Парус Iнтернет-Консультант

Открытое тестирование

КАБІНЕТ МІНІСТРІВ УКРАЇНИ

РОЗПОРЯДЖЕННЯ
N 145-р від 15.03.2006

(Розпорядження втратило чинність на підставі Розпорядження
Кабінету Міністрів України
N 1071-р від 24 липня 2013 р.)

Енергетична стратегія України на період до 2030 року

( Зміни до Енергетичної стратегії України додатково див.
в Документі Міністерства палива та енергетики
від 26.03.2008 )

Зміст

Вступ

І. Загальні положення

1.1. Цілі Енергетичної стратегії

1.2. Завдання та напрями Енергетичної стратегії

1.3. Позиціонування України на міжнародних енергетичних ринках

1.4. Огляд використання первинних джерел енергії та споживання енергії кінцевими споживачами

1.5. Прогнозування макроекономічних показників потреби України в паливно-енергетичних ресурсах

II. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів

2.1. Баланс електричної енергії

2.2. Баланс вугілля

2.3. Баланс нафти

2.4. Баланс газу

III. Стратегія розвитку електроенергетичної галузі

3.1. Електрична енергія

3.1.1. Структура споживання та виробництва електричної енергії

3.1.2. Характеристика сучасного стану та розвиток теплових електростанцій

3.1.3. Забруднення навколишнього середовища

3.1.4. Характеристика сучасного стану та розвиток гідроелектростанцій

3.1.5. Характеристика сучасного стану та розвиток електричних мереж

3.1.6. Оптовий ринок електричної енергії

3.2. Теплова енергія

3.2.1. Характеристика сучасного стану та розвиток системи теплозабезпечення

3.2.2. Характеристика сучасного стану та розвиток теплових мереж

3.3. Ціни та ціноутворення

IV. Стратегія розвитку ядерної енергетики

4.1. Характеристика сучасного стану та розвиток атомних електростанцій

4.2. Екологічна безпека та безпека експлуатації атомних електростанцій

4.3. Поводження з відпрацьованим ядерним паливом та радіоактивними відходами

4.4. Характеристика сучасного стану та розвиток атомної промисловості

4.4.1. Структура споживання та характеристика внутрішніх і зовнішніх джерел

4.4.2. Виробництво урану

4.4.3. Виробництво цирконію

4.4.4. Забруднення навколишнього середовища

4.5. Аналіз та вибір інноваційних ядерних технологій для потреб ядерної енергетики на віддалену перспективу – після 2025 року і надалі

4.6. Нормативно-правове забезпечення розвитку ЯЕК

V. Стратегія розвитку вугільної промисловості

5.1. Структура споживання та характеристика внутрішніх і зовнішніх джерел

5.2. Характеристика сучасного стану та розвиток вугледобувних підприємств

5.3. Забруднення навколишнього середовища

5.4. Ціни та ціноутворення

VI. Стратегія розвитку нафтогазової промисловості

6.1. Нафта

6.1.1. Баланс, імпорт, експорт

6.1.2. Характеристика внутрішніх і зовнішніх джерел; пропозиції

6.1.3. Розвиток нафтопереробної промисловості

6.1.4. Характеристика сучасного стану та розвиток нафтотранспортної системи

6.1.5. Забруднення навколишнього середовища

6.1.6. Ціни та ціноутворення

6.1.7. Створення стратегічного запасу нафти та нафтопродуктів

6.2. Природний газ

6.2.1. Структура споживання , імпорт, експорт

6.2.2. Характеристика внутрішніх і зовнішніх джерел

6.2.3. Характеристика сучасного стану та розвиток газотранспортної системи

6.2.4. Забруднення навколишнього середовища

6.2.5. Ціни та ціноутворення

6.2.6. Заміщення рідкого моторного палива стиснутим газом

6.2.7. Використання скрапленого газу у якості моторного палива

6.2.8. Заходи з реалізації заміщення рідкого моторного палива стиснутим і скрапленим газом

Пріоритетні напрями та обсяги енергозбереження, потенціал розвитку нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії

Загальні екологічні проблеми та шляхи їх розв'язання

Гарантування енергетичної безпеки

Фінансове забезпечення розвитку паливно-енергетичного комплексу

Державне управління та регулювання паливно-енергетичним комплексом

Структура власності

Інтеграція до Європейського Союзу (законодавче та нормативно-правове забезпечення, розвиток енергетичних ринків і лібералізація відносин у ПЕК)

Науково-технічне та кадрове забезпечення

Законодавче забезпечення розвитку паливно-енергетичного комплексу

15.1. Законодавче забезпечення розвитку енергозбереження

15.1.1. Створення правових підстав для запровадження механізмів державного регулювання ефективності використання ПЕР

15.1.2. Створення правових підстав для економічного стимулювання ефективності використання ПЕР

Висновки

Вступ

Рівень розвитку енергетики має вирішальний вплив на стан економіки в державі, вирішення проблем соціальної сфери та рівень життя людини.

Метою соціальної держави, якою відповідно до Конституції є Україна, має бути всебічне забезпечення добробуту громадян. Однією із найважливіших складових добробуту у цивілізованих державах є забезпечення громадян теплом та електроенергією. Конституцією України передбачено право громадян на їх достатній життєвий рівень та безпечне для життя і здоров’я довкілля, що зобов’язує державу створити відповідні умови для розвитку економіки. Запорукою реалізації цих завдань має стати повне, надійне та екологічно безпечне задоволення потреб населення і суспільного виробництва в енергетичних продуктах.

Замість завдань енергозабезпечення кількісного розвитку, яким економіка України слідувала впродовж десятиріч, енергетика повинна перейти на енергозабезпечення сталого розвитку економіки, на що орієнтовані сьогодні розвинуті країни світу. Альтернативи цьому шляху немає.

Забезпечення економіки і соціальної сфери країни основними видами енергоносіїв (електричною та тепловою енергією, моторними і котельно-пічними видами палива), і сировинними ресурсами для потреб хімії, нафто- та вуглехімії, металургійної промисловості (коксівним вугіллям, продуктами нафто- та газопереробки) покладається на паливно-енергетичний комплекс України (ПЕК) *.

Енергетична стратегія України до 2030 року (далі Енергетична стратегія) доопрацьована робочою групою, утвореною Мінпаливенерго, на основі проекту „Енергетичної стратегії України до 2030 року та дальшу перспективу”, розробленого Інститутом загальної енергетики Національної академії наук України. Доопрацювання виконано у відповідності з дорученнями Президента України та Уряду України з врахуванням результатів Парламентських слухань, громадських обговорень, пропозицій депутатів Верховної Ради України, міністерств і відомств, наукових організацій та енергетичних компаній.

Стратегія розроблялася з урахуванням тенденцій геополітичного, макроекономічного, соціального і науково-технічного розвитку країни, що мають певні ризики щодо визначення цих факторів. Тому необхідно забезпечити постійний моніторинг Енергетичної стратегії та періодичне уточнення передбачених стратегією обсягів і термінів виконання робіт з врахуванням динаміки цін на паливно-енергетичні ресурси у світі й країні, державних програм розвитку економіки, досягнень науково-технічного прогресу та інших чинників.

* - Паливно-енергетичний комплекс України (енергетика) – галузь (сектор) економіки, до якої входять суб’єкти господарювання, діяльність яких пов’язана з розвідуванням, видобутком, переробкою, виробництвом, зберіганням, транспортуванням, передачею, розподілом, торгівлею, збутом чи продажем енергетичних продуктів (енергоносіїв) – палива, електричної і теплової енергії, крім суб’єктів, основна діяльність яких спрямована на задоволення потреб населення та господарського комплексу у послугах централізованого опалення та постачання гарячої води.

І. Загальні положення

1.1. Цілі Енергетичної стратегії

Цілями Енергетичної стратегії є:

створення умов для постійного та якісного задоволення попиту на енергетичні продукти;

визначення шляхів і створення умов для безпечного, надійного та сталого функціонування енергетики та її максимально ефективного розвитку;

забезпечення енергетичної безпеки держави;

зменшення техногенного навантаження на довкілля та забезпечення цивільного захисту у сфері техногенної безпеки ПЕК;

зниження питомих витрат у виробництві та використанні енергопродуктів за рахунок раціонального їх споживання, впровадження енергозберігаючих технологій та обладнання, раціоналізації структури суспільного виробництва і зниження питомої ваги енергоємних технологій;

інтеграція Об‘єднаної енергосистеми України до європейської енергосистеми з послідовним збільшенням експорту електроенергії, зміцнення позицій України як транзитної держави нафти і газу.

Реалізація зазначених цілей дозволить створити умови для інтенсивного розвитку економіки і підвищення рівня життя населення країни.

1.2. Завдання та напрями Енергетичної стратегії

Основними завданнями та напрямами реалізації Енергетичної стратегії є:

1. Формування цілісної та дієвої системи управління і регулювання в паливно-енергетичному секторі, розвиток конкурентних відносин на ринках енергоносіїв.

2. Створення передумов для докорінного зменшення енергоємності вітчизняної продукції за рахунок впровадження нових технологій, прогресивних стандартів, сучасних систем контролю, управління та обліку на всіх етапах виробництва, транспортування та споживання енергетичних продуктів; розвиток ринкових механізмів стимулювання енергозбереження в усіх галузях економіки.

3. Розвиток експортного потенціалу енергетики, переважно, за рахунок електроенергії, шляхом модернізації та оновлення генеруючих потужностей, ліній електропередач, в тому числі міждержавних.

4. Розвиток вітчизняного енергетичного машинобудування, приладобудування та енергобудівельного комплексу як передумови конкурентоспроможності підприємств України в енергетичних проектах, в т.ч. за кордоном.

5. Оптимізація видобутку власних енергоресурсів з урахуванням їх пропозицій на зовнішніх ринках, цінової та геополітичної ситуації, збільшення обсягів енергії та енергопродуктів, видобутих із нетрадиційних та відновлюваних джерел енергії.

6. Диверсифікація зовнішніх джерел постачання енергетичних продуктів, а також диверсифікація маршрутів їх транспортування.

7. Створення єдиної державної системи статистики, стратегічного планування, моніторингу виробництва і споживання енергетичних продуктів, формування балансів їх попиту та пропозицій.

8. Збалансування цінової політики щодо енергетичних продуктів, яка має забезпечити покриття витрат на їх виробництво та створення відповідних умов для надійного функціонування і сталого розвитку підприємств ПЕК.

9. Нормативно-правове забезпечення реалізації цілей Енергетичної стратегії з врахуванням існуючих міжнародних зобов’язань, передбачених Договором до Енергетичної Хартії, Кіотським протоколом, численними двосторонніми міжнародними договорами, а також вимогами європейського енергетичного законодавства.

1.3. Позиціонування України на міжнародних енергетичних ринках

Недоліки:

обмеженість у власних розвіданих ресурсах природного газу, нафти, а також ядерному паливі власного виробництва;

відсутність диверсифікації джерел постачання енергетичних продуктів;

використання переважної частини потужностей власних гідроресурсів;

високе техногенне навантаження на довкілля;

незадовільний технічний стан частини енергетичних об’єктів, в тому числі систем транспортування енергетичних продуктів.

Переваги:

достатні запаси вугілля та складових ядерного палива: урану і цирконію;

надлишкові потужності для транспортування газу, нафти та експорту електроенергії;

вигідне географічне та геополітичне становище;

розвинута інфраструктура енергетики;

високопрофесійний кадровий потенціал.

З точки зору глобальних енергетичних процесів слід врахувати вигідне геополітичне та географічне становище України та пов’язану із цим її роль як транзитної держави.

Інтеграція української енергосистеми до європейської є складовою стратегічної мети України щодо входження до ЄС. На відміну від країн нової хвилі розширення ЄС Україна має достатньо потужні та розвинуті газо-, нафтотранспортні та електричні мережі, поєднані з транспортними мережами ЄС і країн СНД, що дозволяє їй брати участь у формуванні Європейської енергетичної політики та спільного енергетичного ринку, відігравати важливу роль в енергетичній співпраці країн СНД і ЄС.

Започатковано проекти участі українських компаній у видобутку вуглеводнів в інших країнах світу (Казахстан, Туркменістан, Лівія, Іран, Ірак тощо) та у будівництві електростанцій і електромереж (В’єтнам, Куба).

Реалізація Енергетичної стратегії має забезпечити перетворення України на впливового та активного учасника міжнародних відносин у сфері енергетики, зокрема через участь у міжнародних і міждержавних утвореннях та енергетичних проектах. Для цього уряд має створювати умови для діяльності відповідних суб‘єктів за такими напрямами: імпорт-експорт енергопродуктів; реалізація та розвиток транзитного потенціалу; участь у розробленні енергетичних ресурсів та спорудженні енергетичних об‘єктів за межами України тощо.

1.4. Огляд використання первинних джерел енергії та споживання енергії кінцевими споживачами

Україна належить до країн частково забезпечених традиційними видами первинної енергії, а отже змушена вдаватися до їх імпорту. Енергетична залежність України від поставок органічного палива, з урахуванням умовно - первинної ядерної енергії, у 2000 та 2005 роках становила 60,7%, країн ЄС – 51%. Подібною або близькою до української є енергозалежність таких розвинутих країн Європи, як Німеччина – 61,4%, Франція – 50%, Австрія – 64,7%. Багато країн світу мають значно нижчі показники забезпечення власними первинними ПЕР, зокрема Японія використовує їх близько 7%, Італія – близько 18%.

Рівень енергозалежності України є середньоєвропейським і має тенденцію до зменшення (з 60,7% у 2004 році до 54,8% у 2005 році), але він характеризується відсутністю диверсифікації джерел постачання енергоносіїв, насамперед нафти, природного газу та ядерного палива.

Енергетична залежність України та країн світу у [2000 - 2004 рр.], % (Графік 1)

У структурі споживання первинної енергії в Україні за минулі роки найбільший обсяг припадає на природний газ – 41% (39% у 2005 році), тоді як в країнах світу питома вага споживання газу становить 21%; обсяг споживання нафти в Україні становить 19%, вугілля – 19%, урану – 17%, гідроресурсів та інших відновлювальних джерел – 4%.

Структура споживання первинної енергії в Україні, країнах ЄС-15, США та у світі в цілому:

	Світ	Україна	Країни ЄС-15	США
Природний газ	21%	41%	22%	24%
Нафта	35%	19%	41%	38%
Вугілля	23%	19%	16%	23%
Уран	7%	17%	15%	8%
Гідроресурси та інші відновлювальні джерела	14%	4%	6%	7%
Всього	100%	100%	100%	100%

Напружена ситуація у забезпеченні електроенергетики, комунальної сфери та населення вугіллям належної якості, вугільними та торфобрикетами, скрапленим газом призводить до їх заміщення природним газом, що збільшує енергозалежність України. У цьому контексті доцільно провести техніко-економічні розрахунки щодо заміщення газу та інших побутових видів палива, що використовуються для опалення, на електроенергію, перш за все, у зонах розташування атомних електростанцій, у гірських та поліських селах і віддалених населених пунктах, а також використання електроенергії для опалення новозбудованого житла.

Рівень енергозабезпеченості країни характеризується показником питомого споживання первинної енергії на одну особу (т у.п./люд.). Енергозабезпеченість України у 2005 році дорівнювала 4,3 т у.п./люд., що значно відстає від розвинутих країн світу (США, ЄС-15, Японія), але випереджає рівень найбільш індустріалізованих країн світу, які розвиваються (КНР, Індія, Туреччина).

Питоме річне споживання первинної енергії у країнах світу, т у.п./люд.
(за даними Міжнародного енергетичного агентства (МЕА) (Графік 2)

Технологічний рівень країни опосередковано характеризується показником споживання електричної енергії на одну особу (кВтг/люд.). Питоме річне споживання електроенергії в Україні у 2005 р. становило 3789 кВтг/люд., що в 2 – 3 рази нижче ніж у розвинутих країнах світу. У 1990 р. цей показних складав в Україні 5198 кВтг/люд. Відставання за цим показником від розвинутих країн світу спричинено різким падінням споживання електричної енергії промисловістю та сільським господарством у 90-х роках. З 2000 року окреслено стійку тенденцію зростання цього показника.

Питоме річне споживання електричної енергії у країнах світу та в Україні, кВтг/люд.
(за даними МЕА) (Графік 3)

Узагальнюваними показниками ефективності використання паливно-енергетичних ресурсів країни є питомі витрати первинної енергії на одиницю валового внутрішнього продукту країни (енергоємність ВВП).

Енергоємність ВВП України у 2,6 рази перевищує середній рівень енергоємності ВВП країн світу. Причиною високої енергоємності є надмірне споживання в галузях економіки енергетичних ресурсів на виробництво одиниці продукції, що зумовлює відповідне зростання імпорту вуглеводнів в Україну.

Висока енергоємність ВВП в Україні є наслідком істотного технологічного відставання у більшості галузей економіки і житлово-комунальній сфері, незадовільної галузевої структури національної економіки і, зокрема, імпортно-експортних операцій та впливу „тіньового” сектора економіки.

Енергоємність ВВП країн світу, кг у.п./$ США (ПКС)
(*Key World Energy Statistics, 2003, 2004) (Графік 4)

1.5. Прогнозування макроекономічних показників потреби України в паливно-енергетичних ресурсах

Прогнозованим розвитком економіки держави до 2030 року визначено три періоди: до 2010 р. – період структурної перебудови інноваційного напряму; 2011-2020 рр. – період випереджального розвитку традиційних галузей сфери послуг в економіці України. У ці періоди формуються підвалини постіндустріального способу виробництва. У період 2021-2030 рр. прогнозується завершення переходу до постіндустріального суспільства з характерною зміною структури економіки.

Перший період (до 2010 рр.) – передбачає відродження та перебудову промисловості і формування гарантованої основи для фундаментальних змін і формування раціонального промислового комплексу у подальшій перспективі. У цьому періоді передбачається досягнення стійкої стабілізації та економічного зростання на основі випереджального розвитку наукоємних галузей, стимулювання виробництв, орієнтованих на внутрішній ринок споживчих товарів тощо. Цей період поєднує в собі оздоровлення та відродження виробництва зі структурною перебудовою, стале зростання обсягів виробництва.

Стратегічна мета другого періоду (2011-2015-2020 рр.) - формування єдиної промислової системи країни як органічної частини європейського простору, що використовує всі переваги своєї ресурсної бази, технологій, високорозвиненого інтелектуального потенціалу нації. Цей період визначається як інвестиційно-інноваційний і характеризується переходом на капіталомісткий шлях розвитку зі значними обсягами капіталовкладень у докорінну реконструкцію всіх галузей промисловості. При цьому передбачається широко використовувати накопичений потенціал ресурсів для інвестування.

Третій період (2021-2030 рр.) може бути окреслено як переважно інноваційний. Стратегічною метою розвитку промислового комплексу України в цей період передбачено еволюційний перехід до сталого розвитку в постіндустріальному світовому суспільстві на підґрунті збереження та безпеки життєвого простору людини, здійснення промислової діяльності з найменшими витратами за рахунок високоефективного використання матеріального та інтелектуального потенціалу. Ймовірно, наприкінці третього періоду промисловість сформується як цілісна виробничо-економічна система екзогенного типу (тобто, не замкнена лише на себе). Така система забезпечує економічну незалежність держави та реалізацію стратегічної мети – входження України на паритетних умовах до числа провідних, технологічно розвинених країн світу.

Прогнозування розвитку української економіки провадилось в умовах значної невизначеності основних чинників, тому було розраховано цілий сектор можливих траєкторій її розвитку. Цей сектор обмежено найбільш сприятливими (оптимістичний сценарій) та найменш сприятливими (песимістичний сценарій) умовами розвитку економіки України. Між ними виділено сектор найбільш вірогідного (базового) сценарію.

Особливості економічного розвитку країни до 2030 р. враховано в прогнозах споживання паливно-енергетичних ресурсів, зокрема, через прогнозні макропоказники енергоємності.

Таким чином, згідно з базовим сценарієм до 2030 року прогнозується збільшення обсягу виробництва ВВП майже в 3 рази, а споживання первинних енергоресурсів – тільки на 51% (з 200,6 млн. т у.п. у 2005 р. до 302,7 млн. т у.п. – у 2030 р.).

Випереджання темпів економічного зростання порівняно з темпами споживання первинних енергоресурсів має забезпечуватися шляхом реалізації стратегічної мети, спрямованої на досягнення до 2030 року світового рівня показників енергетичної ефективності. Досягнення такого рівня планується здійснити за рахунок двох основних факторів:

– технічного (технологічного) енергозбереження, що передбачає модернізацію або заміну енергоємних наявних технологій, підвищення енергоефективності промисловості і соціально-комунального сектора економіки та зменшення втрат енергоресурсів;

– структурного енергозбереження, що передбачає докорінні структурні зміни для створення малоенергоємної та малоресурсної економіки шляхом впровадження новітніх технологій.

Прогноз обсягів виробництва ВВП, млрд. грн. (ціни 2005 р.) (Графік 5)

Прогноз динаміки споживання первинних ресурсів, рівнів структурного
та технологічного енергозбереження до 2030 року, млн. т у.п.
(базовий сценарій) (Графік 6)

Впровадження енергозберігаючих технологій можливе тільки за умови переходу на ринкове формування цін на енергетичні ресурси, що передбачається здійснити переважно у 2006 - 2007 роках.

