estijos skalūninėse elektrinėse (dėl lėtesnių modernizavimo tempų), kuriose 2010–2020 m. metinė gamyba sumažėtų apie 1,5 TWh. Lyginant su žemų kuro kainų scenarijumi, 2010 m. elektros būtų importuojama 6,2 TWh arba 2,5 TWh daugiau nei žemų kainų scenarijuje, o 2015–2020 m. kasmet būtų importuojama apie 4 TWh. Vėliau, išaugus gamybai esamose ir naujose TE ir baigus skalūninių elektrinių modernizaciją, elektros importas sumažėtų.

14. Aukštos kuro kainos lemtų ženklų elektros energijos kainų padidėjimą. Mažiausiai (5 EUR/MWh) kainos padidėtų Estijoje, kur vyrauja vietinis skalūnų kuras, šiek tiek daugiau Latvijoje, o daugiausiai (10 EUR/MWh) 2015 –2019 m. elektros kaina padidėtų Lietuvoje, kurios energetika remiasi brangstančiu organiniu kuru.

15. Esant labai aukštoms kuro kainoms naujos AE ekonominis patrauklumas dar labiau padidėtų – ją reikėtų pradėti eksploatuoti jau 2020 m. Padidėtų, lyginant su aukštų kuro kainų scenarijumi, ir jos gamybos apimtys – 2020 m. ji pagamintų 5,3 TWh, o 2025 m. – 7,4 TWh. Kartu sumažėtų į Baltijos regioną importuojamos elektros kiekis, kuris 2025 m.

sudarytų 2,9 TWh, sumažintų Lietuvos elektrinės bei esamų ir naujų TE įnašą į bendrą elektros gamybą. Šiuo atveju metinė elektros gamyba naujose TE Baltijos regione 2025 m. būtų 1 TWh mažesnė nei žemų ar aukštų kuro kainų atveju ir siektų 10.8 TWh. Nesant galimybės importuoti elektros energiją iš trečiųjų šalių, naują AE būtų tikslinga pradėti eksploatuoti iš karto po antrojo Ignalinos AE bloko uždarymo.

16. Labai aukštų kuro kainų scenarijaus atveju ribinės elektros energijos kainos, uždarius Ignalinos AE, viršytų 40 EUR/MWh, po 2015 metų jos pakiltų virš 45 EUR/MWh, o dar po penkerių metų iki 46–51 EUR/MWh.

MOKSLINIŲ TIRIAMŲJŲ DARBŲ (STUDIJŲ) IR TEISĖS AKTŲ, KURIAIS REMTASI RENGIANT ATNAUJINTĄ NACIONALINĘ ENERGETIKOS STRATEGIJĄ,

SĄRAŠAS 1. Nacionalinė energetikos strategija (Žin., 2002, Nr. 99-4397).

2. Lietuvos Respublikos energetikos įstatymas (Žin., 2002, Nr. 56-2224).

3. Lietuvos Respublikos elektros energetikos įstatymas (Žin., 2000, Nr. 66-1984, 2004, Nr. 107-3964).

4. Lietuvos Respublikos gamtinių dujų įstatymas (Žin., 2000, Nr. 89-2743).

5. Lietuvos Respublikos naftos produktų ir naftos valstybės atsargų įstatymas (Žin., 2002, Nr. 72-3008).

6. Lietuvos Respublikos šilumos ūkio įstatymas (Žin., 2003, Nr. 51-2254).

7. Lietuvos Respublikos branduolinės energijos įstatymas (Žin., 1996, Nr. 119-2771).

8. LR Vyriausybės nutarimas „Dėl šilumos ūkio plėtros krypčių patvirtinimo“ (Žin., 2004, Nr. 44-1446).

9. Economic analyses in the electricity sector in Lithuania. Final Report. Elkraft System, COWI, Lietuvos energija, LEI, 2002.

10. Lietuvos ūkio (ekonomikos) plėtros iki 2015 metų ilgalaikė strategija, 2002.

11. Analyses of energy supply options and security of energy supply in the Baltic States. Under the Project RER/0/019 Sustainable energy options for Eastern Europe, 2006.

12. Nacionalinės energetikos strategijos parengimas/įgyvendinimas, integravimasis į Vakarų Europos gamtinių dujų sistemas, dujų tiekimo patikimumo padidinimas. I tomas. Lietuvos Respublikos energijos išteklių struktūrinis balansas (vadovas J.Vilemas). – LEI ataskaita. Kaunas, 2003.