* Показники за 2005 рік в усіх розділах Енергетичної стратегії України на період до 2030 року прийняті за попередніми даними станом на 08.02.2006 р.

II. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів

Під час розроблення прогнозів використано такі фактори та інформацію:

– результати аналізу статистичної звітності;

– напрями розвитку галузей економіки та окремих її секторів, в тому числі галузей паливно-енергетичного комплексу;

– структура та обсяги енергозбереження;

– показники, що впливають на обсяги споживання енергоресурсів (технічний рівень виробництва, витрати на екологію, поліпшення соціальних умов праці та побуту тощо).

Прогноз попиту на паливно-енергетичні ресурси виконано на основі прогнозованого збільшення обсягу виробництва ВВП і аналізу конкурентних можливостей ПЕР з урахуванням вирівнювання внутрішніх і світових цін на енергоресурси. При цьому основним завданням є оптимізація попиту на природний газ, оскільки він конкурує одночасно з електричною енергією, вугіллям, ядерним паливом та (частково) з нафтопродуктами.

Сучасний рівень цін на природний газ у країнах Європи становить 220-350 USD/тис.м3 для промислових споживачів та 550-600 USD/тис.м3 для побутових споживачів з тенденцією до подальшого зростання. У зв’язку з лібералізацією енергетичних ринків, неминучим є наближення цін на природний газ в Україні до рівня світових.

Зростання ціни на природний газ до середньоєвропейського рівня призведе до зниження його конкурентоспроможності у виробництві досить широкого спектру товарної продукції та послуг в Україні. Найбільші зміни відбуватимуться під час вибору первинного енергоносія для виробництва тепла та електроенергії.

Прогнозоване зростання світових цін на нафту та природний газ відбуватиметься в умовах відносно стабільних цін на вугілля та ядерне паливо, що підвищує конкурентоспроможність гідравлічних, атомних і теплових електростанцій, які працюють на вугіллі та стимулює розвиток нетрадиційних та відновлювальних джерел енергії. Тому перевага у структурі палива для виробництва енергії в Україні надаватиметься власному урану та вугіллю, що забезпечить певну стабільність паливної складової на електричну енергію та підвищить рівень енергетичної безпеки країни.

Водночас прогнозоване відставання темпів зростання цін на електричну енергію від цін на природний газ та нафту створює економічні умови для використання електричної енергії замість природного газу та мазуту у системах промислового та побутового теплозабезпечення.

З метою оптимізації режимів виробництва електричної енергії та підвищення коефіцієнта використання потужностей атомних енергоблоків шляхом збільшення споживання електроенергії в години „нічного провалу” доцільно поетапно замінювати газовий нагрів системами акумуляційного електронагріву, які є споживачами-регуляторами, забезпечивши оптимальне управління зонними та диференційованими тарифами на електричну енергію. Це дозволить суттєво знизити обсяги споживання природного газу на потреби опалення.

Окрім використання акумуляційних систем електронагріву, масштабне витіснення вуглеводневого палива із систем низько- та середньотемпературного нагріву (технологія опалення, гаряче водопостачання, вентиляція та кондиціонування) забезпечить використання електричних теплогенераторів та термотрансформаторів.

Заміна газових котелень на електричні теплогенератори та акумуляційний електричний нагрів може забезпечити витіснення більше половини природного газу, що використовується для теплопостачання у промисловості і побуті.

Забезпечення та регулювання ринку нафтопродуктів України передбачається за рахунок переробки нафти і газового конденсату власного видобутку та видобутих українськими компаніями за межами України, заміщенням моторного палива стиснутим (метан) та скрапленим (пропан-бутан) газом, а також рідким паливом, отриманим внаслідок переробки органічної маси (ріпаку, зерна, цукрових буряків тощо) та кам’яного вугілля.

Враховуючи наведені факти, за базовим сценарієм прогнозується таке споживання основних енергоресурсів до 2030 року:

– Споживання електроенергії збільшиться в 2,2 рази і перевищить за прогнозними даними 395,1 млрд.кВтг, експортні можливості зростуть до 25 млрд.кВтг; (Графік 7)

– Споживання вугільної продукції збільшиться майже в 2,2 разу – до 130,3 млн.тонн; (Графік 8)

– Споживання природного газу зменшиться майже на 36% – до 49,5 млрд. м3; (Графік 9)

– Споживання нафти для внутрішніх потреб збільшиться на третину – до 23,8 млн.тонн. (Графік 10)

Збільшення попиту потребує відповідного збільшення виробництва та поставок енергетичних ресурсів.

Прогнозний паливно-енергетичний баланс України до 2030 року

Стаття балансу	Оди- ниця вимі- ру	2005	2010			2015			2020			2030
			І	ІІ	ІІІ	І	ІІ	ІІІ	І	ІІ	ІІІ	І	ІІ	ІІІ
ПРИБУТКОВА ЧАСТИНА
І. Ресурси, усього	млн.т у.п.	208, 8	245, 5	235, 9	222, 2	270, 9	255, 6	231, 8	300, 2	278, 2	241, 9	376, 7	341, 2	308, 3
1.1. Видобуток органічного палива, усього	млн.т у.п.	86,2	115, 7	106, 2	100, 2	139, 0	130, 2	112, 7	152, 6	142, 7	123, 0	185, 0	173, 5	157, 3
1.2. Виробництво електроенергії без витрат органічного палива, у тому числі:	млрд. кВтг млн.т у.п.	101, 1 34,9	113, 8 39,3	113, 8 39,3	110, 9 38,3	125, 9 44,1	125, 9 44,1	122, 2 42,8	184, 5 62,7	177, 1 60,2	144, 1 45,0	259, 0 85,5	239, 7 79,1	204 67,3
1.2.1. Атомні електростанції	млрд. кВтг	88,8	101, 2	101, 2	101, 2	110, 5	110, 5	110, 5	166, 3	158, 9	129, 6	238, 3	219, 0	186, 2
1.2.2. Гідравлічні електростанції (ГЕС та ГАЕС)	млрд. кВтг	12,3	12,5	12,5	9,6	14,6	14,6	10,9	16,6	16,6	13,0	18,6	18,6	15,9
1.2.3. Відновлювані джерела електроенергії*	млрд. кВтг	0	0,1	0,1	0,1	0,8	0,8	0,8	1,6	1,6	1,5	2,1	2,1	1,9
1.3. Виробництво теплової енергії на атомних електростан-ціях	млн.т у.п.	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,4	0,4	0,3	0,4	0,4	0,3
1.4. Теплова енергія довкілля	млн.т у.п.	0,2	0,4	0,3	0,2	2,0	1,7	1,4	4,5	3,9	3,2	26,3	22,7	18,7
1.5. Імпорт органічного палива	млн.т у.п.	87,2	89,8	89,8	83,2	85,5	79,3	74,6	80,0	71,0	70,4	79,5	65,5	64,7
ВИТРАТНА ЧАСТИНА
ІІ. Розподіл ресурсів, усього	млн.т у.п.	208, 8	245, 5	235, 9	222, 2	270, 9	255, 6	231, 8	300, 2	278, 2	241, 9	376, 7	341, 2	308, 3
2.1. Споживання в Україні, усього, у тому числі:	млн.т у.п.	200, 6	220, 2	211, 6	199, 2	241, 2	227, 0	205, 1	262, 8	244, 3	211, 8	335, 4	302, 7	272, 8
2.1.1. Вугілля	млн.т у.п.	43,5	63,0	58,3	53,9	81,8	73,0	58,0	91,6	80,7	63,2	120, 0	101, 0	89,0
2.1.2. Нафта	млн.т у.п.	25,7	28,3	27,6	26,7	31,2	29,9	28,3	31,5	30,0	28,5	34,6	34,0	33,2
2.1.3. Природний газ	млн.т у.п.	87,9	78,4	77,7	74,0	73,4	71,8	67,3	64,4	61,8	59,6	59,8	56,9	56,0
2.1.4. Інші види палива (шахтний метан, біопаливо, торф тощо)	млн.т у.п.	11,0	14,5	12,0	11,5	15,4	13,2	12,3	16,2	14,1	13,1	18,7	16,8	14,9
2.1.5. Електроенергія, вироблена без витрат органічного палива**	млн.т у.п.	32,0	35,3	35,4	32,6	37,1	37,1	37,5	54,2	53,4	43,9	75,6	70,9	60,7
2.1.6. Теплова енергія, вироблена на атомних електростан-ціях	млн.т у.п.	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,4	0,4	0,3	0,4	0,4	0,3
2.1.7. Теплова енергія довкілля	млн.т у.п.	0,2	0,4	0,3	0,2	2,0	1,7	1,4	4,5	3,9	3,2	26,3	22,7	18,7
2.2. Експорт паливно-енергетичних ресурсів з України	млн.т у.п.	8,2	25,3	24,3	23,0	29,7	28,6	26,7	37,4	33,9	30,1	41,3	38,5	35,5
Рівень енергетичної залежності	%	54,5	37,5	39,0	40,2	26,1	25,5	25,6	18,2	18,0	17,8	12,4	11,7	12,2

* без врахування виробництва е/е на малих ГЕС та на біопаливі; ** за вилученням експорту електроенергії; І – оптимістичний, ІІ – базовий, ІІІ – песимістичний сценарії.

Споживання власних та імпортованих ресурсів у 2005, 2030 роках,
млн. т у.п. / % (Графік 11)

*- включаючи видобуток за межами України (4,4% від загального споживання енергії).

2.1. Баланс електричної енергії

Обсяг споживання електроенергії власними споживачами у 2005 році становив за оперативними даними 176,9 млрд.кВтг, або на 0,5% більше ніж у попередньому році. У подальшому передбачається поступове зростання електроспоживання з досягненням 198,9 млрд.кВтг у 2010 році, 231,0 млрд.кВтг – 2015 році, 287,0 млрд.кВтг – 2020 році, 395,1 млрд.кВтг – 2030 році. Середньорічний приріст споживання електричної енергії до 2030 р. очікується на рівні 3,2 %.

Нижній прогноз електроспоживання, що відповідає песимістичному сценарію розвитку економіки, складає 184,3 млрд.кВтг у 2010 році, 208,0 млрд.кВтг – 2015 році, 244,2 млрд.кВтг – 2020 році, 336,4 млрд.кВтг – 2030 році. Середньорічний приріст електроспоживання оцінюється за цим сценарієм у 2,6%.

Верхній прогноз електроспоживання відповідає темпам щорічного зростання на рівні 3,7% і характеризується такими значеннями: 214,5 млрд.кВт – у 2010 році, 246,7 млрд.кВтг – 2015 році, 303,8 млрд.кВтг – 2020 році, 440,4 млрд.кВтг – 2030 році.

У 2005 році передано на експорт 8,4 млрд.кВтг електроенергії - в країни ЄС, Молдову і Росію. Експортні можливості країни можна підвищити до 11,35 млрд.кВтг у 2010 році, 20 млрд.кВтг – 2020 році, 25 млрд.кВтг – 2030 році, за умови входження ОЕС України в режим паралельної роботи з енергосистемою UCTE, збільшення обсягів експорту в Молдову та Білорусь, а також забезпечення експорту електроенергії в Південно-Європейські та Балтійські країни.

Прогнозний баланс електроенергії в Україні до 2030 року, млн.кВтг (базовий сценарій)

Показники	2005	2010	2015	2020	2030
А.Пропозиція - всього	185236	210200	251000	307000	420100
I.I. Виробництво електроенергії-всього Темпи приросту до попереднього періоду, % у тому числі:	185236 -	210200 13,5%	251000 19,4%	307000 22,3%	420100 36,8%
1). Електростанціями загального користування у тому числі:	176592	200290	239450	294100	404600
А). ТЕС та ТЕЦ у відсотках до загального виробництва	75515 40,8%	86590 41,2%	114350 45,6%	118600 38,6%	167000 39,8%
Б). ГЕС* у відсотках до загального виробництва	12128 6,5%	10300 4,9%	11400 4,5%	12700 4,1%	14100 3,4%
В). ГАЕС у відсотках до загального виробництва	193 0,1%	2200 1,0%	3200 1,3%	3900 1,3%	4500 1,1%
Г). АЕС у відсотках до загального виробництва	88756 47,9%	101200 48,1%	110500 44,0%	158900 51,8%	219000 52,1%
2). Блок-станціями та іншими джерелами у відсотках до загального виробництва у тому числі:	8644 4,7%	9910 4,7%	11550 4,6%	12900 4,2%	15500 3,7%
А). Блок-станціями**	8593	9775	10665	11300	13400
Б). Електростанціями на відновлюваних джерелах енергії (без врахування малих ГЕС)	51	135	885	1600	2100
у тому числі: іншими локальними джерелами	43	85	85	100	100
II. Імпорт електроенергії	0	0	0	0	0
Б. Попит - всього	185236	210200	251000	307000	420100
I Споживання електроенергії (брутто) Темпи приросту до попереднього періоду, %	176884 -	198850 12,3%	231000 16,2%	287000 24,2%	395100 37,7%
1.1. Споживання електроенергії (нетто) Темпи приросту до попереднього періоду, % у тому числі:	151849 -	175550 15,6%	208500 18,8%	262900 26,1%	363200 38,2%
Промисловість	91793	108855	127498	144625	169825
Сільгоспспоживачі	3426	3399	4750	5938	10095
Транспорт	9235	9837	10427	11211	12893
Будівництво	948	1614	2349	3731	5750
Комунально-побутові споживачі	15296	16712	19120	29418	50358
Інші непромислові споживачі	4707	6111	9353	13727	21040
Населення	26444	29022	35003	54250	93239
1.2. Витрати електроенергії на її транспортування в мережах у відсотках до надходження електроенергії в мережу	25035 14,7%	23300 12,2%	22500 9,8%	24100 8,6%	31900 8,2%
II. Експорт електроенергії	8352	11350	20000	20000	25000
* - з урахуванням виробництва електроенергії на малих ГЕС; ** - з урахуванням використання біопалива.

Розвиток теплової енергетики прогнозується з переважним використанням вугілля і враховує обсяги заміщення природного газу електричною енергією для опалення та гарячого водопостачання. У 2030 році частка вугілля в паливному балансі ТЕС, ТЕЦ і блок-станцій становитиме 85,1%, частка природного газу – 14,5%, а частка мазуту та інших видів органічного палива – 0,4%. Такі паливні баланси сприятимуть розвитку вітчизняної вугледобувної галузі, що забезпечить підвищення її економічної ефективності, задоволення екологічних вимог та позитивно вплине на енергетичну безпеку держави.

Використання палива на теплоелектростанціях і блок-станціях України до 2030 року
(з урахуванням локальних джерел)

	Од. виміру	2005		2010		2015
Виробництво електроенергії (е/е)	млн.кВтг	84151,0		96450,0		125100,0
Відпуск з шин	млн.кВтг	76939,0		88656,0		116264,0
Питомі витрати ум. палива на е/е	г/кВтг	378,9		375,0		370,3
Відпуск теплоенергії (т/е)	тис. Гкал	48644,9		52000,0		54000,0
Питомі витрати ум. палива на т/е	кг/Гкал	162,3		157,9		153,9
Витрати умовного палива-всього	тис. т у.п.	37047,3		41456,8		51363,2
у т.ч. за видами натурального палива:		Витрата		Витрата		Витрата
		Умовн. (тис.т у.п.)	Натур.	Умовн. (тис.т у.п.)	Натур.	Умовн. (тис.т у.п.)	Натур.
Вугілля - всього	тис.тонн	19193,3	27458,3	24076,0	33438,9	36205,0	49595,8
Мазут та інші види орг. палива	тис.тонн	280,0	204,4	280,0	204,4	280,0	204,4
Газ	млн.м3	17574,0	15348,5	17100,8	14935,2	14878,2	12994,1

	Од. виміру	2020		2030
Виробництво електроенергії	млн.кВтг	130000		180500
Відпуск з шин	млн.кВтг	121457		169576
Питомі витрати ум. палива на е/е	г/кВтг	363,64		345,74
Відпуск теплоенергії	тис. Гкал	58021,3		72766,0
Питомі витрати ум. палива на т/е	кг/Гкал	153,7		153,5
Витрати умовного палива-всього	тис. т у.п.	53084,5		69798,8
у т.ч. за видами натурального палива:		Витрата		Витрата
		Умовн. (тис.т у.п.)	Натур.	Умовн. (тис.т у.п.)	Натур.
Вугілля - всього	тис.тонн	39931,3	53961,2	59391,6	78146,8
Мазут та інші види орг. палива	тис.тонн	280,0	204,4	280,0	204,4
Газ	млн. м3	12873,2	11243,0	10127,2	8844,7

Виробництво електричної енергії на атомних електростанціях планується здійснювати з максимальним використанням урану і цирконію власного виробництва та освоєнням технології фабрикації ядерного палива.

Для реалізації цього напрямку передбачається збільшити виробництво уранового концентрату для АЕС проти досягнутого у 2005 році рівня, а також збільшити українську складову в ядерному паливі за рахунок розвитку уранового, цирконієвого виробництва та фабрикації ядерного палива.

Частка імпортованого палива на виробництво електричної та теплової енергії електростанціями знизиться з 58,0 % у 2005 році до 8,2% у 2030 році.

Витрати палива на виробництво електричної та теплової енергії, млн. т у.п.

	2005	2010	2015	2020	2030
Витрати палива на електричних станціях – всього	71,4	81,4	95,2	113,3	150,9
у тому числі:
1. Власне паливо	30	46,0	80	100,1	138,5
1.1. Вугілля	19,2	20,9	36,2	39,9	59,4
1.2. Уран	6,6	20,1	38,1	54	72,3
1.3. Гідро - та нетрадиційні ресурси	4,2	5	5,7	6,2	6,8
2. Імпортоване паливо	41,4	35,4	15,2	13,2	12,4
1.1. Вугілля	0	3,2	0	0	2
1.2. Газ і мазут	17,9	17,4	15,2	13,2	10,4
1.3. Уран	23,5	14,8	0	0	0

Прогнозні витрати власного та імпортованого палива
на виробництво електричної та теплової енергії
електростанціями у 2005, 2030 роках, % (Графік 12)

2.2. Баланс вугілля

При прогнозуванні обсягів споживання вугілля враховувались: можливості суттєвого підвищення якості вугілля; використання нових, більш екологічно чистих технологій його спалювання; наявність у споживачів ефективного вуглевикористовуючого обладнання; показники екологічних витрат при споживанні вугілля; заміщення вугіллям інших, більш дефіцитних видів енергоресурсів тощо.

У 2005 році обсяг споживання вугілля власними споживачами становив 59,6 млн.тонн. Прогнозом передбачено зростання обсягів його споживання до 78,9 млн.тонн у 2010 р.; 98,7 млн.тонн – 2015 р.; 107,6 млн.тонн – 2020 р.; 130,3 млн.тонн – 2030 році.

Попит у вугільній продукції планується задовольнити за рахунок збільшення власного видобутку без суттєвого збільшення обсягів її імпорту.

Прогнозний баланс видобутку та споживання вугілля до 2030 року
(базовий сценарій)

Показники	2005	2010	2015	2020	2030
Видобуток вугілля, усього, млн.тонн	78,0	90,9	110,3	115,0	130,0
Зольність видобутого вугілля, %	38,1	35,3	29,7	29,0	28,1
І. Товарне вугілля, усього, млн.тонн	64,6	81,9	98,8	107,6	130,3
у тому числі:
1.1. Власне вугілля, млн.тонн	56,9	72,7	91,8	100,2	115,7
Зольність відвантаженого вугілля, %	25,2	23,6	22,3	21,8	20,7
1.2. Імпорт, млн.тонн	7,7	9,2	7,0	7,4	14,6
у т.ч. енергетичне вугілля, млн.тонн	0,8	3,5	0	0	2,5
ІІ. Споживання, млн.тонн	59,6	78,9	98,7	107,6	130,3
у тому числі:
2.1. Електростанції на органічному паливі	27,5	33,4	49,6	54,0	78,1
2.2. Коксохімічна промисловість	17,0	32,0	36,2	41,2	41,5
2.3. Комунально-побутові потреби підприємств	2,0	1,9	1,8	1,7	1,6
2.4. Комунальне господарство	1,6	1,5	1,4	1,3	1,1
2.5. Інші споживачі	11,6	10,1	9,7	9,4	8,0
ІІІ. Експорт	5,0	3,1	0	0	0

2.3. Баланс нафти

Прогнозні обсяги споживання нафти визначались з потреб нафтопродуктів для українських нафтопереробних заводів з урахуванням збільшення глибини її переробки з 70% в 2005 р. до 90% і вище в 2030 р.

Споживання нафти разом з переробкою для експорту у 2005 р. становило 19,0 млн.тонн; у 2010 р. прогнозується на рівні 32 млн.тонн; 2015 р. – 36 млн.тонн; 2020 р. – 40 млн.тонн; 2030 р. – 45 млн.тонн, в т.ч. для внутрішніх потреб 23,8 млн.тонн.

Попит у нафтовій продукції планується задовольнити переважно за рахунок збільшення імпортних поставок нафти.

Прогнозний баланс видобутку, імпорту та споживання
нафти та газового конденсату
до 2030 року, млн.тонн (базовий сценарій)

	2005	2010	2015	2020	2030
І. Видобуток нафти, усього	4,3	8,7	9,3	10,9	14,6
у тому числі:
1.1. Видобуток з власних запасів	4,3	5,1	5,3	5,3	5,4
1.2. За межами України*	0	3,6	4,0	5,6	9,2
II. Імпорт	14,7	23,3	26,7	29,1	30,4
ІІI. Споживання (разом з переробкою для експорту)	19,0	32,0	36,0	40,0	45,0
3.1. Споживання для внутрішніх потреб	18,0	19,3	20,9	21,0	23,8

* - видобуток нафти українськими компаніями за межами України.

Прогнозна динаміка видобутку та імпорту сирої нафти і газового конденсату
для забезпечення власного споживання, млн.тонн (Графік 13)

2.4. Баланс газу

Під час формування прогнозних балансів газу взято до уваги заходи з використання менш енергозатратних технологій, враховувалось збільшення рівня газифікації житлового фонду, зростання темпів промислового виробництва, вдосконалення приладного обліку газу, а також суттєве поліпшення дисципліни газоспоживання, пов’язане з остаточним переходом до функціонування в умовах цивілізованого ринку природного газу.

Споживання газу в Україні у 2005 р. становило 76,4 млрд. м3; у 2010 р. становитиме 67,6 млрд. м3; 2015 р. – 62,4 млрд. м3; 2020 р. – 53,7 млрд. м3; 2030 р. – 49,5 млрд. м3.

Прогнозний баланс надходження та розподілу природного газу
до 2030 року, млрд. м3 (базовий сценарій)

	2005	2010	2015	2020	2030
І. Ресурси газу, усього	76,4	67,6	62,4	53,7	49,5
у тому числі:
1.1. Видобуток газу, усього	20,5	25,5	31,1	32,9	40,1
у тому числі:
видобуток з власних запасів	20,5	23,2	25,0	26,1	28,5
за межами України*	0	2,3	6,1	6,8	11,6
1.2. Імпорт	55,9	42,1	31,3	20,8	9,4
ІІ. Споживання газу, усього	76,4	67,6	62,4	53,7	49,5
у тому числі:
2.1. Виробничо-технологічні потреби, сировина та витрати (втрати) при транспортувані	9,0	8,3	7,2	6,5	5,9
2.2. Споживання, усього	66,9	57,9	52,9	43,8	38,1
у тому числі:
2.2.1. На виробництво електро-, тепло енергії на ТЕС	15,3	14,9	13,0	11,2	8,9
2.2.2. Металургійний комплекс	9,5	5,7	5,5	4,0	3,8
2.2.3. Хімічний комплекс	8,6	7,9	8,5	8,8	9,0
2.2.4. Машинобудування та металообробка	1,5	1,3	1,3	0,8	0,7
2.2.5. Інші промислові споживачі	6,7	5,9	3,4	2,1	1,5
2.2.6. Агропромисловий комплекс	0,7	0,6	0,5	0,4	0,2
2.2.7. Населення	18,0	16,5	16,0	14,0	13,0
2.2.8. Інші непромислові споживачі	6,6	5,1	4,7	2,5	1,0
2.3. Заміщення на транспорті рідкого палива на газ	0,5	1,4	2,3	3,4	5,5

* - видобуток газу українськими компаніями за межами України

Прогнозна динаміка видобутку та імпорту природного газу
для забезпечення власного споживання, млрд. м3 (Графік 14)

Висновки

Забезпечення зростаючих потреб в паливно - енергетичних ресурсах до 2030 року планується здійснити за умов:

– зменшення енергоємності ВВП та збільшення рівня енергозабезпеченості країни;

– збільшення власного видобутку вугілля, нафти, газу та урану;

– виробництва електричної енергії на атомних електростанціях на власному ядерному паливі;

– збільшення експорту нафтопродуктів за рахунок збільшення обсягів переробки нафти;

– реалізації програм енергозбереження в галузях економіки і в соціальній сфері;

– збільшення використання нетрадиційних і відновлювальних джерел енергії;

– зменшення рівня енергетичної залежності країни від зовнішніх поставок палива та збільшення обсягів споживання власних енергетичних продуктів.

III. Стратегія розвитку електроенергетичної галузі

3.1. Електрична енергія

Основою електроенергетики країни є Об’єднана енергетична система (ОЕС) України, яка здійснює централізоване електрозабезпечення внутрішніх споживачів, взаємодіє з енергосистемами суміжних країн, забезпечує експорт, імпорт і транзит електроенергії. Вона об’єднує енергогенеруючі потужності, розподільні мережі регіонів України, пов’язані між собою системоутворюючими лініями електропередачі напругою 220 – 750 кВ. Оперативно – технологічне управління ОЕС, управління режимами енергосистеми, створення умов надійності за паралельної роботи з енергосистемами інших країн здійснюється централізовано державним підприємством НЕК "Укренерго". (карта)

3.1.1. Структура споживання та виробництва електричної енергії

Структура споживання

Споживання електроенергії за базовим сценарієм прогнозується у 2030 р. в обсязі 395,1 млрд.кВтг, порівняно з 2005 р. (176,9 млрд.кВтг) воно збільшиться на 218,2 млрд.кВтг (123%). Найбільшим споживачем серед галузей економіки України залишатиметься промисловість, електроспоживання якої в 2030 р. оцінюється на рівні 169,8 млрд.кВтг (середньорічний приріст складатиме 2,4%). За цей період електроспоживання в сільському господарстві зросте майже у три рази (з 3,4 до 10,1 млрд.кВтг). Електроспоживання в будівництві за період з 2005 р. по 2030 р. зросте з 1,0 до 5,8 млрд.кВтг, на транспорті - з 9,2 до 12,9 млрд.кВтг, в житлово-комунальному господарстві та побуті (з врахуванням електроопалення) з 41,7 млрд.кВтг до 143,6 млрд.кВтг.

Прогноз споживання електричної енергії за групами споживачів, млн.кВтг
(Графік 15)

Технологічні витрати електричної енергії

За період з 2000 по 2004 рр. середньорічний обсяг витрат електроенергії на її транспортування електричними мережами (технічних та комерційних) складав 31,5 млрд.кВтг, або 19,9% від загального відпуску електроенергії в мережу. Впровадження економічних заходів, спрямованих на стимулювання зниження витрат електроенергії в електромережах дозволило, починаючи з 2002 р., дещо знизити їх рівень, перш за все понаднормативної складової.

Величина технологічних витрат електричної енергії у 2005 р. склала 25,035 млрд.кВтг, або 14,7% від загального обсягу надходження електроенергії в мережу. Однак і сьогодні відсоток витрат електроенергії на її транспортування в 1,6 рази перевищує рівень 1990 року та у 2 - 2,5 рази більше, ніж в державах з розвиненою економікою.

Динаміка відпуску електроенергії та її витрат на транспортування
електричними мережами України, млрд.кВтг (Графік 16)

За рахунок проведення у 2006 – 2030 роках заходів із зниження технологічних витрат електричної енергії в мережах їх обсяг слід очікувати у 2010 році на рівні 12,2% від загального відпуску електроенергії в мережу, у 2015 році – 9,8%, у 2020 – 8,6%, у 2030 році – 8,2%. Це забезпечить річну економію електричної енергії у 2030 році порівняно з відсотком витрат 2005 р. в обсязі 25 млрд.кВтг, в тому числі за рахунок організаційно-технічних заходів – 4 млрд.кВтг.

Динаміка зменшення витрат електричної енергії на її
транспортування електричними мережами, % (Графік 17)

Структура виробництва

Електроенергетика є базовою галуззю, яка забезпечує потреби країни в електричній енергії і може виробляти значний обсяг електроенергії для експорту. Загальна потужність електрогенеруючих станцій в 2005 р. становить 52,0 млн.кВт, з яких потужність теплових електростанцій (ТЕС) та теплоелектроцентралей (ТЕЦ) становить 57,8%, атомних електростанцій (АЕС) – 26,6%, гідроелектростанцій (ГЕС) та гідроакумулюючих (ГАЕС) – 9,1%, блок-станцій та інших джерел – 6,5%.

Для забезпечення попиту споживання електричної енергії та її експорту згідно з базовим сценарієм розвитку економіки країни до 2030 р. необхідно збільшити потужність генеруючих електростанцій до рівня 88,5 млн.кВт. За песимістичним сценарієм розвитку економіки цей рівень складе 74,9 млн. кВт, за оптимістичним – 98,6 млн. кВт.

Структура енергогенеруючих потужностей електричних станцій України
(базовий сценарій) (Графік 18)

Обсяг виробництва електроенергії у 2005 році становив за оперативними даними 185,2 млрд.кВтг, з якого: виробництво на АЕС – 47,9%; ТЕС та ТЕЦ – 40,8%; ГЕС та ГАЕС – 6,7%; блок-станціями та іншими джерелами – 4,7%. Імпорт електроенергії не відбувався.

Обсяги виробництва електроенергії атомними електростанціями збільшуватимуться як за рахунок введення в експлуатацію нових енергоблоків АЕС, так і за рахунок реконструкції діючих енергоблоків з продовження терміну експлуатації, щонайменше на 15 років. При цьому у 2030 році в експлуатації перебуватимуть 9 сьогодні діючих енергоблоків (7 з них з подовженим терміном експлуатації). Обсяги виробництва електроенергії на АЕС становитимуть у 2010 р. 101,2 млрд.кВтг; у 2015 р. – 110,5 млрд.кВтг; у 2020 р. – 158,9 млрд.кВтг; у 2030 р. – 219,0 млрд.кВтг.

Обсяги виробництва електроенергії гідроелектростанціями визначено, виходячи із середньорічних показників водності річок України. У період 2006 – 2010 рр. вони складатимуть у середньому 9,8 млрд.кВтг. За рахунок модернізації існуючих потужностей та розвитку нових виробництво електроенергії на ГЕС збільшиться у 2015 р. до 11,4 млрд.кВтг; у 2020 р. – до 12,7 млрд.кВтг; у 2030 р. – до 14,1 млрд.кВтг.

Прогнозні значення обсягів виробництва електроенергії гідроакумулюючими електростанціями враховують введення протягом 2007 – 2010 років гідроенергетичних потужностей на Ташлицькій та Дністровській ГАЕС, а в період 2020 – 2030 рр. – на Канівській ГАЕС. У 2005 році обсяги виробництва електроенергії ГАЕС склали 0,2 млрд.кВтг.

У перспективі вони досягнуть: у 2010 році – 2,2 млрд.кВтг; у 2015 р. – 3,2 млрд.кВтг; у 2020 р. – 3,9 млрд.кВтг; у 2030 р. – 4,5 млрд.кВтг.

Обсяг виробництва електроенергії тепловими електростанціями України визначається умовами "замикання" балансів електроенергії. У 2005 році він склав 75,5 млрд.кВтг. Крім того, 8,6 млрд.кВтг було вироблено у цьому ж році блок-станціями промислової та комунальної енергетики. Виробництво електричної енергії тепловими електростанціями та блок-станціями буде збільшуватися, досягаючи: у 2010 році – 96,4 млрд.кВтг; у 2015 р. – 125,0 млрд.кВтг; у 2020 р. – 129,9 млрд.кВтг та у 2030 році – 180,4 млрд.кВтг.

Прогнозується збільшення виробництва електроенергії електростанціями, що використовують нетрадиційні та відновлювані джерела енергії (без врахування виробництва електроенергії на малих ГЕС та на біопаливі) до 50 млн.кВтг у 2010 р.; 800 млн.кВтг – у 2015 р.; 1500 млн.кВтг – у 2020 р.; 2100 млн.кВтг – у 2030 році.

Динаміка виробництва електроенергії, млрд.кВтг (Графік 19)

Основні показники розвитку електроенергетики України на період до 2030 року

Показники	Роки
	2005 (опе ра- ти- вні дані)	2010			2015			2020			2030
		І	ІІ	ІІІ	І	ІІ	ІІІ	І	ІІ	ІІІ	І	ІІ	ІІІ
Встановлена потужність електростанцій, всього, ГВт	52,0	49,2	49,2	47,4	58,2	58,1	51,9	73,2	70,6	58,4	98,6	88,5	74,9
ТЕС (у т.ч. блок-станції)	33,5	27,9	27,9	27,8	32,9	32,8	28,8	39,2	37,6	32,0	54,0	46,4	39,0
АЕС	13,8	13,8	13,8	13,8	15,8	15,8	15,8	22,8	21,8	17,8	32,0	29,5	25,0
ГЕС та ГАЕС	4,7	7,4	7,4	5,7	8,7	8,7	6,5	9,6	9,6	7,5	10,5	10,5	9,0
Відновлювані джерела енергії	0,0 *)	0,1	0,1	0,1	0,8	0,8	0,8	1,6	1,6	1,1	2,1	2,1	1,9
Виробництво електроенергії, всього, млрд.кВтг	185, 236	226, 0	210, 2	195, 5	266, 7	251, 0	223, 0	328, 8	307, 0	259, 2	470, 4	420, 1	356, 4
ТЕС (у т.ч. блок-станції)	84,1	112, 2	96,4	84,6	140, 8	125, 1	100, 8	144, 3	129, 9	115, 1	211, 4	180, 4	152, 4
АЕС	88,8	101, 2	101, 2	101, 2	110, 5	110, 5	110, 5	166, 3	158, 9	129, 6	238, 3	219, 0	186, 2
ГЕС, ГАЕС	12,3	12,5	12,5	9,6	14,6	14,6	10,9	16,6	16,6	13,0	18,6	18,6	15,9
Відновлювані джерела	0,0	0,1	0,1	0,1	0,8	0,8	0,8	1,6	1,5	1,5	2,1	2,1	1,9
Споживання електроенергії (брутто), млрд.кВтг	176, 884	214, 5	198, 9	184, 3	246, 7	231, 0	208, 0	303, 8	287, 0	244, 2	440, 4	395, 1	336, 4
Експорт електроенергії, млрд.кВтг	8, 352	11,5	11,3	11,2	20,0	20,0	15,0	25,0	20,0	15,0	30,0	25,0	20,0

І – оптимістичний, ІІ – базовий, ІІІ – песимістичний сценарії;

*) до 70 МВт;

3.1.2. Характеристика сучасного стану та розвиток теплових електростанцій

Стан основних фондів

На даний час 92,1% енергоблоків ТЕС відпрацювали свій розрахунковий ресурс (100 тис. годин), а 63,8% енергоблоків перетнули визнану у світовій енергетичній практиці межу граничного ресурсу та межу фізичного зносу відповідно 170 тис. та 200 тис. годин і потребують модернізації чи заміни.

З метою забезпечення сталої роботи блочного обладнання ТЕС, щорічно виконуються капітальні, середні та поточні ремонти 70 – 80 енергоблоків загальною потужністю близько 19 млн.кВт. Однак кошти, які виділяються на ці цілі, є недостатніми, що призводить до зменшення рівня використання обладнання ТЕС, перевитрат палива і погіршення економічних показників роботи.

Під час осінньо-зимового періоду 2005/2006 року забезпечено роботу 62 (14678 МВт) енергоблоків та в режимі резерву – 14 (4527 МВт) енергоблоків. Поза робочим режимом знаходитиметься 21 енергоблок загальною потужністю 7945 МВт, в тому числі у довгостроковому резерві з консервацією обладнання 15 енергоблоків.

Розвиток теплових електростанцій

До 2030 р. основою електроенергетичної системи України залишатимуться теплові електростанції. Особливістю теплової енергетики є те, що її робота протягом тривалого періоду відбувається в умовах надлишку встановлених потужностей енергоблоків ТЕС, що погіршує їх економічні показники. Тому, передбачається поступове зниження надлишкових потужностей з приведенням їх до оптимальної величини у 2015-2017 рр. Вирішальне значення для теплової генерації має реконструкція та модернізація устаткування ТЕС, яка проводитиметься за такими напрямками:

1. З наявного устаткування ТЕС виділяється група енергоблоків (робоча група), які підлягають подальшій реконструкції, а також залишкова група, реконструкція яких є недоцільною. До складу робочої групи включаються пиловугільні енергоблоки сумарною потужністю 18 – 19 млн.кВт і найбільш працездатні газомазутні енергоблоки сумарною потужністю 3,8 млн.кВт. Енергоблоки робочої групи формуватимуть основну частину робочої потужності ТЕС (генеруючої та резервної) згідно із щорічними програмами.

2. Енергоблоки, віднесені до складу залишкової групи сумарною потужністю 5,2 – 6,0 млн.кВт, залишаються на балансі генеруючих компаній і підлягають тривалій консервації до часу прийняття рішення щодо їх демонтажу у зв’язку з планованим заміщенням на більш ефективні нові енергоблоки. У разі виникнення непередбачуваного дефіциту генерації ці енергоблоки підлягають введенню в дію. Списання та демонтаж енергоблоків залишкової групи здійснюватиметься за щорічними поданнями генеруючих компаній на підставі аналізу їх фактичного стану і прогнозованих тенденцій до змін потреби в генеруючих потужностях на п’ять років.

Для розвитку теплової енергетики необхідно:

У період 2006-2010 років:

Провести реабілітацію (ремонт, реконструкцію і модернізацію) 3,7 тис. МВт потужностей пиловугільних енергоблоків;

Вивести з експлуатації 4,1 тис. МВт потужностей блоків, які досягли межі фізичного зносу, що підлягатимумуть у перспективі заміні на нові в існуючих комірках;

Забезпечити експлуатацію 23,0 тис. МВт потужностей ТЕС;

Необхідний обсяг капіталовкладень на 2006-2010 рік складає 16,7 млрд. грн.

У період 2011-2020 років:

Провести реабілітацію 4,0 тис. МВт потужностей ТЕС;

Вивести з експлуатації 2,0 тис. МВт потужностей;

Оновити і ввести потужності ТЕС на 10,0 тис. МВт шляхом заміни основного обладнання діючих енергоблоків і будівництва нових;

Ввести нові генеруючі потужності на ТЕЦ в обсязі 2,0 тис. МВт.

Необхідний обсяг капіталовкладень на 2011-2020 рік складає 75,8 млрд. грн.

У період 2021-2030 років:

Провести реабілітацію 5,4 тис. МВт потужностей ТЕС;

Вивести з експлуатації 1,0 тис. МВт потужностей;

Оновити і ввести потужності ТЕС на 10,0 тис. МВт шляхом заміни основного обладнання діючих енергоблоків і будівництва нових, у т.ч. замість знятих з експлуатації;

Ввести нові генеруючі потужності на ТЕЦ в обсязі 2,0 тис. МВт.

Необхідний обсяг капіталовкладень на 2021-2030 рік складає 90,9 млрд. грн.

Передбачається підвищення коефіцієнта використання робочої потужності ТЕС до 55,4%, зменшення питомих витрат палива на виробництво електроенергії до середньоєвропейського рівня. Капіталовкладення на розвиток теплової генерації з 2006 до 2030 року становлять 183,4 млрд.грн.

Програми розвитку ТЕС та ТЕЦ будуть опрацьовані за періодами із визначенням оптимальних варіантів реконструкції, модернізації, заміщення, оновлення та нового будівництва потужностей з метою оптимізації балансу (списання діючих та вводу нових потужностей) для забезпечення передбачених стратегією обсягів виробництва електроенергії. При цьому будуть враховуватися досягнення науково-технічного прогресу, досвід інших країн у впровадженні новітніх технологій і технічних рішень в теплоенергетиці та фінансово-економічне обґрунтування варіантів. При виборі майданчиків для розміщення нових ТЕС пріоритет буде надаватися регіонам з гострим дефіцитом генеруючих потужностей.

Комплексна реконструкція вугільних електростанцій України здійснюватиметься шляхом впровадження сучасних економічних вугільних паротурбінних енергоблоків, оснащених системами зниження викидів NOХ (оксиди азоту), SO2 (оксид сірки) і пилу та паро-газових ТЕЦ з газифікацією вугілля, високонапірним теплогенератором та ін. з орієнтацією на максимальне використання вітчизняного вугілля, в тому числі технологій та обладнання для спалювання бурого вугілля.

Паливозабезпечення ТЕС, ТЕЦ, блок-станцій

На виробництво електричної і теплової енергії ТЕС, ТЕЦ і блок-станціями (з урахуванням локальних джерел) у 2005 році використано, за оперативними даними, 37,0 млн.т у.п., з них: вугілля – 51,8%; газ – 47,4%; мазут – 0,8%.

У сфері паливозабезпечення електроенергетичної галузі необхідно взяти до уваги поступове зростання цін на органічне паливо, що зумовлюється такими чинниками:

зростання цін на природний газ, пов’язане з підвищенням попиту на нього, як на найбільш екологічно прийнятний та ефективний вид органічного палива, зростанням витрат на видобуток і транспортування в головних країнах-експортерах природного газу в Україну (насамперед – Росії), а також у зв’язку з переходом на ринкові форми ціноутворення;

зростання вартості вугілля зумовлюватиметься збільшенням інвестиційної складової у вартості вітчизняного вугілля у зв’язку з оновленням основних фондів галузі, а також через зростання складової заробітної плати в ній. Прогнозується поступове збільшення цін на вугілля на світових ринках через зростання цін на природний газ. Поряд із цим темпи збільшення цін на вугілля передбачаються помітно нижчими, ніж на природний газ.

Темпи зростання вартості мазуту прогнозуються близькими до змін цін на природний газ.