13. Gamtinių dujų tiekimo saugumo, termofikacijos plėtros analizės studijų parengimas, statistikos duomenų, apibūdinančių energetikos sektorių, pateikimas bei viešas pateikimas. II tomas. Termofikacijos plėtros analizės studija (vadovas V.Miškinis). – LEI ataskaita. Kaunas, 2004.

14. Lietuvos galimybės įgyvendinti Kioto protokolo reikalavimus, taikant šiltnamio dujų mažinimo mechanizmus. LEI ataskaita. Kaunas, 2004.

15. Analysis of Lithuanian electricity market (supply and demand) taking into consideration the more global impact of all Baltic region and tendencies in demographics and demand growth. Project conduced ubnder request of SC “Mazeikiu Nafta” (projct leader J.Vilemas). LEI, 2004.

16. Technology data for electricity and heat generating plants. Danish Energy Authority, Elkraft system, Eltra, 2004.

17. Energy supply options for Lithuania. A detailed multi-sector integrated energy demand, supply and environmental analysis. International Atomic Energy Agency, 2004.

18. Mokslinis tiriamasis darbas „Branduolinės energetikos naudojimo Lietuvoje tęstinumo studija“ (KTU, 2004).

19. Projected costs of generating electricity. 2005 update. Nuclear Energy Agency, International Energy Agency, Organisation for Economic Co-Operation and Development., 2005.

20. Swind Lit Revenue Source Study (PSS). Draft. SEK Advisory Services, SwedPower, Estep Europos socialiniai, teisiniai ir ekonominiai projektai, LEI.

21. Swind Lit Pre-Feasibility Study. Draft.

22. Power sector development in a common Baltic electricity market. Final Report. Eesti Energia, Latvenergo, Lietuvos energija, Elkraft system and COWI – financed by the Danish Energy Authority, 2005.

23. Lietuvos energetikos sektoriaus techninių ir ekonominių rodiklių analizė, jų palyginimas su ES šalių atitinkamais rodikliais. Kaunas, 2005.

24. Energijos ir kuro tiekimo patikimumo įvertinimas ir atitinkamų rekomendacijų dėl teisinio reglamentavimo pagrindimas, atsižvelgiant į ES šalių patirtį bei ES teisės aktus, ir priemonių plano parengimas. Kaunas, 2005.

25. Energetikos veiklos ir kt. veiksnių, turinčių įtaką ekonominiam saugumui, tyrimas bei rekomendacijų parengimas. Kaunas, 2005.

26. Lietuvos energetikos ūkio pasirengimo apyvartinių taršos leidimų prekybai 2008-2012 m. laikotarpiu ir prekybos jais su kaimyninėmis šalimis galimybių įvertinimas. Kaunas, 2005.

27. Lietuvos elektros tinklų planavimo sistemos realizavimas ir įdiegimas. Lietuvos energija, LEI, Kaunas, 2005.

28. Mokslinis tiriamasis darbas „Teisinių, ekonominių ir techninių sąlygų dėl naujos atominės elektrinės statybos ir kvietimo investuotojams investuoti į naujos atominės elektrinės statybą išankstinių sąlygų parengimas“ (JMP LAW, 2005).

29. Elektros energijos eksporto galimybės ir konkurencija. LEI ataskaita. Kaunas, 2005.

30. Atominės elektrinės konkurencingumo Baltijos, Skandinavijos, Vakarų Europos šalių ir Rusijos elektros energijos rinkose analizė. KTU, LEI, Kaunas, 2005.

31. Didelio naudingumo kogeneracijos potencialo Lietuvoje analizė. COWI Baltic kartu su UAB „Termosistemų projektai“, 2006.

32. 2006 m. vasario 27 d. Lietuvos, Latvijos ir Estijos Ministrų Pirmininkų pasirašytas komunikatas.

33. Europos Bendrijos Komisija „Žalioji knyga“ (Europos Sąjungos darnios, konkurencingos ir saugios energetikos strategija), Briuselis, 2006.

34. LR Vyriausybės nutarimas „Dėl Nacionalinės energijos vartojimo efektyvumo didinimo 2006-2010 metų programos patvirtinimo“ (Žin., 2006, Nr. 54-1956).

35. Energetikos sektoriaus vystimosi tendencijų analizė ir prognozės iki 2025 m. LEI ataskaita. Kaunas, 2006.

Documents

Galutinė ataskaita Habil. dr. A. Vasiliauskas2 Strategijos projektą rengė: Aleksandras Vasiliauskas, Ekonomikos institutas (darbo grupės vadovas) Rimantas Deksnys, Kauno technologijos