До 2030 р. абсолютні витрати органічного палива на ТЕС, ТЕЦ і блок-станціях (з урахуванням локальних джерел) зростають у 1,9 рази з 37 млн. т у.п. у 2005 р. до 69,8 млн. т у.п. у 2030 р., при цьому обсяг використання вугілля на виробництво електричної і теплової енергії збільшиться до 85,1% та відповідно до 14,5% зменшиться рівень використання газу.

Прогнозний баланс палива на ТЕС, ТЕЦ і блок-станціях
(з урахуванням локальних джерел) до 2030 року, млн. т у.п. (Графік 20)

Питомі витрати умовного палива на відпуск електроенергії ТЕС, ТЕЦ і блок-станцій (з урахуванням локальних джерел) в 2005 році досягли 378,9 г у.п./кВтг і перевищують показники 1990 року більш ніж на 10% (у тому числі, внаслідок зміни методики розрахунку та зниження частки використання газомазутних енергоблоків).

За рахунок покращання роботи обладнання ТЕС, ТЕЦ і блок-станцій питомі витрати палива на відпуск електричної енергії зменшаться у 2030 році до 345,7 г у.п./кВтг.

Питомі витрати умовного палива на
відпуск електроенергії, г у.п./кВтг (Графік 21)

3.1.3. Забруднення навколишнього середовища

Головними завданнями в тепловій енергетиці, до якої належать електростанції та котельні на органічному паливі, є зменшення викидів забруднювальних речовин (твердих частинок, двоокису сірки, оксидів азоту) та парникових газів в атмосферне повітря, запобігання (мінімізація) забрудненню поверхневих і підземних вод, у тому числі і теплового щодо поверхневих вод, зменшення забруднення земель, угідь, що відводяться під енергооб’єкти, склади та відвали, рекультивація земель, зайнятих об’єктами, що вичерпали свій ресурс, для їх подальшого використання.

Зниження викидів твердих частинок в атмосферне повітря до 2010 року забезпечуватиметься в тепловій енергетиці, головним чином, за рахунок зменшення зольності вугілля, глибини його спалювання та підвищення ступеня вловлювання твердих частинок у димових газах. У 2011-2020 рр. і надалі основними чинниками скорочення обсягів викидів твердих частинок буде подальше підвищення ефективності систем золоуловлювання до 99,8 - 99,9% під час реконструкції існуючих ТЕС, впровадження новітніх технологій спалювання твердого палива та пилоочищення.

Обсяги викидів двоокису сірки на найближчу перспективу регулюватимуться вмістом сірки у паливі, що використовується, а надалі, у 2011–2020 рр., зниження обсягів цих викидів досягатиметься впровадженням, головним чином, маловитратних (з рівнем ефективності 50-70%) технологій зв‘язування сірки під час реконструкції існуючих ТЕС та сучасних технологій спалювання вугілля на базі котлів з циркулюючим киплячим шаром (ЦКШ). У подальшій перспективі – зменшення питомих викидів двоокису сірки в димових газах ТЕС забезпечуватимуть новітні технології спалювання твердого палива та газоочищення.

Зниження викидів оксидів азоту у період до 2010 та 2010–2020 рр. відбуватиметься шляхом впровадження режимно-технологічних заходів на ТЕС та котельнях, а надалі основними напрямами зменшення питомих викидів оксидів азоту будуть також новітні технології спалювання твердого палива та газоочищення.

3.1.4. Характеристика сучасного стану та розвиток гідроелектростанцій

Встановлена потужність ГЕС та ГАЕС в ОЕС України становить 4735,6 МВт, в тому числі Дніпровських ГЕС та Київської ГАЕС – 3886,6 МВт, Дністровських ГЕС – 742,8 МВт, малих ГЕС – 94,7 МВт.

У балансі потужності енергосистеми України гідроелектростанції не перевищують 9,1%, проти 15% оптимальних, що зумовлює дефіцит як маневрових, так і регулюючих потужностей.

Світовим банком надано кредит, а урядом Швейцарії – грант для модернізації обладнання ГЕС Дніпровського каскаду на загальну суму 53 млн.дол. США. У 2002 році завершено роботи першого етапу модернізації – реконструйовано 16 гідроагрегатів, на 34 гідроагрегатах замінено системи управління гідроагрегатами та електричне обладнання. Програма реконструкції розрахована до 2012 року. Після її реалізації дніпровські ГЕС зможуть надійно і безпечно працювати ще протягом 40-50 років, із щорічним додатковим виробництвом електричної енергії близько 300 млн.кВтг.

Для збільшення вкрай дефіцитних для енергосистеми країни регулюючих і маневрових потужностей, створення сприятливих умов для інтеграції ОЕС України з європейською енергосистемою та збільшення експорту електроенергії прийнято такі напрямки розвитку гідроенергетики:

завершення будівництва ГАЕС сумарною потужністю 4074 МВт;

продовження реконструкції ГЕС Дніпровського каскаду (друга черга) та Дністровської ГЕС з метою подовження їх експлуатаційного ресурсу на 30-40 років;

спорудження ГЕС на ріках Тисі і Дністрі та їх притоках;

реконструкція діючих, відбудова непрацюючих та спорудження після 2010 р. нових малих ГЕС на малих ріках і водостоках (на існуючих водоймищах в системах технічного водозабезпечення та водовідведення) з доведенням виробництва електроенергії на них до 3338 млн. кВтг до 2030 року проти 325 млн. кВтг в 2004 році.

Для цього на період до 2030 року передбачено 19,7 млрд.грн. капіталовкладень, з них 0,7 млрд.грн. - фінасування НАЕК "Енергоатом" добудови Ташлицької ГАЕС.

Першочерговими стратегічними завданнями на період до 2010 р. визначено:

завершення будівництва першої черги Дністровської ГАЕС та пускового комплексу Ташлицької ГАЕС;

реконструкція другої черги діючих ГЕС Дніпровського каскаду;

розроблення ТЕО спорудження Канівської ГАЕС та виконання робочого проекту з можливістю його реалізації в подальші періоди, залежно від частки маневрових потужностей у загальній структурі потужностей електростанцій;

проведення техніко-економічного обґрунтування введення нових потужностей, в тому числі малих ГЕС на ріках Тисі і Дністрі та їх притоках.

Для виконання окреслених завдань з розвитку гідроенергетики необхідно здійснити такі заходи:

створити умови для інвестиційної привабливості гідроенергооб’єктів;

розробити і законодавчо закріпити систему державної підтримки малої гідроенергетики;

створити конкурентоспроможне вітчизняне устаткування для малих ГЕС.

У разі виконання визначених стратегією завдань до 2030 р. загальна потужність гідроенергооб’єктів збільшиться до 10,5 тис. МВт. Сумарне виробництво електроенергії на цих об’єктах (з урахуванням ГАЕС – 4,5 млрд.кВтг, близько 15%) досягатиме 18,6 млрд.кВтг, що забезпечить заміщення 6,4 млн. т у.п./рік, у тому числі за рахунок скорочення пускових і маневрових витрат високореакційного палива енергоблоками ТЕС.

3.1.5. Характеристика сучасного стану та розвиток електричних мереж

Магістральні мережі

Магістральні електричні мережі – це одна з основних складових ОЕС України, яка налічує 22,7 тис.км, з них напругою 400 – 750 кВ – 4,9 тис.км, 330 кВ – 13,2 тис.км, 220-110 кВ – 4,6 тис.км та 132 електропідстанції (ПС) напругою 220 – 750 кВ.

Стан магістральних електричних мереж рік у рік погіршується, 34% повітряних ліній електропередач (ПЛ) напругою 220-330 кВ експлуатуються понад 40 років, з них 1,7 тис.км ПЛ-330 кВ (13% від загальної протяжності) та 1,6 тис.км ПЛ-220 (52%) потребують реконструкції, 76% основного обладнання трансформаторних електропідстанцій спрацювало свій розрахунковий технічний ресурс.

Нестача фінансування для модернізації та реконструкції діючих електричних мереж і електропідстанцій та будівництва нових знижує надійність роботи Об’єднаної енергетичної системи.

Значні проблеми виникають у зв’язку з недостатньою пропускною спроможністю ліній електропередачі для видачі потужностей АЕС (Рівненська, Хмельницька, Запорізька); недостатнім рівнем надійності енергопостачання Криму, півдня Одеської області, Східного Донбасу; унеможливленням передачі надлишкової енергії Західного регіону до центру і на схід країни; незкомпенсованістю електромережі ОЕС України за реактивною потужністю та забезпеченням необхідного рівня напруги (Західна, Центральна, Південна енергосистеми).

На перспективу до 2030 року в ОЕС України зберігається стратегія розвитку основних електричних мереж, відповідно до якої системоутворюючі функції видачі потужності електростанцій та забезпечення паралельної роботи з енергосистемами інших країн залишаються за мережами 330 i 750 кВ з послідовним зростанням ролі мережі 750 кВ.

Розвиток мереж 330 – 750 кВ необхідно здійснювати шляхом спорудження ліній для:

утворення нових та підсилення діючих системоутворюючих зв'язків як усередині окремих енергетичних районів, так i мiж регіонами та енергосистемами інших країн;

видачi потужності діючих електростанцій та електростанцій, що споруджуються та розширюються;

забезпечення надійного електропостачання потужних вузлів електроспоживання.

До 2010 року передбачається спорудження об’єктів, що забезпечують видачу потужності електростанцій, формування системоутворюючої мережі ОЕС України для передачі потужності із надлишкових західних регіонів країни у дефіцитні центральний та східний регіони, посилення міждержавних зв'язків з метою інтеграції з UCTE та збільшення експортних поставок електроенергії, переведення електропостачання півдня Одеської областi від Молдовської енергосистеми на генеруючі джерела ОЕС України, підвищення надійності електропостачання Кримського, Київського, Карпатського регіонів та Східного Донбасу.

У зазначений період суттєве збільшення експорту до європейських країн реально може бути здійснено тільки за рахунок реалізації комерційних проектів будівництва вставок постійного струму (ВПС). При цьому будуть задіяні існуючі ПЛ 750 кВ Західноукраїнська – Альбертірша (Угорщина), Хмельницька АЕС – Жешув (Польща), та Південноукраїнська – Ісакча (Румунія). Пропускна спроможність зазначених ПЛ 750 кВ дозволяє реалізовувати до трьох модулів ВПС по 600 МВт на кожній лінії.

Крім того, для забезпечення можливості паралельної роботи ОЕС України з енергетичним об’єднанням країн Європи, з метою поліпшення стандартів роботи ОЕС України і поступового приведення їх до вимог UCTE, необхідно виконати значний обсяг організаційно-технічних заходів, спрямованих на модернізацію та розвиток всієї енергосистеми, створити системні комплекси протиаварійної автоматики.

У наступних періодах для забезпечення сталої роботи ОЕС України, ефективного використання потужностей електростанцій України, дотримання нормативних умов видачі потужності Хмельницької, Рівненської, Запорізької атомних електростанцій та регулюючих потужностей гідроакумулюючих електростанцій, зокрема, Дністровської, необхідно завершити формування двох транзитних магістралей напругою 750 кВ – південної (Хмельницька АЕС – Дністровська ГАЕС – Приморська – Каховська – Запорізька АЕС загальною довжиною ліній до 1050 км та трансформаторною потужністю підстанцій Приморська та Каховська – 4000 МВА ) та північної (Рівненська АЕС – Київська – Північноукраїнська – Харківська – Донбаська, загальна довжина ліній якої 1200 км, з трансформаторною потужністю підстанцій Київська та Харківська – 4000 МВА).

Введення в експлуатацію цих магістралей створить необхідні умови для паралельної роботи ОЕС України з енергосистемою UCTE та значного збільшення експорту електроенергії, що відповідає довгостроковим завданням зовнішньої політики щодо інтеграції України до Європейського Союзу.

Об'єднання на паралельну роботу з Європейською енергосистемою реально можливе після завершення виконання низки заходів у період 2007 – 2010 рр.

За межами 2010 року після включення на паралельну роботу з енергосистемами європейських країн пропускна спроможність існуючих міждержавних ПЛ 220 – 750 кВ Україна – ЄС становитиме близько 6000 МВт.

Паралельна робота з енергосистемою UСТЕ в сучасних умовах (приєднання до UCTE енергосистем Балканських країн разом з Румунією та Болгарією) потребує проектного опрацювання нових принципів протиаварійного управління енергосистемою.

Для поетапної реалізації програми розвитку магістральних електричних мереж необхідно побудувати та ввести в експлуатацію:

в період 2006-2010 рр. – 1500 км ПЛ 330-750 кВ (у т.ч. 750 кВ – 660 км) та 3000 МВА трансформаторних потужностей – загальна сума витрат становить 5,6 млрд.грн.;

в період 2011-2020 рр. – 3000 км ПЛ 330-750 кВ (у т.ч. 750 кВ – 1900 км) та 6750 МВА трансформаторних потужностей (у т.ч. на підстанціях 750 кВ - 6000 МВА) – загальна сума витрат становить 31,2 млрд.грн.;

в період 2021-2030 рр. – 700 км ПЛ 330-750 кВ (у т.ч. 750 кВ – 500 км) та 2200 МВА трансформаторних потужностей (у т.ч. на підстанціях 750 кВ - 2000 МВА), для чого необхідно 10,7 млрд.грн.

Залежно від вибору майданчиків для розміщення АЕС і з урахуванням програми розвитку електроопалення в населених пунктах загальний обсяг ПЛ і ПС 330 кВ в період 2010 – 2030 рр. може збільшитись на 1200-1500 км і 1500-2000 МВА трансформаторних потужностей загальною вартістю 4,5-5 млрд.грн.

Потребують повної та часткової заміни 75% спрацьованого обладнання підстанцій 220-750 кВ та 58% ПЛ 220-750 кВ, реконструкції – 112 підстанцій напругою 220-750 кВ, термін експлуатації яких за відповідними періодами розвитку перевищить 30 років, із заміною понад 200 одиниць потужного трансформаторного та реакторного обладнання напругою 220-750 кВ, та іншого високовольтного обладнання. При цьому в період до 2015 р. реконструкції підлягають 67 підстанцій, упродовж 2016-2020 рр. – 30 підстанцій, а продовж 2021-2030 рр. – 15 підстанцій.

Передбачається також реконструкція пристроїв релейного захисту та протиаварійної автоматики із заміною їх на сучасні, побудовані на мікропроцесорній базі.

Розвиток та реконструкцію магістральних електричних мереж передбачено виконувати сукупно із системами телекомунікацій, які виконуються на базі оптиковолоконних мереж, що дозволить впроваджувати сучасні функціональні системи АСУ ТП, АСДУ, АСУП, для забезпечення надійного транспортування електроенергії відповідно до вимог інтеграції України до Європейського співтовариства.

Загальний обсяг необхідних капітальних вкладень для поетапної реалізації програми розвитку магістральних електричних мереж до 2030 р. становитиме 47,5 млрд. грн.

Міждержавні мережі та експортна політика. Інтеграція з об‘єднанням для передавання електричної енергії (UCTE).

Географічне розташування України дозволило збудувати значну кількість потужних ліній електропередачі міждержавного значення, які з’єднують ОЕС України з енергосистемами суміжних країн – Російської Федерації, Республіки Молдова, Республіки Білорусь, Польщі, Словаччини, Угорщини, Румунії. До 90-х років в європейські країни експортувалось близько 30 млрд.кВтг електричної енергії на рік, у 2005 р. обсяг експорту становив 8,4 млрд.кВт.

На етапі до інтеграції ОЕС України до UСТЕ реальним шляхом суттєвого збільшення експорту електроенергії до європейських країн є реалізація проекту спорудження вставок постійного струму (ВПС).

На період до 2010 року з метою забезпечення стабільного експорту та збільшення його обсягів необхідним є:

модернізація електромереж та збільшення генеруючих потужностей „Острова Бурштинської ТЕС”;

добудова Добротвірської ТЕС-2;

розв’язання проблеми пропускної спроможності електромереж на перерізі Україна – Молдова шляхом будівництва додаткових електромереж в Одеському енерговузлі.

Схема обміну енергетичною потужністю з
іншими країнами (Графік 22)

Введення південного та північного транзитів 750 кВ, відновлення ліній 750 кВ на Ісакчу та Жешув забезпечить функціонування ОЕС України в режимі паралельної роботи з європейськими енергосистемами та створення технічних умов для збільшення експорту електроенергії до 20 – 25 млрд.кВтг на кінець прогнозованого періоду.

Для підвищення надійності та якості електропостачання, забезпечення стійкості та безпеки Об’єднаної енергосистеми за умови паралельної роботи з іншими енергосистемами необхідно до 2010 року забезпечити створення системних комплексів протиаварійної автоматики та релейного захисту.

Для інтеграції енергосистеми України до енергетичних систем держав ЄС у термін до 2010 р. необхідно підвищити технічний рівень електростанцій і систем електропередачі, здійснити впровадження сучасних систем первинного регулювання частоти та потужності з одночасним доведенням показників їх роботи до європейських стандартів.

Міждержавні лінії електропередачі України та
можливості експорту електроенергії до суміжних країн

Найменування країн	Кількість повітряних ліній за класами напруги					Пропускна здатність ЛЕП, мрд.кВтг в рік	Експорт в 2005 році, млрд.кВтг
	750 кВ	400- 500 кВ	220-330 кВ	110-0,4 кВ	Всього
Російська Федерація	1	3*	10	18	32	26,3	2,0
Молдова			7	18	25	1,5	1,6
Білорусь			2	6	8	6,1	-
Польща	1		1		2	UCTE 5,0** | 4,8 49,0*** |
Словаччина		1		1	2
Угорщина	1	1	2		4
Румунія	1	1			2
* - одна лінія електропередачі постійного струму 400 кВ; ** - при роботі "Острова Бурштинської ТЕС"; *** - при паралельній роботі.

Необхідно збільшити пропускну спроможність міждержавних електромереж як на території України, так і на територіях країн ЄС, що потребує скоординованих дій відповідних вітчизняних та зарубіжних структур.

Розподільні мережі

Розподільні електричні мережі налічують близько 1 млн.км повітряних і кабельних ліній електропередачі напругою 0,4 – 150 кВ, близько 200 тис.од. трансформаторних підстанцій напругою 6 – 110 кВ загальною встановленою потужністю понад 200 тис.МВА.

Погіршений стан розподільних електромереж призводить до аварійних ситуацій в регіонах країни. Брак фінансових ресурсів унеможливлює відновлення, модернізацію та реконструкцію діючих електричних мереж всіх класів напруги, а також будівництво нових ліній електропередачі. Значно зросла кількість об'єктів, які відпрацювали свій технічний ресурс. У розподільних електричних мережах напругою 0,4 – 150 кВ підлягають реконструкції та заміні близько 140 тис.км електромереж, або 17% від їх загальної протяжності, та 19% трансформаторних підстанцій.

Незадовільний стан електричних мереж, їх невідповідність діючим нормам і режимам електроспоживання, а також низький рівень приладів обліку призводить до значного зростання технологічних витрат під час транспортування електроенергії.

Для задоволення потреб споживачів в якісному та надійному електропостачанні необхідно:

у 2006 – 2010 рр. ввести в експлуатацію не менше 30 тис.км нових та реконструйованих ліній електропостачання напругою 0,4-150 кВ;

у 2011 – 2020 рр. вводити щороку в дію не менше 15 тис.км таких ліній;

у наступні роки здійснювати щорічне будівництво нових ліній електропередач відповідно до потреб розвитку електронавантаження споживачів та проводити відновлення діючих ПЛ в обсязі норм амортизаційних відрахувань. При цьому будівництво нових ліній електропередач і трансформаторних підстанцій, а також реконструкцію діючих, необхідно здійснювати з урахуванням переведення господарських потреб населення сільської місцевості з газу на електроенергію.

Будівництво та модернізація підстанцій напругою 35-150 кВ має відбуватися у прямій залежності від ступеня подальшого енергооснащення промислових, сільськогосподарських і комунально-побутових споживачів і здійснюватися випереджувальними темпами стосовно зростання електричного навантаження.

Розвиток і реконструкція електромереж у сільській місцевості має здійснюватися із залученням коштів місцевого і держаного бюджетів та підприємницьких структур.

Технічне переозброєння, реконструкція електричних мереж та їх розвиток мають здійснюватися на вітчизняній нормативній базі з урахуванням рекомендацій Міжнародної Електротехнічної комісії та регіональних особливостей щодо умов надійності й екологічної безпеки, з урахуванням реальної вартості земель та максимального використання основних матеріалів і обладнання власного виробництва, зміцнення матеріальної бази і кадрового потенціалу будівельно-монтажних організацій (механізованих колон та інших).

На розвиток розподільних мереж до 2030 року планується 35,4 млрд.грн., у тому числі з 2006 - 2010 роки - 7,6 млрд.грн., з 2011 - 2020 роки – 12,6 млрд.грн., з 2021 - 2030 роки – 15,2 млрд.грн.

Загальна сума інвестицій на розвиток до 2030 року магістральних, міждержавних та розподільних електричних мереж, включаючи забезпечення паралельної роботи ОЕС України з UCTE, а також на модернізацію, оновлення та будівництво трансформаторних підстанцій становить 82,9 млрд.грн.

3.1.6. Оптовий ринок електричної енергії

Для підвищення конкурентоспроможності української енергетики, забезпечення потреб споживачів України в електричній енергії за мінімально можливою ціною на засадах конкуренції між виробниками та між постачальниками електричної енергії, забезпечення надійного електропостачання споживачів, а також фінансової стабільності і прибутковості галузі та інтересу до неї з боку потенційних інвесторів, у 1996 році в Україні створено оптовий ринок електричної енергії (ОРЕ).

Оптовий ринок електроенергії у відповідності із Законом України "Про електроенергетику" діє на основі Договору між його членами, яким визначені умови, діяльності, права, обов’язки і відповідальність його учасників, а також порядок діяльності, інфраструктура ринку та його органи. Економічні та фінансові механізми функціонування регулюються Правилами Оптового ринку електроенергії та відповідними інструкціями до Договору.

Нова економічна система ринкових відносин в електроенергетичній галузі запроваджувалась з урахуванням умови збереження об’єднаної енергетичної системи, яка включає об’єкти електроенергетики, об’єднані спільним режимом виробництва, передачі та розподілу електричної енергії за умови централізованого оперативно-диспетчерського управління.

Оператором ОРЕ є державне підприємство "Енергоринок", яке здійснює купівлю-продаж всієї електричної енергії, виконує функції розпорядника системи розрахунків (формування оптової ринкової ціни та розрахунок платежів) та розпорядника коштів ОРЕ.

Оптова ринкова ціна, за якою здійснюється закупівля електричної енергії на ОРЕ енергопостачальними компаніями, формується на основі середньозваженої ціни закупівлі електроенергії Оптовим ринком у виробників електричної енергії (ТЕС, АЕС, ГЕС, ТЕЦ, ВЕС), з урахуванням цін продажу електроенергії на експорт, платежів за надання послуг системним оператором (ДП "НЕК "Укренерго") та оператором ринку (ДП "Енергоринок"), на фінансування інвестиційних проектів та платежів для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії пільговим категоріям споживачів.

Розподіл електричної енергії в ОЕС виконується енергопостачальними компаніями, що є ліцензіатами з постачання електроенергії за регульованим і нерегульованим тарифом. Постачальники за регульованим тарифом мають у своїй власності розподільні електричні мережі і, крім ліцензії на постачання, отримують ліцензію на передачу електричної енергії власними мережами.

На Оптовому ринку електроенергії законодавчо забезпечено рівноправний доступ до ринку електроенергії та послуг електричних мереж усіх суб’єктів підприємницької діяльності, а також купівлю і продаж електроенергії за Правилами оптового ринку та визначення ціни на електроенергію генеруючих компаній.

Розрахунки між учасниками оптового ринку здійснюються пропорційно обсягам виробництва товарної продукції за алгоритмом розподілу коштів, затверджених НКРЕ.

З другої половини 2000 року, після законодавчого закріплення визначеного Договором порядку розрахунків на оптовому ринку електроенергії і запровадження розрахунків виключно грошовими коштами вдалося виправити стан розрахунків і підняти рівень оплати за електроенергію, куповану в ОРЕ, з 7-10% від загального обсягу товарної продукції у 1999 р. до 99,2% у 2005 р. Оплата генеруючим компаніям за вироблену енергію у 2005 р. склала 100%.

Таким чином з ліквідацією прямих договорів, бартеру та інших не грошових форм розрахунків було спростоване твердження про те, що прийнята модель ОРЕ є причиною неплатежів за електроенергію.

Учасники ОРЕ отримали належні їм кошти за електроенергію, поліпшили свій фінансовий стан, що дозволило в останні роки спрямувати значні фінансові ресурси на розвиток і модернізацію енергетичних потужностей.

Проте за час роботи ОРЕ окреслились проблеми, що стримують його розвиток. Це насамперед великі обсяги боргових зобов’язань минулих років за енергоносії, відсутність ринку системних послуг (резерв потужностей, регулювання частоти і напруги), не відпрацьовані механізми страхування фінансових і страхових ризиків, перехресне субсидування в ПЕК.

Подальше вдосконалення оптового ринку має проводитись з врахуванням практики інших країн та позитивного досвіду результатів роботи діючого ОРЕ України, якими є напрацьована роками нормативно-правова база, як основа подальшого розвитку ОРЕ, сформовані основи конкурентних відносин, прозора система купівлі – продажу енергії та формування цін і платежів і, головне, збереження єдиної енергосистеми України із стабільним забезпеченням балансу виробництва і споживання електроенергії в ОЕС України.

Дуже важливим у 2006 р. є реалізація основних напрямків погашення та реструктуризації боргів за спожиті енергоносії, визначених Законом України "Про заходи, спрямовані на забезпечення сталого функціонування підприємств паливно-енергетичного комплексу".

Схема функціонування оптового ринку
електричної енергії (Графік 23)

Згідно з Концепцією функціонування та розвитку оптового ринку електричної енергії України, затвердженою постановою Кабінету Міністрів України від 16.11.2002 № 1789, у якій враховано норми європейського права стосовно електроенергетики, подальший розвиток ОРЕ передбачає поступовий перехід від існуючої моделі Оптового ринку електроенергії до ринку, який включатиме:

ринок прямих товарних поставок електричної енергії (ринок прямих договорів), який функціонує на основі двосторонніх договорів купівлі-продажу електричної енергії між виробниками електричної енергії та постачальниками і споживачами;

балансуючий ринок електричної енергії;

ринок допоміжних послуг.

Перехід від діючої моделі ОРЕ до запропонованої Концепцією може здійснюватися шляхом поетапного запровадження системи двосторонніх договорів на купівлю електричної енергії між кінцевим споживачем і виробником та між постачальником і виробником. В 2005 році завершено перший із трьох етапів реалізації основних положень Концепції.

При цьому запровадження Концепції та подальша позитивна динаміка його розвитку можлива в разі забезпечення таких основних передумов:

покращення фінансового стану в електроенергетичній галузі шляхом досягнення повної поточної оплати спожитої електроенергії, вирішення проблеми боргів між суб’єктами ринку та їх дисбалансу;

заміна морально застарілого та фізично зношеного обладнання енергетичних компаній та зниження рівня витрат електричної енергії в мережах;

поетапне запровадження автоматизованих систем комерційного обліку електричної енергії у всіх учасників ринку на шляху від виробника до споживача енергії та інформаційного обміну даними;

подальше поглиблення конкурентних засад діяльності суб’єктів ОРЕ: оптимізація методології тарифо- і ціноутворення та удосконалення механізмів протидії недобросовісної конкуренції;

припинення перехресного субсидіювання в паливно-енергетичному секторі;

підготовка нормативно-правової бази для визначення умов і правил функціонування нової моделі енергоринку, зокрема принципів роботи балансуючого ринку, гарантій відшкодування його фінансових ризиків, порядку укладання прямих договорів, зокрема, їх взаємодію із балансуючим ринком тощо.

вдосконалення діючого конкурентного ринку електроенергії в Україні створить умови для його поетапної інтеграції до єдиного Європейського ринку електроенергії.

3.2. Теплова енергія

Стратегічними цілями розвитку систем теплозабезпечення є надійне, якісне та безпечне постачання теплової енергії галузям економіки і соціальній сфері країни на основі їх технологічної перебудови з переважним використанням комбінованого виробництва теплової та електричної енергії на базі твердих палив, теплових насосів, інших досягнень науково-технічного прогресу, підвищення енергетичної й економічної ефективності та забезпечення екологічних вимог.

Реалізація можливостей науково-технічного прогресу в системах теплопостачання має забезпечити вирішення таких проблем їх технологічного розвитку:

подальший розвиток виробництва, передачі та розподілу теплової енергії на базі ефективного використання паливних ресурсів і можливостей вітчизняного енергомашинобудування;

впровадження теплоенергетичного і електротехнічного обладнання, які відповідають вимогам надійності, ефективності і екологічності;

забезпечення комплексної автоматизації технологічних процесів виробництва, транспортування і розподілу теплової енергії;

створення інформаційно-керувальних систем теплопостачання.

3.2.1. Характеристика сучасного стану та розвиток системи теплозабезпечення

Система теплопостачання в Україні є досить розвиненою; станом на 2000 р. загальне теплоспоживання дорівнювало 225,8 млн. Гкал, в 2004 р. – 237,1 млн. Гкал. Упродовж останнього десятиріччя споживання теплової енергії скоротилось майже на 45%, що зумовлено скороченням обсягів матеріального виробництва в галузях економіки, зниженням якості послуг централізованого опалення та гарячого водопостачання, зниженням, передусім влітку обсягів водопостачання горячої води споживачам, запровадженням приладів обліку тепла та води в житловому фонді, тощо.

Основними споживачами теплової енергії є житлово-комунальний сектор (44%) та промисловість (35%), інші галузі економіки разом споживають близько 21% тепла.

Споживання теплової енергії (брутто) в Україні - млн. Гкал (Графік 24)

Потреби споживачів у тепловій енергії забезпечується опалювальними та промислово- опалювальними котельнями, ТЕЦ, квартирними генераторами, джерелами теплових вторинних енергоресурсів, нетрадиційними та відновлюваними джерелами теплової енергії.

На даний час у країні працюють близько 250 ТЕЦ, з яких більше 200 – дрібні відомчі промислові установки. Основним паливом для ТЕЦ є природний газ – 76 - 80%, мазут – 15 - 18% та вугілля – 5 - 6%. Обладнання на більшості ТЕЦ застаріле, не відповідає сучасним екологічним вимогам і нормативам, потребує реконструкції і модернізації.

У тепловому господарстві країни знаходиться понад 100 тис. котелень різного призначення. Переважна більшість із них – це дрібні промислові чи опалювальні автономні котельні. Стан обладнання більшості з них незадовільний, потребує реконструкції та заміни. Основним паливом для котелень є природний газ – 52 - 58% (мазут – 12 - 15%, вугілля – 27 - 36%).

Значну частку тепла виробляють індивідуальні (поквартирні) генератори (газові, рідинні, твердопаливні котли, побутові печі тощо), утилізаційні установки та інші джерела.

Аналіз та розрахунки показують, що в умовах України, як і в цілому в світі, у період до 2030 року повинні відбутися радикальні зміни в структурі джерел теплопостачання. Основним фактором, що зумовлює ці зміни, стане різке зростання світових цін на природний газ, нафту та нафтопродукти. Тому прогнозується поступове витіснення газових котелень та більшості ТЕЦ, що забезпечують тепер виробництво переважної частки теплової енергії, зазначеними новими технологіями. Швидкість таких змін буде визначатися темпами наближення внутрішніх цін в Україні на природний газ до світових, які потійно зростають. З урахуванням великої різниці між внутрішніми та світовими цінами таке наближення буде відбуватися поступово у період 2006-2015 рр.

Враховуючи обмежені власні запаси вуглеводневого палива, суттєве підвищення цін на імпортовані енергоносії, постійне зростання потреби в теплі, підґрунтям енергетичної політики у галузі теплопостачання має стати енергозбереження у сфері споживання і докорінне підвищення енергоефективності у сфері генерації, транспорту та розподілу тепла. Реалізація енергозберігаючих заходів у секторі споживання передбачає перехід на сучасні норми та стандарти у громадянському будівництві, у першу чергу, у сфері будівництва та реконструкції житлового фонду, у всіх галузях промисловості.

Головним напрямом розвитку систем генерації, транспорту та розподілу тепла має стати зниження рівнів споживання природного газу за рахунок підвищення ефективності його використання, розвитку систем теплопостачання на базі електричної енергії, вугілля, позабалансових, нетрадиційних та відновлюваних джерел енергії, вторинних енергетичних ресурсів, природних теплових ресурсів, тощо. Для забезпечення попиту споживачів України у тепловій енергії (з урахуванням впровадження енергозберігаючих заходів) її виробництво необхідно збільшити майже в 1,8 рази (з 241,0 млн. Гкал у 2005 р. до 430,9 млн. Гкал у 2030 році).

Розвиток системи теплопостачання прогнозується здійснювати до 2030 р. за такими напрямами:

- зростання виробництва тепла котельнями до 2015 р. з досягненням максимального обсягу 204,8 млн. Гкал та подальше його зменшення до 85,9 млн. Гкал у 2030 р. через значне подорожчання природного газу;

- збільшення рівня виробництва теплової енергії на теплових та атомних електричних станціях майже в 1,7 раза (з 56,4 млн. Гкал до 93,9 млн. Гкал) з одночасним зменшенням використання природного газу на її виробництво за рахунок збільшення встановленої потужності АЕС, ТЕС та ТЕЦ нових типів на вугіллі та альтернативних видах палива, зниження питомих витрат палива на відпуск теплової енергії;

Структура виробництва теплової енергії за
видами теплоджерел, млн. Гкал

Теплоджерела	2005	Прогнозний період, роки
		2010			2015			2020			2030
		І	ІІ	ІІІ	І	ІІ	ІІІ	І	ІІ	ІІІ	І	ІІ	ІІІ
Виробництво теплової енергії, всього	241,0	282, 3	279, 5	265, 2	335, 2	317, 1	291, 5	385, 9	364, 3	323, 0	467, 2	430, 9	382, 7
Електростанції, у т.ч. когенераційні установки, всього, у т.ч.:	53,3	55, 2	54, 2	53, 3	58, 4	56, 4	54, 4	64, 6	60, 6	56, 6	79, 6	76, 0	73, 0
Газове та рідке паливо	46,0	46, 0	46, 0	44, 0	40, 0	40, 0	40, 0	36, 0	36, 0	36, 0	29, 0	29, 0	29, 0
Тверде паливо	5,6	7,0	6,0	6,0	16, 0	14, 0	12, 0	26, 0	22, 0	18, 0	47, 6	44, 0	40, 0
Ядерна енергія	1,8	2,2	2,2	2,2	2,4	2,4	2,4	2,6	2,6	2,6	3,0	3,0	3,0
Котельні	148,8	185, 8	185, 9	174, 0	216, 2	204, 8	183, 7	228, 4	218, 8	187, 6	109, 3	103, 8	84, 2
Електричні теплогенератори та теплотрансформатори *)	1,7	2,7	2,7	2,6	14,9	14,1	13,0	34,7	32,8	29,1	195,2	180,0	159,9
Індивідуальні генератори тепла	24,0	26, 4	24, 8	23, 9	29, 9	27, 2	26, 5	32, 6	29, 2	28, 6	38, 1	33, 3	31, 3
Теплові ВЕР	11,5	10,1	9,8	9,4	11,9	10,9	10, 5	15, 4	13, 3	12, 6	24, 5	18, 9	17, 5
Інші джерела	1,7	2,1	2,1	2,0	3,9	3,7	3,4	10, 2	9,6	8,5	20, 5	18, 9	16, 8

*) теплові насоси, акумуляційні електричні та електрогідродинамічні нагрівачі, I – оптимістичний сценарій; ІІ – базовий сценарій; ІІІ – песимістичний сценарій.

- постійне нарощування виробництва тепла на базі електричних теплогенераторів (переважно – теплових насосів). Це дозволить також ефективно використовувати встановлену потужність електроенергетичної системи поза межами опалювального сезону для кондиціонування, забезпечуючи вирівнювання її сезонних навантажень. Поетапна заміна частки систем генерації тепла на органічному паливі системами акумуляційного електричного та електрогідродинамічного нагріву (термери) на позапіковій електроенергії, що не потребує введення нових електрогенеруючих потужностей і сприяє підвищенню ефективності використання електрогенеруючого обладнання за рахунок ущільнення графіків електричних навантажень (підвищення рівнів нічних та денних мінімумів електроспоживання), участь у регулюванні частоти та потужності.

Прогнозується, що до 2030 року обсяг виробництва теплової енергії електричними теплогенераторами, головним чином – тепловими насосами, зросте до 180,0 млн. Гкал проти 1,7 млн. Гкал у 2005 р. Темпи зростання виробництва у межах прогнозного періоду зумовлені економічною конкурентоспроможністю цих джерел, будуть найвищими у 2015-2030 рр.;

збільшення виробництва теплової енергії індивідуальними (поквартирними) генераторами в 1,4 рази (з 24,0 млн. Гкал до 33,3 млн. Гкал);

розширення обсягів виробництва теплової енергії на базі нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії, зокрема, шахтного метану, рослинної біомаси, використання когенераційних установок, теплових ВЕР промисловості та побуту.

зменшення питомих витрат палива на виробництво тепла електростанціями і котельнями на 8% у 2010 р. та на 16% – у 2030 р., що забезпечить економію палива в обсягах 4,25 та 5,9 млн. т у.п. відповідно.

Збільшення комбінованого виробництва тепла і електроенергії з 53,3 млн. Гкал у 2005 р. до 76,0 млн. Гкал у 2030 р., надання економічних преференцій підприємствам, що використовують когенераційні установки.

Загальні витрати органічного палива на виробництво теплової енергії електростанціями та котельнями зростають від 35,7 млн. т у.п. у 2005 р. до 43,3 млн. т у.п. у 2020 р. з подальшим їх зменшенням до 26,2 млн. т у.п. у 2030 р. Це пояснюється інтенсивним впровадженням у період 2016-2030 рр. теплових насосів та акумуляційних електронагрівачів. Використання теплових насосів забезпечує, окрім економічного, значний енергозберігаючий та екологічний ефекти, оскільки до кожної одиниці енергії, виробленої електростанціями, тепловий насос залучає ще 2-5 одиниці енергії тепла довкілля.

Загальні і питомі витрати палива на виробництво теплової енергії
котельнями та електростанціями * (Графік 25)

3.2.2. Характеристика сучасного стану та розвиток теплових мереж

Протяжність магістральних і розподільчих теплових мереж в Україні (за винятком власних тепломереж промислових підприємств) становить 24,3 тис. км в двотрубному обчисленні, в тому числі:

тепломережі Мінпаливенерго України – 3,5 тис. км діаметром від 125 до 1400 мм;

комунальні тепломережі – 20,8 тис. км діаметром від 50 до 800 мм.

Стан більшості тепломереж незадовільний, понад 28% тепломереж експлуатуються понад 25 років, 43% – понад 10 років і лише 29% тепломереж мають термін експлуатації менше 10 років.

Втрати тепла в теплових мережах складають від 5 до 32% із середньозваженим відсотком втрат у системах теплозабезпечення близько 14,3%.

Реконструкція теплових мереж з впровадженням попередньоізольованих труб, систем обліку, контрольно-вимірювального обладнання тощо забезпечить зменшення втрати тепла в тепломережах по Україні до 7% у 2030 р., в тому числі в мережах ТЕЦ – до 8% та котельних – до 8,7%, переважно завдяки покращанню їх технологічного стану.

3.3. Ціни та ціноутворення

Ціноутворення на електричну та теплову енергію має базуватися на принципі економічно обґрунтованих витрат суб’єктів господарювання для їх ефективного функціонування і розвитку та стимулювати залучення інвестицій в розвиток ПЕК, впровадження новітніх технологій, ефективне споживання паливно-енергетичних ресурсів, використання нетрадиційних та відновлювальних джерел енергії.

Регулювання цін і тарифів на продукцію (послуги) суб’єктів підприємницької діяльності в електроенергетиці відповідно до законодавства України здійснює Національна комісія регулювання електроенергетики, яка розробила і впровадила Методологію та Порядок формування роздрібних тарифів на електричну енергію, тарифів на передачу електроенергії місцевими (розподільними) електромережами і тарифів на постачання електроенергії за регульованим тарифом.

Роздрібні тарифи на електроенергію для споживачів першого (35 кВ та вище) і другого (до 35 кВ) класу напруги формуються енергопостачальними компаніями самостійно, виходячи із оптової ринкової ціни ОРЕ і тарифів на передачу та постачання електричної енергії, розрахованих і затверджених НКРЕ. На теперішній час значною є різниця в тарифах для однотипних споживачів відповідного класу напруги в різних регіонах країни.

Відпуск електричної енергії населенню здійснюється за єдиним тарифом, установленим НКРЕ, який не змінювався з 1999 року і який не покриває затрат на виробництво і передачу електроенергії.

У 2005 р. середньозважений тариф на електричну енергію, відпущену не побутовим споживачам (крім населення) становив 19,81 коп./кВт (3,92 цента США/кВтг), для населення – 15,6 коп./кВтг (3,09 цента США/кВтг). Це найнижчі ціни на світовому ринку електричної енергії.

Порівняльні тарифи на електричну енергію в Україні та
інших країнах у 2004 році, цент/кВтг (Графік 26)

У роздрібному тарифі питома вага оптової ринкової ціни становить 79,7%, у т.ч. покриття витрат на передачу електроенергії магістральними та міждержавними мережами і диспетчеризацію – 3,68%, інвестиційну складову – 9,1%; витрати на передачу електроенергії місцевими мережами – 12,8%, на постачання – 1,2%, на технологічні та інші витрати – 6,3%.

Оптова ринкова ціна в середньому на 2005 рік становила 15,79 коп./кВт (3,13 цента США/кВтг), що на 16,7% вище рівня 2004 р.

Зважаючи на світові тенденції у тарифоутворенні та практику розвинутих країн цінова і тарифна політика в електроенергетичній галузі базуватиметься на необхідності відшкодування обґрунтованих витрат енергетичних підприємств на виробництво, передачу, розподіл та постачання електроенергії, і, перш за все, витрат на первинні енергоносії (газ, вугілля, ядерне паливо). Середньо- і довгострокові тенденції змінювання ціни на електроенергію будуть визначатись співвідношенням таких факторів:

- зміна (зростання) ринкових цін на газ, вугілля, уран на світових ринках;

- зростання вартості робочої сили у структурі витрат енергокомпаній, що пов’язано із світовими тенденціями та відставанням України у цьому контексті від рівня розвинутих країн;

- зростання інвестиційної складової у структурі ціни електроенергії, оскільки обладнання енергогенеруючих та електропередавальних компаній в Україні за останні 15 років практично не відновлювалось і є на даний час морально застарілим та фізично зношеним, і потребує значних капіталовкладень;

- скорочення витрат за рахунок зростання ефективності роботи компаній завдяки застосуванню механізмів, що стимулюють підвищення ефективності, покращання менеджменту, заміну застарілих технологій.

З метою удосконалення цінової та тарифної політики, приведення її до стандартів ринкової економіки передбачено:

- розширення конкурентного середовища на ринку електроенергії, а також застосування дієвих заходів антимонопольного контролю та регулювання;

- поглиблення диференціації тарифів за класами напруги, часом споживання електричної енергії (за зонами доби, сезонні) з метою надання споживачам (і виробникам / (інвесторам) відповідних цінових сигналів;

- забезпечення повного розмежування видів діяльності з передачі та постачання електричної енергії, що здійснюється одним суб'єктом підприємницької діяльності шляхом запровадження окремого бухгалтерського обліку за видами діяльності;

- формування єдиної методології регулювання відпускних тарифів на електричну та теплову енергію при їх комбінованому виробництві із виключенням перехресного субсидування електричних споживачів тепловими та навпаки на основі науково обґрунтованої методики розподілу витрат згідно закону збереження та перетворення енергії;

- впровадження єдиної методології у формуванні роздрібних тарифів для всіх груп споживачів незалежно від форм власності відповідно до ринкових принципів;

- здійснення заходів щодо поетапного приведення рівня тарифів на електроенергію та природний газ для населення до економічно обґрунтованих та повного припинення перехресного субсидіювання одних споживачів за рахунок інших;

В умовах відсутності необхідних даних для розрахунків, перш за все, прогнозованих цін на вугілля, газ, ядерне паливо та інші показники (рівень інфляції, мінімальної заробітної плати), спрогнозувати динаміку цін на електроенергію на період до 2030 року можливо лише в межах середньооптових цін галузей промисловості.

Однак, слід очікувати, що протягом наступних 2 – 5 років відбуватиметься послідовне наближення ціни електроенергії в Україні до рівня ринкових цін на лібералізованих ринках ЄС.

Під час затвердження тарифів на теплову енергію органи місцевого самоврядування та НКРЕ мають дотримуватися принципу повного відшкодування суб’єктам господарювання економічно обґрунтованих витрат. У разі встановлення тарифів нижчими від розміру економічно обґрунтованих витрат на виробництво, транспортування та постачання теплової енергії орган, що їх затвердив, забов’язаний відшкодувати з відповідного місцевого бюджету різницю між затвердженим розміром тарифів та економічно обґрунтованими витратами підприємства.

Висновки

1. Для забезпечення прогнозованого до 2030 року економічного і соціального розвитку країни за базовим сценарієм передбачається зростання виробництва електроенергії з 185,2 млрд.кВтг у 2005 році до 420,1 млрд.кВтг у 2030 році, теплової енергії з 241,0 млн. Гкал до 430,9 млн. Гкал відповідно. Зростання виробництва електроенергії за цей період на ТЕС, ТЕЦ буде досягнуто за рахунок:

оновлення і введення в експлуатацію нових потужностей на сучасному обладнанні 24,0 млн.кВт;

модернізації та реконструкції енергоблоків ТЕС загальною потужністю 13,2 млн.кВт;

спорудження ГЕС на ріках Тисі і Дністрі та їх притоках, а також малих ГЕС;

зниження питомих витрат палива на відпуск електроенергії з 378,9 г у.п./кВтг у 2005 році до 345,7 г у.п./кВтг у 2030 році;

зниження витрат електричної енергії на її транспортування електричними мережами з 14,7% у 2005 році до 8,2% у 2030 році.

Для виробництва теплової енергії будуть широко використовуватись комбіноване виробництво теплової і електричної енергії, відновлювальні та нетрадиційні джерела енергії.

Передбачається зниження питомих витрат на виробництво теплової енергії з 174,0 кг/Гкал у 2005 році до 145,6 кг/Гкал у 2030 році і зниження витрат теплової енергії на її транспортування в теплових мережах з 14,3% у 2005 році до 7-8,2% у 2030 році.

2. Передбачено зменшення частки імпортованого палива на виробництво електричної та теплової енергії електростанціями з 41,4 млн. т у.п. у 2005 році до 12,4 млн. т у.п. у 2030 році.

3. Для підвищення стійкості та надійності роботи ОЕС країни передбачено впровадження сучасних пристроїв протиаварійної автоматики та регулювання, забезпечення введення необхідних обсягів маневрових потужностей, в тому числі за рахунок будівництва нових ГЕС – ГАЕС та реабілітації діючих.

4. Передбачено розвиток магістральних системоутворючих та міждержавних електромереж для видачі потужності електростанцій, підвищення рівня надійності та безпеки роботи енергосистеми та інтеграції ОЕС України до європейської енергосистеми з послідовним збільшенням обсягу експорту електроенергії.

5. За рахунок оптимізації цінової політики, поглиблення конкурентних засад діяльності суб’єктів ОРЕ, припинення перехресного субсидіювання, врегулювання боргових проблем поліпшиться фінансовий стан і інвестиційні можливості підприємств.

6. Завдяки впровадженню новітніх технологій спалювання вугілля, застосуванню нового обладнання для очищення викидних газів на ТЕС, а також подальшого розвитку відновлювальних джерел енергії, суттєво знизиться техногенне навантаження на довкілля.

IV. Стратегія розвитку ядерної енергетики

4.1. Характеристика сучасного стану та розвиток атомних електростанцій

У 2005 р. на чотирьох діючих АЕС експлуатувались 15 енергоблоків, які відпрацювали, в середньому, близько половини передбаченого проектами строку експлуатації. Останнім часом досягнуто значного покращання техніко-економічних показників роботи АЕС. У 2005 році АЕС виробили 88,8 млрд.кВтг, або 47,9% від загального виробітку електроенергії в країні. Коефіцієнт використання встановленої потужності (КВВП) у 2004 році досяг 79,5%, але у 2005 році він знизився до 75% внаслідок обмежень на лініях видачі потужності.

Стратегією планується збереження протягом 2006 - 2030 рр. частки виробництва електроенергії АЕС на рівні, досягнутому у 2005 році (тобто, близько половини від сумарного річного виробництва електроенергії в Україні).

Таке рішення обґрунтовується, у першу чергу наявністю власних сировинних ресурсів урану, а також - стабільною роботою АЕС, потенційними можливостями країни щодо створення енергетичних потужностей на АЕС, наявними технічними, фінансовими та екологічними проблемами теплової енергетики.

Річне виробництво електроенергії в Україні у період
2005-2030 рр., млрд.кВтг (Графік 27)

Для виробництва у 2030 р. на АЕС 219,0 млрд.кВтг електроенергії потрібно мати 29,5 ГВт встановленої потужності при КВВП на рівні 85%.

Будівництво нових потужностей АЕС у період до 2030 року визначається кількістю нині діючих енергоблоків, які можуть знаходитися в цей період в експлуатації з урахуванням продовження строку їх експлуатації на 15 років. До 2030 року в експлуатації будуть знаходиться 9 нині діючих енергоблоків АЕС: 7 енергоблоків з продовженим понад проектний строком експлуатації - № № 3, 4, 5, 6 ЗАЕС, № 3 РАЕС, № 1 ХАЕС, № 3 ЮУАЕС та 2 енергоблоки, які введено в експлуатацію у 2004 році - № 2 ХАЕС та № 4 РАЕС. Таким чином, для забезпечення цілей Стратегії щодо обсягу виробництва електроенергії необхідно ввести до 2030 року в експлуатацію 20-21 ГВт заміщуючих та додаткових потужностей на АЕС.

Досвід світової ядерної енергетики та експлуатації реакторних установок водо-водяного типу в Україні дозволяє зробити вибір для нового будівництва на користь енергоблоків із реакторними установками з водою під тиском, тобто, типу РWR / ВВЕР. Передбачуваний рівень одиничної потужності нових енергоблоків АЕС має бути від 1000 до 1500 МВт. Принципове рішення щодо вибору потужності та типів нових енергоблоків прийматиметься у період до 2007-2008 року на підставі:

додаткової оцінки умов енергосистеми України;

порівняння техніко-економічних показників;

оцінки стану розроблення та освоєння в експлуатації енергоблоків в інших країнах.

При виборі типу енергоблока для конкретного майданчика доцільно передбачати однотипні енергоблоки. Слід керуватися принципом однотипності в рамках тимчасового періоду 3-5 років.

До кінця 2016 року планується ввести в експлуатацію енергоблоки № 3 і № 4 Хмельницької АЕС. Вибір постачальників цих енергоблоків має бути здійснено у 2006-2007 рр., при цьому слід врахувати наявність розвиненої інфраструктури майданчика Хмельницької АЕС та великий обсяг виконаних будівельних робіт з основних споруд.

При формуванні графіка будівництва та введення генеруючих потужностей враховується цикл спорудження енергоблока - орієнтовно 12 років, що охоплює виконання всіх етапів, починаючи з розробки ТЕО (проектування, будівництво, введення в експлуатацію), а також виконання відповідних дозвільних процедур на кожному з етапів. При цьому для енергоблоків, які будуть введені в експлуатацію до 2021 р., тривалість цього циклу передбачається скороченою на 2-3 роки.

Будівництво і введення в експлуатацію енергоблоків з
використанням прилеглих майданчиків АЕС
(енергоблоки 1000 МВт та 1500 МВт) (Графік 28)

Для практичного втілення Стратегії необхідно підвищити ефективність використання ядерного палива шляхом завершення переходу на 4-річний та наступного переходу на 5-річний паливний цикл, скоротити тривалість планово-попереджувальних ремонтів шляхом оптимізації періодичності їх проведення та підвищення якості робіт. Важливо виконати заходи з модернізації і реконструкції основного обладнання та систем АЕС, виконати в повному обсязі заходи із продовження строку експлуатації, перш за все, елементів, заміна яких унеможливлена або вкрай витратна. Необхідно забезпечити ефективне зняття з експлуатації енергоблоків АЕС на етапі завершення їх життєвого циклу та своєчасне спорудження нових потужностей на доповнення та заміну тих, що знімаються з експлуатації.

Необхідно у період 2006 – 2010 рр.:

забезпечити, починаючи з 2006 року, роботи з обґрунтування та вибору 3 - 4 нових майданчиків для будівництва АЕС;

завершити розробку ТЕО на спорудження на нових майданчиках в 2013-2021 роках енергоблоків загальною потужністю 6 ГВт;

обґрунтувати та прийняти рішення щодо продовження строків експлуатації енергоблоку № 1 Рівненської АЕС у понад проектний строк.

У період 2011-2030 рр. необхідно:

ввести в експлуатацію до кінця 2016 року 2 ГВт нових потужностей на майданчику Хмельницької АЕС – енергоблоки № 3 і № 4;

ввести в експлуатацію в 2019-2021 рр. на нових майданчиках 6 ГВт потужностей АЕС;

продовжити строки експлуатації енергоблоків № 1, № 2 та № 3 Южно-Української АЕС, № 1, № 2, № 3, № 4, № 5 та № 6 Запорізької АЕС, № 2 та № 3 Рівненської АЕС й № 1 Хмельницької АЕС у понад проектний строк;

ввести в експлуатацію у період 2024-2030 рр. заміщуючі та додаткові енергоблоки загальною потужністю 12,5 ГВт;

розпочати виконання робіт із зняття з експлуатації 6 енергоблоків АЕС після завершення їх продовженого строку експлуатації;

Крім цього, в період 2027-2030 рр. необхідно розпочати будівництво 6,5 ГВт нових потужностей АЕС для введення їх в експлуатацію за межами 2030 року.

4.2. Екологічна безпека та безпека експлуатації атомних електростанцій

Екологічна безпека

Скиди в навколишнє середовище забруднюючих речовин з АЕС є незначними. Індивідуальна доза опромінення населення від експлуатації АЕС не перевищує 80 мкЗв/рік, тобто тільки 8% від визначеного нормативно-правовими документами ліміту опромінення населення, що становить 1 мЗв/рік. Реальні величини викидів і скидів радіоактивних речовин АЕС становлять менше 10% від цієї квоти. На цей час колективна доза, яку отримує населення України від виробництва електроенергії на ТЕС, значно більша ніж від виробництва електроенергії на АЕС.

Подальше забезпечення екологічної безпеки АЕС здійснюватиметься шляхом удосконалення систем локального, регіонального та глобального контролю і прогнозу радіаційної обстановки; періодичної переоцінки впливів АЕС на навколишнє середовище; встановлення більш жорстких вимог з радіаційної безпеки.

Безпека експлуатації атомних електростанцій

Досягнутий на АЕС України рівень безпеки відповідає рівню безпеки АЕС того ж покоління в інших країнах. Проте, потенційну можливість підвищення рівня безпеки вітчизняних АЕС не вичерпано.

Першочергові завдання щодо підвищення ядерної і радіаційної безпеки на найближчі 3 – 5 років мають бути спрямовані на забезпечення гарантованого виконання функцій управління ядерною реакцією, тепловідведення з реакторної установки; та утримання радіоактивних матеріалів та радіоактивності у дозволених межах.

4.3. Поводження з відпрацьованим ядерним паливом та радіоактивними відходами

Важливою проблемою для українських АЕС є підготовка до зняття з експлуатації, поводження з відпрацьованим ядерним паливом (ВЯП) та радіоактивними відходами (РАВ).

Поводження з радіоактивними відходами

В Україні не розроблена і не реалізована національна стратегія поводження з РАВ. У зв'язку з цим поводження з експлуатаційними РАВ "замикається" на майданчиках АЕС. Питання передачі їх на захоронення не вирішене. Аналіз можливостей проміжного зберігання РАВ у тимчасових сховищах на майданчиках кожної АЕС і можливостей існуючих та створюваних систем поводження з РАВ доводить, що не пізніше 2020 року має бути розпочато відправлення експлуатаційних РАВ на захоронення. Для ЗАЕС необхідно прийняти додаткові рішення щодо проміжного зберігання отверджених відходів РАВ.

До кінця 2008 року першочерговим завданням із поводження з експлуатаційними РАВ АЕС є: модернізація наявних і створення нових технологічних ліній попередньої та глибокої переробки твердих і рідких РАВ на АЕС; розгортання на АЕС робіт з вилучення зі сховищ та перероблення раніше накопичених РАВ; удосконалення систем транспортування РАВ; удосконалення та поповнення контейнерного парку для збору, транспортування та зберігання РАВ.

Необхідно до 2010 року розробити основні технічні рішення системи поводження і довгострокового зберігання високоактивних РАВ та реалізувати першочергові заходи, які забезпечують приймання і поводження з РАВ від переробки ВЯП, що повертаються з Російської Федерації.

Поводження з відпрацьованим ядерним паливом

Поводження з ВЯП, як і поводження з РАВ, питання безпеки АЕС викликають найбільш пильну увагу громадськості. Для ВЯП АЕС України передбачається реалізувати, так зване "відкладене" рішення - тривале (50 років і більше) зберігання ВЯП з наступним визначенням та ухваленням остаточного рішення щодо його переробки або захоронення.

Необхідно забезпечити: безпечну експлуатацію пристанційного сховища ВЯП "сухого" типу (СВЯП) на Запорізькій АЕС; створення централізованого сховища "сухого" типу (ЦСВЯП) для ВЯП реакторів ВВЕР-440 та ВВЕР-1000 діючих АЕС, а також ВЯП нових ядерних енергоблоків, із введенням його в експлуатацію у 2009 – 2010 рр.; розроблення стратегії та технологій безпечного поводження з ВЯП після завершення періоду його тривалого зберігання.

4.4. Характеристика сучасного стану та розвиток атомної промисловості

4.4.1. Структура споживання та характеристика внутрішніх та зовнішніх джерел

Ядерне паливо для АЕС України постачають підприємства Росії. З метою диверсифікації джерел постачання ядерного палива в серпні 2005 року на енергоблоці № 3 ЮУ АЕС розпочато дослідну експлуатацію 6 тепловипромінюючих збірок (ТВЗ) американського виробництва (компанія Westinghouse). Після закінчення дослідної експлуатації цих ТВЗ, є можливість організації закупівлі ТВЗ для АЕС України на тендерних засадах у двох постачальників, які вироблятимуть паливо, ліцензоване для використання на українських АЕС. Для залучення на ринок України інших постачальників ядерного палива необхідно ще 5 - 7 років для створення ТВЗ, які мають бути ліцензовані для експлуатації в ядерних реакторах АЕС України.

Враховуючи питому вагу атомної енергетики у виробництві електричної енергії України, значні природні сировинні запаси, наявний промисловий та науково-технічний потенціал, з метою зменшення залежності від імпорту енергоносіїв прийнято рішення про організацію в Україні власного виробництва ядерного палива для атомних електростанцій. Відповідна програма затверджена постановами Кабінету Міністрів України від 12.04.1995 № 267 та від 06.06.2001 № 634-8.

Програмою ЯЦП у 1995-2004 рр. передбачалось:

підвищення обсягів виробництва уранового концентрату до 100% потреби в урані АЕС України;

розвиток цирконієвого виробництва в обсязі потреб атомної енергетики України та Російської Федерації;

організація в Україні виробництва металевого цирконію та комплектуючих виробів ТВЗ в обсязі потреб АЕС України.

Фактичне фінансування Програми ЯПЦ склало тільки 20% від запланованого обсягу, тому вирішити визначені програмою завдання не вдалося.

У світовій практиці існують три основних шляхи забезпечення ядерним паливом:

закупівля ядерного палива на світовому ринку;

виробництво ядерного палива власними силами;

виробництво ядерного палива в кооперації з іншими країнами.

Придбання технологій виробництва усіх складових ядерного палива пов’язане не тільки з інженерно-економічними, а й з політичними аспектами. Передача матеріалів, обладнання, технологій, які використовуються в ядерній галузі, здійснюється у рамках міжнародної системи експортного контролю за обладнанням, матеріалами та технологіями подвійного призначення. Державами, що входять до Групи ядерних постачальників, практично введено мораторій на передачу обладнання і технологій із збагачення урану. Наразі розглядаються пропозиції щодо створення міжнародних центрів ядерного паливного циклу (ЯПЦ) на основі існуючої інфраструктури за широкою міжнародною кооперацією.

Передбачається, що країнам, які експлуатують АЕС, зовсім не обов'язково створювати власні і достатньо дорогі виробництва із збагачення урану. Вони зможуть скористатися досвідом і послугами інших країн, що володіють технологіями із збагачення урану та переробки відпрацьованого ядерного палива. Існуючі можливості і наявний ринковий механізм є базисом забезпечення необхідних гарантій поставок для задоволення попиту. З урахуванням зазначеного, Стратегія створення в Україні виробництва ядерного палива орієнтована на:

розвиток уранового виробництва для забезпечення потреб АЕС України у концентраті природного урану;

розвиток виробництва цирконію, цирконієвих сплавів та комплектуючих виробів для ТВЗ;

будівництво заводу з фабрикації ТВЗ.

4.4.2. Виробництво урану

На цей час потреби атомної енергетики України задовольняються за рахунок вітчизняного урану лише на 30%. Тому одним з найважливіших завдань уранової промисловості України є збільшення виробництва концентрату природного урану до, як мінімум, повного забезпечення потреб вітчизняних АЕС.

На території України знаходиться одна з найбільших у світі уранорудних провінцій. За досить низького вмісту урану в рудах, родовища України мають низку особливостей, які забезпечують конкурентну здатність виробленого уранового концентрату:

великі розміри уранових покладів, що дозволяє застосовувати високопродуктивні системи видобутку;

висока міцність вміщуючих порід, що дозволяє проходити гірничі виробки без кріплення та проходити очисні блоки великих обсягів;

невеликі водні притоки до гірничих виробок;

досить прості заходи радіаційного захисту завдяки невеликому вмісту урану у рудах.

Доведені запаси природного урану в Україні дозволяють забезпечити потреби діючих АЕС більш ніж на сто років, а в разі переходу на використання реакторних установок на швидких нейтронах потенціал вітчизняних уранових запасів збільшиться у 60 - 70 разів.

Схема розташування об’єктів
ядерно-паливного циклу України (Графік 29)

Капітальні вкладення у розвиток уранодобувної промисловості у десятки разів менші від витрат, необхідних для адекватного розвитку вуглевидобутку. Наприклад, введення в експлуатацію найбільшого в Європі Новокостянтинівського рудника дозволить виробляти з видобутого урану 46 ТВтг електроенергії щороку. Для виробництва такої ж кількості електроенергії на теплових електростанціях необхідне введення в дію 28-30 вугільних шахт з обсягом видобутку приблизно 1 млн. тонн вугілля на рік кожна.

Недостатнє фінансування у 1995 – 2005 рр. призвело до кризового стану уранової галузі та відставання щодо введення нових шахт. На діючих шахтах зірвано терміни введення в експлуатацію нових горизонтів, має місце критичний знос виробничого обладнання.

Умовою, що забезпечить реалізацію перспективи України як одного з основних у світі виробників природного урану, є стабілізація діючого виробничого потенціалу з поетапним збільшенням потужностей з виробництва урану. На діючих шахтах планується відпрацювати запаси Ватутінського, Мічурінського та Центрального родовищ. Виведення з експлуатації діючих шахт передбачається у 2020 – 2025 рр.

Подальший ріст обсягів видобутку передбачається за рахунок освоєння нових родовищ. У першу чергу планується завершити будівництво і введення в експлуатацію промислового комплексу з відпрацювання Новокостянтинівського родовища. Початок видобутку планується з 2008 року, вихід на проектну потужність – з 2014 – 2015 років. Повне забезпечення потреби АЕС України в урановому концентраті планується за рахунок будівництва нових видобувних комплексів на Северинівському та інших обраних родовищах, створення потужностей з відпрацювання Сафонівського та інших родовищ піскового типу методом підземного свердловинного вилущування.

4.4.3. Виробництво цирконію

Основними виробниками цирконієвої продукції у світі є США, Росія, Франція, Велика Британія, Німеччина, Канада. Україна також має можливість розвивати виробництво цирконію, оскільки має сировинну базу (ДП "Вольногірський гірничо-металургійний комбінат", Дніпропетровська обл.) та дослідне виробництво сплавів цирконію ядерної чистоти в ДНВП "Цирконій". Фінансування Програми розвитку ЯПЦ в період 1995 – 2005 рр. дозволили лише зберегти основні фонди ДНВП "Цирконій", розпочати у 2003 році виробництво тетрафториду цирконію (ТФЦ). Проектна потужність ДНВП "Цирконій" – 250 тонн ТФЦ на рік, що відповідає 100% потреби для виробництва ТВЗ для АЕС України, має бути досягнута у 2006 році.

Подальший розвиток цирконієвого виробництва значною мірою пов’язаний з вибором технології виробництва цирконієвого прокату та трубної заготовки. Початок створення виробництва ядерного палива пов’язаний з освоєнням потужностей цирконієвого виробництва, наявністю технології виробництва ядерного палива та економічним обґрунтуванням терміну початку цього виробництва.

4.4.4. Забруднення навколишнього середовища

Виробниче об'єднання ВО "ПХЗ" (м. Дніпродзержинськ) у період 1949 – 1991 років переробляло доменний шлак, урановмісні концентрати та уранову руду. На території підприємства та за його межами утворено 9 хвостосховищ відходів уранового виробництва загальною площею 2,68 млн.м2, в яких накопичено до 42 млн.тонн відходів переробки уранових руд загальною активністю 75000 Кі. Площа радіоактивно забрудненої території промислового майданчика ВО “ПХЗ” з потужністю експозиційної дози гама-випромінювання понад 100 мкР/год. дорівнює 250 тис.м2. Радіоактивно забруднені, також, деякі будівлі та споруди підприємства.

Постановою Кабінету Міністрів України від 26.11.2003 № 1846 затверджена програма приведення протягом 10 років об’єктів ВО “ПХЗ” в екологічно безпечний стан і забезпечення захисту населення від шкідливого впливу іонізуючого випромінювання.

Розроблена та реалізується програма забезпечення сталого розвитку регіону видобування та первинної переробки уранової сировини на 2006 – 2030 роки, затверджена постановою Кабінету Міністрів України від 16.12.2004 № 1691, яка також передбачає виконання заходів щодо поліпшення навколишнього середовища.

4.5. Аналіз та вибір інноваційних ядерних технологій для потреб ядерної енергетики України на віддалену перспективу

З метою опрацювання технологій вибору перспективних реакторних установок і ядерних паливних циклів для ядерної енергетики Україна бере участь у реалізації Міжнародного проекту з інноваційних ядерних реакторів та паливних циклів (INPRO) під егідою МАГАТЕ. Доцільно передбачити участь України у реалізації проекту Міжнародного термоядерного експериментального ядерного реактора (ITER).

4.6. Нормативно-правове забезпечення розвитку ЯЕК

Важливим у планований період є удосконалення нормативно-правового забезпечення розвитку ЯЕК України. Наявна нормативно-правова база значною мірою забезпечує умови функціонування та розвитку ЯЕК, однак вона потребує удосконалення та доповнення з метою:

зближення/гармонізації, з урахуванням критеріїв та принципів ядерної та радіаційної безпеки, а також практики країн Європейського Союзу та інших країн з розвиненою ядерною енергетикою;

урахування рекомендацій МАГАТЕ, WANO, МКРЗ та інших міжнародних організацій;

обліку в НПА нових принципів фінансової і господарської діяльності, включаючи апробований світовою практикою і запроваджений у національній практиці тендерний підхід під час реалізації великих енергетичних проектів;

регулювання фінансово-економічної діяльності у сфері ЯЕК, у тому числі - визначення передбачуваної схеми і політики фінансування великих енергетичних об'єктів;

кодифікації ядерного законодавства.

Висновки

Для цілей енергетичної безпеки України, Стратегією передбачено:

Забезпечення виробництва електроенергії атомними електростанціями на рівні близько 50% в умовах зростання в 2,2 рази загального обсягу споживання електроенергії в Україні за рахунок продовження строку експлуатації діючих та введення нових потужностей на АЕС.

Розвиток уранового та цирконієвого виробництв з подальшим створенням потужностей щодо фабрикації ядерного палива.

Для реалізації програми розвитку атомної енергетики та вирішення низки нерозв’язаних проблем необхідно збільшити тариф на електроенергію, що виробляється АЕС. Цей тариф має передбачати відрахування на зняття з експлуатації ядерних енергоблоків та захоронення радіоактивних відходів. Необхідно розробити довгострокову інвестиційну програму, яка дозволить забезпечити розвиток ядерно-енергетичного комплексу. У цьому контексті важливо забезпечити своєчасну розробку та реалізацію заходів, які мають створити привабливі умови для залучення інвестицій в розвиток атомної енергетики та промисловості.

Необхідні інвестиції у розвиток
ядерної енергетики України (за періодами)

Періоди за роками	2006-2010	2011-2020	2021-2030	Разом
Встановлена потужність *, ГВт	13,84	21,84	29,5
КВВП, %	82,8	85	85
Виробництво е/енергії, ТВт .г (за період)	488,3	1185,7	1837,0	3511,0
Відпуск е/енергії, ТВт .г (за період)	459,1	1114,8	1727,2	3301,0
Витрати за напрямками **, млн. грн.
Модернізація, реконструкція, підвищення безпеки і КВВП	3822	9570	13621	27014
Продовження експлуатації	3281	7435	996	11711
Нове будівництво***	4525	61955	103024	169504
Усього****, млн. грн.	11628	78960	117641	208229

Примітки:

* станом на 31 грудня заключного року періоду;

** в цінах 2005 р. без урахування інфляції;

*** в тому числі добудова ТГАЕС – 700 млн. грн.; інвестиції у сховища ВЯП – 2880 млн. грн.;

**** у 2005 році тариф ДП "НАЕК "Енергоатом" на виробництво електроенергії не забезпечував фінансування в повному обсязі програм поводження із відпрацьованим ядерним паливом та радіоактивними відходами, продовження строку експлуатації діючих енергоблоків, створення фінансового резерву для зняття їх з експлуатації, спорудження заміщуючих та нових потужностей, створення елементів власного ядерно-паливного циклу.

Необхідні інвестиції у розвиток
атомної промисловості в період 2006-2030 рр.

Періоди за роками	Середньорічна сума капіталовкладень, млн. грн.	Всього, млн. грн.
2006 - 2010	807	4037
2011 - 2015	1862	9314
2016 - 2020	792	3964
2021 - 2025	660	3303
2026 - 2030	213	1065
Усього за 2006-2030 рр.		21700

V. Стратегія розвитку вугільної промисловості

5.1. Структура споживання та характеристика внутрішніх і зовнішніх джерел

Споживання вугільної продукції за групами визначається за двома пріоритетними напрямками – на виробництво коксу та електричної енергії, що становить 69% від загального обсягу. Крім того, вугілля потребують комунальне господарство, промислові підприємства тощо.

Структура витратної частини
балансу вугілля у 2005 році (Графік 30)

Прогнозні запаси вугілля в Україні становлять 117,5 млрд.тонн, у тому числі 56,7 млрд.тонн – розвідані запаси, з них енергетичних марок – 39,3 млрд.тонн. Балансові запаси вугілля на діючих шахтах складають 8,7 млрд.тонн, з яких 6,5 млрд.тонн промислових, у тому числі майже 3,5 млрд.тонн, або 54% енергетичного.

Запаси вугілля на діючих шахтах за марками (Графік 31)

Тенденції розвитку металургії, електроенергетики, інших галузей матеріального виробництва та соціальної сфери зумовлюють зростаючий попит на вугілля, причому особливо високими темпами на енергетичне. Для забезпечення суттєвого підвищення вуглевидобутку можуть бути задіяні 67 резервних ділянок із запасами 13,1 млрд.тонн та можливою потужністю з видобутку 124,9 млн.тонн вугілля на рік. Значним резервом на майбутнє також є шлами, які знаходяться в мулонакопичувачах. Їх обсяг становить 100 млн.тонн.

У вугільній галузі актуальною залишається проблема ефективного використання родовищ. Через складні гірничо-геологічні умови, недосконалі планувальні рішення та недостатній технічний і технологічний рівень вуглевидобутку втрати вугілля під час відпрацювання покладів перевищують 15%.

Зовнішні джерела вуглезабезпечення зумовлені недостатніми обсягами видобутку коксівного вугілля вітчизняного виробництва та високим вмістом сірки в ньому, а також дефіцитом вугілля газової групи для потреб українських ТЕС. Основними імпортерами є Росія (майже 97%) та Казахстан. Споживачами імпортованого коксівного вугілля є підприємства металургійного комплексу України, енергетичного - ТЕС та підприємства інших галузей промисловості.

5.2. Характеристика сучасного стану та розвиток вугледобувних підприємств

З огляду на постійне зростання потреби теплової електроенергетики у вугіллі, Програмою "Українське вугілля", затвердженою постановою Кабінету Міністрів України від 19 вересня 2001 року № 1205, передбачалося здійснення комплексу заходів з підвищення обсягів видобутку вугілля та його конкурентоспроможності. Внаслідок систематичного недофінансування заходів зазначеної Програми вугільна промисловість не змогла досягти необхідного техніко-технологічного і економічного рівня, а обсяги вуглевидобутку навіть знизилися до 78,0 млн.тонн у 2005 році.

Через недостатні обсяги капітальних вкладень у вугільну промисловість Україна має найстаріший серед країн СНД шахтний фонд, а його прискорене старіння призвело до формування негативного балансу виробничих потужностей. Зниження їх обсягу набуло сталої тенденції, яка вже є катастрофічною.

За період 1991 - 2005 рр. виробнича потужність вугледобувних підприємств зменшилась з 192,8 млн.тонн до 91,5 млн.тонн на рік або майже в 2,1 рази. При цьому останнім часом виробничі потужності використовуються лише на 85%.

Виробнича потужність та кількість діючих
вугледобувних підприємств (Графік 32)

Майже 96% шахт понад 20 років працюють без реконструкції. Через повільну реструктуризацію галузі в експлуатації знаходиться значна кількість дрібних і середніх збиткових неперспективних шахт.

Розподіл шахт за термінами експлуатації (Графік 33)

Загрозливих масштабів набув знос активної частини промислово-виробничих фондів галузі. Із семи тисяч одиниць основного стаціонарного устаткування дві третини цілком відпрацювали свій нормативний термін експлуатації і потребують негайної заміни.

Розподіл шахт за виробничою потужністю (Графік 34)

У загальному парку діючого вугледобувного та прохідницького устаткування питома вага механізованих комплексів та прохідницьких комбайнів нового технічного рівня становить лише третину, а нових навантажувальних машин і стрічкових конвеєрів – близько 15,0%. На шахтах, що розробляють круті пласти, майже 60,0% видобутку вугілля забезпечується відбійними молотками.

Ключові проблеми галузі:

украй застарілий морально та фізично зношений шахтний фонд, що визначає його низьку інвестиційну привабливість для здійснення інноваційної моделі модернізації та розвитку вугільної промисловості;

низька конкурентоспроможність вітчизняного вугілля через його високу собівартість та низьку якість, що потребує переходу обліку вугільної продукції у товарному вимірюванні, як це прийнято у світовій практиці;

хронічна нестача коштів (власних, держпідтримки, запозичень, недержавних інвестицій) як на забезпечення поточного функціонування, так і для розвитку вугледобувних підприємств;

невирішеність питань адаптації механізму ціноутворення на вугільну продукцію до умов ринкових відносин;

відсутність ринкових механізмів та стимулів для підвищення ефективності вугільних підприємств;

неефективна система управління галуззю, яка постійно ускладнюється через чисельні необґрунтовані реорганізації;

правова неврегульованість відносин власності у галузі, яка призводить до неузгодженості інтересів держави та бізнесу;

низький рівень менеджменту на державному рівні, що знижує ефективність використання державної власності у вугільній промисловості та стримує створення правових засад і організаційно-економічних механізмів для взаємовигідного залучення бізнесу у розвиток вугледобувного виробництва;

невирішеність питань екологічної безпеки в процесі ліквідації вугільних шахт;

невідповідність цін на гірничошахтне обладнання та вугільну продукцію, що потребує обмеження монопольно високих цін заводів-виробників або підвищення ціни на вугілля;

не престижність шахтарської праці (перш за все, зменшення рівня оплати праці порівняно з працівниками інших професій), невирішеність соціальних проблем.

Стратегічна мета розвитку вугільної промисловості полягає у стабілізації стану і подальшому сталому розвитку галузі для задоволення потреб економіки країни та населення у вугіллі власного видобутку.

Шляхи досягнення стратегічної мети розвитку галузі ґрунтуються на таких засадах:

економічно виправданому збереженні існуючого виробничого потенціалу галузі за умов його оновлення і підвищення ефективності функціонування;

раціонального використання надр за рахунок докорінного технологічного оновлення виробництва;

реальних можливостях вугледобувних підприємств та держави щодо фінансування розвитку галузі та його закріплення на державному рівні;

адаптації вугледобувних підприємств до ринкових умов господарювання та створення дієвих правових умов для залучення недержавних інвестицій у розвиток галузі;

структурних перетворень у галузі за рахунок чіткого розмежування функцій між суб’єктами управління на всіх ієрархічних рівнях;

підвищення безпеки праці та соціального захисту працівників галузі.

Перспектива розвитку

Для досягнення стратегічної мети довгострокова політика розвитку вугільної промисловості передбачає три етапи, які поділяються на ближню (2006 – 2010 рр.), середньострокову (2011 – 2015 рр.) та дальню перспективи (2016 – 2030 рр.).

Обсяги видобутку, імпорту та
експорту вугілля, млн.тонн (Графік 35)

На першому етапі (2006 - 2010 рр.) ключовим аспектом має бути комплексне вирішення проблеми розвитку шахтного фонду, який передбачає, в першу чергу, його відтворення на сучасній техніко-технологічній основі та подальше роздержавлення. Обсяг видобутку вугілля за базовим сценарієм прогнозується збільшити у 2010 р. до 90,9 млн.тонн, а виробничі потужності – до 105,8 млн.тонн на рік. Для цього має бути введено в експлуатацію 17,0 млн.тонн нових виробничих потужностей за рахунок завершення будівництва других черг на трьох шахтах, а також реконструкції діючих вугледобувних підприємств з приростом потужності та підвищення коефіцієнта використання виробничих потужностей в цілому по галузі до 86%. При цьому з 2006 р. необхідно відновити будівництво трьох нових шахт, розпочате до 2001 р. Це дозволить повністю задовольнити потребу національної економіки в енергетичному вугіллі за рахунок власного видобутку, а в коксівному - на 77,3%. Необхідність в імпорті коксівного вугілля становитиме 9,2 млн.тонн на рік. Обсяги експорту енергетичного вугілля поступово зменшаться до 3,1 млн.тонн. Експорт коксівного вугілля не передбачається.

На другому етапі (2011 – 2015 рр.) прогнозується досягти у 2015 році обсягу вуглевидобутку на рівні 110,3 млн.тонн за наявності виробничих потужностей 122,5 млн.тонн на рік.

Це дозволить повністю задовольнити попит вітчизняних споживачів в енергетичному вугіллі та підвищити рівень забезпечення в коксівному до 82,6%. Імпорт коксівного вугілля складе 7,0 млн.тонн. Експорт енергетичного вугілля не передбачається. Для забезпечення розвитку галузі за цим сценарієм мають бути введені в експлуатацію 8,8 млн.тонн виробничих потужностей за рахунок завершення будівництва трьох шахт, яке розпочато до 2001 р., а також реконструкції діючих вугледобувних підприємств з приростом потужностей, коефіцієнт використання яких має складати 90%. З метою підтримання позитивної динаміки виробничих потужностей на подальшу перспективу необхідно з 2011 р. здійснити будівництво семи нових шахт. Це, в свою чергу, потребує фінансового оздоровлення та технічного переоснащення шахтобудівельного комплексу, без прискореного розвитку якого неможливо реалізувати окреслену стратегію.

Третій етап (2015 – 2030 рр.) розглядається як довгострокова перспектива. З урахуванням позитивної динаміки, що відбудеться у попередньому десятиріччі як в економіці держави в цілому, так і у вугільній промисловості зокрема, обсяг видобутку вугілля зросте до 130 млн.тонн.

При зростанні кількості споживання вугілля тепловою електроенергетикою у 2030 р. порівняно з 2015 р. на 39%, потреба національної економіки у вугільній продукції буде забезпечена в енергетичному вугіллі на 97,1%, а в коксівному – на 72,6%. Експорт вугілля не передбачається.

Виробничі потужності на кінець періоду, що розглядається, мають зрости до 144,4 млн.тонн на рік за коефіцієнта їх використання 90%.

Зазначене потребує своєчасної реконструкції діючих вугледобувних підприємств з приростом потужності, а також будівництва нових шахт на розвіданих ділянках вугільних родовищ з досить сприятливими гірничо-геологічними умовами, яке розпочнеться після 2015 року.

5.3. Забруднення навколишнього середовища

У процесі проведення гірничих робіт з вугільних шахт щороку виділяється (за різними оцінками) від 750 млн. м3 до 2,7 млрд. м3 метану, абсолютна більшість якого викидається в атмосферу.

Серед неорганізованих джерел викидів особливе місце посідають також породні відвали, що горять. Об’єм шахтних та кар’єрних вод, що відкачуються під час видобутку вугілля, становить майже 600 млн. м3 на рік, тоді як на господарсько-виробничі потреби підприємств галузі та інших споживачів використовується лише 250 млн. м3, або 40%. Через вкрай недостатнє очищення шахтних вод у річки щороку скидається понад 1 млн.тонн мінеральних солей.

Зростання техногенного навантаження на геологічне середовище та гідросферу спричиняє підтоплення територій, просідання земної поверхні. Проблемним залишається питання контролю стану територій ряду закритих шахт у після ліквідаційний період, в першу чергу щодо недопущення підтоплення, просідання та загазованості територій.

Загальна площа земель, що відведені під проммайданчики вугледобувних та вуглепереробних підприємств, становить близько 22,5 тис. га.

З метою запобігання негативним екологічним наслідкам від діяльності шахт необхідно щороку виконувати природоохоронні роботи на суму 230-240 млн.грн.

5.4. Ціни та ціноутворення

Середня ціна 1 т товарної вугільної продукції в 2005 році становила 217,67 грн., а собівартість - 231,43 грн., тобто збитки на 1 тонну складали 13,76 грн., загальний обсяг збитків по групі збиткових шахт – 1710,8 млн. гривень. За рахунок коштів держбюджету компенсовано витрати на виробництво у розмірі 1035,8 млн. грн., не профінансованими залишилися збитки в обсязі 675 млн. грн.

За 2004 рік ціни на вугілля зросли порівняно з 2003 роком у середньому на 16,9%. Вартість коксівного вугілля підвищилася на 43,6%, енергетичного вугілля - на 2,3%. В 2005 році ціни зросли в середньому на 10,5%. Нерівномірне зростання оптової ціни на коксівне та енергетичне вугілля призвело до погіршення фінансового стану вугледобувних підприємств, які забезпечують потреби енергетики та комунального господарства. Оптова ціна коксівного вугілля перевищує ціну енергетичного вугілля майже в 1,6 рази.

Однією з основних причин зростання собівартості товарної вугільної продукції є значний диспаритет у динаміці цін на вугілля і матеріально-технічні ресурси, які використовуються для його видобутку.

Майже 90% гірничошахтного обладнання постачається приватними структурами. В умовах монополізації ринку виробники та постачальники цього обладнання встановлюють на нього монопольно високі ціни і отримують надприбутки, а шахти і розрізи, в свою чергу, ? мають великі збитки. У 2002 році витрати на облаштування обладнанням однієї лави складали 5,0 млн. грн., а вже в поточному ? 25,0 млн. грн. Протягом останніх 5 років ціни на основні види гірничошахтного обладнання (видобувні комбайни, секції механізованих комплектів, скребкові і стрічкові конвеєри) підвищилися в середньому у 2 рази. Це стосується і цін на металопрокат та інші матеріали. Водночас оптова ціна на енергетичне вугілля підвищилася лише на 49%, тоді як на коксівне – на 153%.

Динаміка цін на енергетичне вугілля та
основне гірничошахтне обладнання
і матеріали порівняно з 2000 роком (Графік 36)

Альтернативою діючому механізму ціноутворення на вугільну продукцію має стати ринковий механізм ціноутворення, зорієнтований на рівень світових цін на відповідні марки вугілля, а також на альтернативні види палива з одночасною демонополізацією постачання гірничошахтного обладнання.

Висновки

1. Прискорене старіння шахтного фонду і, як наслідок, зменшення виробничих потужностей призвело до зниження обсягу видобутку вугілля до 78 млн.тонн на рік, що недостатньо для забезпечення потреб національної економіки та призводить до імпорту вугілля.

2. З огляду на тенденцію світового споживання енергоносіїв та наявність запасів органічного палива в Україні, розвиток вугільної промисловості є одним із головних чинників забезпечення енергетичної безпеки держави.

3. Незважаючи на підвищення потреб національної економіки в енергетичному вугіллі на кінець періоду, що розглядається, у 2,6 разу, вугільна галузь за умови оптимізації цінової політики і її прискореного розвитку має можливість майже повністю забезпечити вітчизняних споживачів.

VI. Стратегія розвитку нафтогазової промисловості

6.1. Нафта

6.1.1. Баланс, імпорт, експорт

Потреба України в нафті та продуктах її переробки у 2005 році становила 18 млн.тонн, з яких 4,3 млн.тонн забезпечувались нафтогазодобувними підприємствами України, а решта імпортувалась з Росії та Казахстану.

Згідно з базовим сценарієм розвитку обсяги власного видобутку нафти з газовим конденсатом зростатимуть, досягнувши рівня 5,1 млн.тонн/рік до 2010 року та 5,3 млн.тонн/рік у 2015 році. У подальшому обсяги видобутку нафти з власних родовищ стабілізуються на рівні 5,4 млн.тонн/рік. Усього за прогнозний період (2006 - 2030 рр.) буде видобуто 133,9 млн.тонн нафти з газовим конденсатом.

Динаміка приросту запасів нафти
з газоконденсатом, млн.тонн (Графік 37)

Зважаючи на зростання глибини переробки нафти до 85%, планується збільшити до 2030 року обсяги виробництва основних видів нафтопродуктів, у тому числі: бензину - до 11,5 млн.тонн (в 2 рази проти 2005 р.), дизельного пального - до 17,2 млн.тонн (в 2,1 разу), реактивного палива - до 1,5 млн.тонн (в 3,8 разу). Зменшиться виробництво мазуту до 5,7 млн.тонн (на 17,4%).

Обсяги переробки нафти з газовим конденсатом і виробництва
основних видів нафтопродуктів на період до 2030 р.,
млн.тонн (базовий сценарій)

	2000	2005	2010	2020	2030
Переробка нафти, усього	9	18,3	32	40	45
з неї імпортної	5,8	14,7	23,3	29,1	30,4
Виробництво нафтопродуктів:
Бензин	2,1	4,6	8,0	10,4	11,5
в т.ч для внутрішнього споживання	2,1	4,2	7,8	8,8	9,8
Дизельне паливо	2,7	5,4	10,6	15,0	17,2
в т.ч для внутрішнього споживання	2,7	5,2	7,7	10,8	13,9
Реактивне паливо	0,3	0,5	1,0	1,3	1,5
Мазут	2,8	5,8	7,3	7,3	5,7
в т.ч для внутрішнього споживання	1,2	0,6	2,6	3,8	4,5
Глибина переробки нафти, %	65,7	67,7	75,0	80,0	85,0
Відбір моторних палив, %	53,1	52,3	62,0	65,5	66,0

Імпорт, експорт

Потреба України в нафті на сьогодні становить 28 млн.тонн Власний видобуток покриває приблизно 15 - 18% потреби в нафті. У поставках нафти на НПЗ 85 - 90% - імпорт російської та казахстанської нафти, яка надходить у суміші як сорт URALS за існуючою системою нафтопроводів через територію Росії.

Інші сорти нафти (казахстанська та азербайджанська) на НПЗ України не надходять з огляду на високу, порівняно з сортом URALS, ціну.

Виходячи з перспективного попиту на нафту та прогнозних рівнів видобутку нафти і газового конденсату в Україні, імпорт нафти у 2010 - 2015 рр. становитиме 23,3 та 26,7 млн.тонн відповідно, у 2020 р. – 29,1 млн.тонн і у 2030 р. – 30,4 млн.тонн.

До потенційних експортерів нафти в Україну можна віднести традиційні Росію і Казахстан, а також Азербайджан і Туркменістан.

Нафтоперевальний комплекс у порту Південний та нафтопровід Одеса – Броди створюють технічні можливості для імпорту нафти, як каспійської, так і з країн Перської затоки та Північної і Західної Африки.

6.1.2. Характеристика внутрішніх та зовнішніх джерел

Початкові видобувні запаси нафти родовищ України становлять 421,9 млн.тонн, газового конденсату – 138,6 млн.тонн. На 01.01.05 залишкові видобувні запаси нафти становлять 116,0 млн.тонн, газового конденсату – 69,8 млн.тонн.

Умови видобутку з родовищ, що на даний час вже введено в розробку, постійно ускладнюються через низку чинників. Переважна частина родовищ нафти мають початкові видобувні запаси менше 1 млн.тонн і лише 6 родовищ (Бугруватівське, Глинсько-Розбишівське, Бориславське, Гнідинцівське, Долинське, Леляківське) мали початкові запаси понад 20 млн.тонн. Саме ці 6 родовищ забезпечують близько 22% від загального видобутку нафти і сьогодні.

Проблеми видобутку нафти в Україні пов’язані також з тим, що понад 70% запасів нафти за критеріями рівня виснаження запасів, обводнення продукції, в’язкості, колекторських характеристик порід належать до категорії важковидобувних. Їх віднесено до низькопроникних колекторів, поклади багатопластові, з високою літологічною неоднорідністю як за площею, так і за товщиною продуктивних розрізів. Дві третини таких запасів зосереджено в покладах, що залягають на глибинах понад 2500 м. Практично всі запаси родовищ Прикарпаття важковидобувні. Розроблення важковидобувних запасів нафти потребує застосування специфічних, наукоємних і високовитратних технологій та обладнання.

Планується до 2010 р. збільшити обсяги пошуково-розвідувального буріння до 185 тис. м на рік, що майже у 6 разів перевищує фактичний обсяг пошуково-розвідувального буріння на нафту у 2005 р. Розрахунки показують, що за таких умов протягом прогнозного періоду (2006 – 2030 рр.) можливо приростити розвідані запаси за базовим сценарієм в обсязі 63 млн.т нафти з газовим конденсатом, за амбітним сценарієм – 150 млн.т нафти з газовим конденсатом.

Протягом усієї перспективи, що розглядається, актуальним може бути завдання до підвищення коефіцієнта вилучення нафти та інтенсифікації видобутку вуглеводневої сировини. За рахунок підвищення нафтовіддачі та інтенсифікації видобутку буде забезпечено до 7% сумарного обсягу видобутку нафти.

Видобуток нафти з газоконденсатом на території України за оптимістичним сценарієм становитиме у 2010 р. 5,2 млн.т, 2015 – 5,5 млн.т, 2020 – 5,5 млн.т та в 2030 р. – 5,8 млн.т, а за песимістичним – у 2010 р. – 4,6 млн.т, 2015 р. – 4,7 млн.т, 2020 р. – 4,6 млн.т та в 2030 р. – 4,5 млн.т, за базовим - – у 2010 р. – 5,1 млн.т, 2015 р. – 5,3 млн.т, 2020 р. – 5,3 млн.т та в 2030 р. – 5,4 млн.т.

Передбачається, що видобуток нафти і газу на прогнозний період здійснюватимуть переважно вітчизняні компанії.

До робіт з геологорозвідки та видобутку природного газу і нафти в глибоководній частині шельфу Чорного моря залучатимуться іноземні інвестиції та сучасні технології міжнародних нафтогазових компаній.

Першочергові шляхи розв’язання проблем нафтовидобувної галузі:

припинення шкідливої для розвитку вітчизняної нафтогазовидобувної промисловості практики призупинення законами України про державний бюджет положень спеціальних законів, зокрема Кодексу України "Про надра", Законів України "Про нафту і газу" та "Про рентні платежі за нафту, природний газ і газовий конденсат";

спрощення порядку надання земельних ділянок для будівництва нафтових і газових свердловин і виробничих споруд, пов'язаних з експлуатацією;

завершення делімітації кордонів з Росією та Румунією на Чорному та Азовському морях;

уточнення програми освоєння шельфів Азовського та Чорного морів;

розроблення законодавчої та нормативної бази щодо стимулювання широкого впровадження накуоємних та високовитратних технологій інтенсифікації видобутку та підвищення вуглеводневилучення.

6.1.3. Розвиток нафтопереробної промисловості

Нафта та газовий конденсат постачаються на нафтопереробні заводи, де виробляється понад 100 найменувань товарних нафтопродуктів: автомобільні бензини різних марок; дизельне, пічне та котельне пальне (мазут); нафтобітуми; скраплений газ; оливи і такі продукти як бензол, толуол, парафін, які використовуються в хімічній та нафтохімічній промисловості.

Переробка нафти і газового конденсату та виробництво нафтопродуктів в Україні здійснюється на шести нафтопереробних підприємствах: ЗАТ "Укртатнафта" (м. Кременчук), ТОВ "ЛиНОС" (м. Лисичанськ), ВАТ "Херсоннафтопереробка" (м. Херсон), ВАТ "Лукойл – Одеський НПЗ" (м. Одеса), ВАТ "НПК Галичина" (м. Дрогобич), ВАТ "Нафтохімік Прикарпаття" (м. Надвірна) і Шебелинському газопереробному заводі, що входить до структури ДК "Укргазвидобування". Загальна потужність шести вітчизняних нафтопереробних підприємств з первинної перегонки нафти на даний час становить понад 51 млн.тонн нафти на рік. (Графік 38)

У 2003 та 2004 роках на НПЗ України перероблено рекордно високий упродовж останніх 11 років обсяг нафти – по 21,2 млн.тонн Збільшення обсягів переробки нафти і виробництва товарної продукції дозволило майже повністю забезпечити власною продукцією потреби українського ринку нафтопродуктів. При цьому значно зросли обсяги їх експорту. Перехід Україною від імпорту до експорту нафтопродуктів є позитивною зміною її енергетичного статусу і відповідає стратегії Уряду України щодо формування експортної політики держави.

Переробка нафти на НПЗ України в 1991-2005 рр. (тис. тонн) (Графік 39)

У 2005 році в Україні спожито 18,0 млн.тонн нафти, 4,8 млн.тонн бензину, 5,2 млн.тонн дизельного пального та 1,0 млн.тонн мазуту. У 2005 р. витрати нафти під час видобутку склали 20,7 тис.тонн і зменшились на 3%.

Для забезпечення потреб держави у нафтопродуктах високої якості необхідною є перебудова підприємств нафтопереробної промисловості України, спрямована на поглиблення переробки нафти, зниження енерговитрат на її переробку з одночасним підвищенням конкурентоспроможності вітчизняних підприємств. Такого прогресу можна досягнути тільки шляхом докорінної реконструкції діючих і будівництва нових потужностей нафтопереробних заводів із застосуванням сучасних технологій і обладнання.

Модернізацію нафтопереробної промисловості варто поділити на два етапи. На першому етапі (до 2015 р.) необхідно завершити цикл глибокої переробки нафти переважно шляхом будівництва установок каталітичного крекінгу, гідрокрекінгу і вісбрекінгу, а також коксування і виробництва бітуму. При цьому глибина переробки нафти може бути доведена до 73 – 75%. На цьому етапі необхідно модернізувати установки гідроочищення і каталітичного риформінгу, а також побудувати установки ізомеризації й алкілування з метою випуску високоякісних моторних палив.

На другому етапі (2015 – 2025 рр.) глибину переробки нафти має бути доведено до 85% шляхом будівництва установок деасфальтизації, деметалізації і коксування гудрону, гідрокрекінгу вакуумного газойлю і деасфальтизатів. На цьому етапі має бути побудовано нові установки риформінгу, алкілування й полімеризації, а також нові атмосферно-вакумні трубчатки замість застарілих.

Після 2025 р. потребуватимуть здебільшого заміни морально і фізично зношені установки на нові того ж призначення, що забезпечить виробництво усіх основних видів нафтопродуктів з глибиною переробки нафти не нижче 90%, а на новітніх технологічних лініях – не нижче 95%.

Видобуток нафти за межами України

Оскільки запаси нафти в Україні, які зосереджені в крупних родовищах, значно виснажені (більше 70%), а прогнозні ресурси нафти приурочені до покладів, що мають складну геологічну будову, незначні запаси, низьку продуктивність свердловин та залягають на значних глибинах, освоєння таких запасів нафти пов’язано з використанням спеціального обладнання і витратних технологій, що зумовлює високу вартість видобутку нафти.

Разом з розвитком власної нафтовидобувної промисловості Україна, маючи кадровий потенціал відповідного рівня та фінансові можливості, вигідне територіальне розташування порівняно з країнами, які володіють значними запасами нафти на транспортно досяжній відстані, повинна проводити активну роботу щодо освоєння таких запасів на засадах міжнародної співпраці з укладанням угод про розподіл видобутої продукції.

На підставі підписаних контрактів (а також таких, що знаходяться на різних стадіях підготовки), базуючись на оцінках ресурсних можливостей країн, з якими НАК "Нафтогаз України" має наміри співпрацювати, проведено розрахунки прогнозних обсягів видобутку нафти. Результати розрахунків показують, що вже з 2010 року можна забезпечити видобуток нафти за межами України на рівні 3,6 млн.тонн з подальшим нарощуванням до 9,2 млн.тонн. Це суттєво перевищує обсяги нафтовидобутку (з газовим конденсатом), які плануються до освоєння власних запасів на той же період часу.

Видобуток нафти з газоконденсатом за межами України прогнозується за оптимістичним сценарієм у 2010 р. 3,7 млн.т, 2015 – 4,2 млн.т, 2020 – 5,8 млн.т та в 2030 р. – 9,9 млн.т, за песимістичним – зросте з 3,3 млн.т у 2010 р. до 7,7 млн.т у 2030 році, а за базовим сценарієм - у 2010 р. 3,6 млн.т, 2015 – 4,0 млн.т, 2020 – 5,6 млн.т та в 2030 р. – 9,2 млн.т.

Прогноз видобутку нафти українськими
компаніями за межами України (Графік 40)

У таблиці подано основні техніко-економічні показники конкретних проектів, опрацьованих НАК "Нафтогаз України".

Техніко-економічні показники проектів видобутку нафти
НАК "Нафтогаз України" за межами України

Показник	Країна
	Росія	Єгипет	Лівія	Іран
Ресурс нафти, млн.тонн	20,5	18,1	63	55
Очікуваний видобуток нафти, млн.тонн	18,2	16,6	53,1	54,6
Вартість проекту, млн. USD
Загальна	834	744	1937	939
Укр. інвестора	834	744	867	39
Грошовий потік, млн. USD	705,6	552,9	1690,1	7044,5
Дисконтований грошовий потік, млн. USD	194,6	186,1	404,6	1432,6
Термін окупності, роки	6	5	7	10

Таким чином, активне освоєння закордонних ресурсів нафти та переробка їх на НПЗ України з виходом світлих нафтопродуктів не нижче 90%, дозволить забезпечувати ринок їх споживання, починаючи з 2010 року на рівні 16 і до 18% у 2030 році. Разом з використанням власних запасів сировини цей показник становитиме 42 та 36% відповідно.

Важливим фактором забезпечення ефективності робіт з видобутку нафти за кордоном буде створення на базі НАК "Нафтогаз України" національної вертикально-інтегрованої нафтової компанії, яка матиме модернізовані і нові потужності, достатні для переробки обсягів нафти власного видобутку і видобутку за кордоном.

6.1.4. Характеристика сучасного стану та розвиток нафтотранспортної системи України

Нафтотранспортна система України, експлуатацію якої здійснює ВАТ "Укртранснафта", складається з 19 магістральних нафтопроводів (МН) загальною довжиною 4766,1 км. Річна пропускна спроможність системи для транзиту нафти з території РФ становить: на вході 114 млн. тонн, на виході – 56,3 млн. тонн. За необхідності система нафтопроводів спроможна в повному обсязі забезпечити потреби нафтопереробних підприємств, виходячи з їх максимальної проектної потужності понад 50 млн. тонн на рік. Роботу нафтопровідної системи забезпечує 51 нафтоперекачувальна станція, на яких працює 176 насосних агрегатів загальною потужністю 356,5 тис.кВт. Загальна ємність резервуарного парку становить 1085 тис.м³.

На нафтоперекачувальних станціях і МНТ "Південний" розміщено 11 резервуарних парків для товарної нафти. Загальна кількість резервуарів 81, номінальна їх ємність становить 1085 тис. куб. м, товарна ємність – 745 тис. куб. м.

Термін експлуатації нафтопроводів складає від 20 до 44 років і 90% з них відпрацювали свій амортизаційний період. Обладнання нафтотранспортної системи утримується в надійному стані, хоча є морально застарілим, потребує заміни або модернізації, додаткових експлуатаційних витрат.

Забезпечення надійності функціонування нафтотранспортної системи на найближчу перспективу (до 2010 року) потребуватиме фінансових витрат на суму близько 4 млрд.грн., з них для реалізації першочергових заходів – 2,3 млрд.грн.

Необхідно довести існуючу систему нафтопроводів до стану, який відповідає міжнародним стандартам, що передбачає впровадження нових технологій та устаткування: енергоефективних електродвигунів та частотно-регульованого електроприводу, насосів з високим ККД, сучасного обладнання резервуарного парку, впровадження сучасних систем автоматики і телемеханіки, антитурбулентних присадок, ефективних антикорозійних покриттів і систем електрохімічного захисту трубопроводів, ефективних технологій очищення трубопроводів та резервуарів від підтоварної води і парафінистих відкладень, систем обліку обсягів та якості нафти, нових технологій діагностики та ремонту нафтопроводів, інформаційно-аналітичних систем оптимізації режимів нафтотранспортної системи.

У 2005 році обсяг транспортування нафти склав 46,6 млн.т, в тому числі 31,3 млн.т - транзитом, 15,2 млн.т - на нафтопереробні заводи, розташовані в Україні, 1,5 млн.т - нафтопроводом Одеса-Броди. Обсяги транспортування української нафти нафтопроводами на НПЗ – біля 0,7 млн.тонн.

Суттєвим недоліком в постачанні нафти в Україну є те, що зовнішніми надходженнями сировини українська нафтопровідна система пов'язана тільки з російською нафтопровідною системою, що призводить до монопольного положення Росії у постачанні нафти в Україну та її транзиту. У таких умовах заходи з диверсифікації джерел надходження нафти мають розглядатися як ключовий елемент забезпечення національної безпеки держави і створення умов для стабільної роботи та розвитку економіки країни.

Географічне розташування України дозволяє задіяти різноманітні джерела постачання нафти незалежними шляхами з Азербайджану, Казахстану, Туркменістану, країн Ближнього і Середнього Сходу та ін., при цьому суттєво посиливши роль держави-транзитера між нафтодобувними регіонами країн каспійського регіону та важливими ринками збуту в Європі.

Передбачається збільшення завантаженості системи нафтопроводів до 2010 року – до 65 млн.т, до 2015 року – до 70 млн.т на рік, на подальші роки – збереження обсягів транспортування нафти або поступове їх зменшення. Збільшення обсягів транспортування нафти планується здійснити за рахунок поетапної реалізації проекту інтеграції нафтопроводів "Дружба" та "Адрія" (транспортування нафтопроводами "Дружба" додатково 5 – 15 млн.тонн), а також будівництва нафтопроводу Броди (Україна) – Плоцьк (Польща) та поетапної реалізації проекту ЄАНТК для забезпечення транспортування нафти з країн каспійського регіону (Казахстан, Азербайджан) та країн Перської затоки (Іран, Ірак та інші) до 2010 року – до 10 млн.т, до 2015 року – 20 млн.т.

Схема нафтотранспортної системи України (Графік 41)

Характеристики пропускної спроможності та
завантаженості нафтотранспортної
системи України за 2002 - 2005 роки

№	Наймену-вання нафтопро-водів (МН)	Проект-на продук-тивність млн. т/рік	Фактич-на пропуск-на здатність млн. т/рік	Фактич-на перекач-ка за 2002 р., млн. т нетто	Фактич-на перекач-ка за 2003 р., млн. т нетто	Фактична перекачка за 2004 р., млн. т нетто	Фактична перекачка за 2005 р., млн. т нетто	Заванта-ження МН за 2005 р. до фактичної пропускної здатності, %
Вхід нафти з території РФ
1	Самара - Лисичанськ	90,0	62,0	22,4	25,6	27,79	16,45	27
2	Мічурінськ - Кременчук	18,0	18,0	5,6	7,5	6,14	5,34	30
3	Мозир - Броди	34,0	34,0 (1)	18,3	21,5	20,23	23,77	70
	Нафта з території РФ (ЮРАЛС)	142,0	114,0	46,3	54,6	54,16	45,56	40
Вхід української нафти
	Українська нафта	9,3	7,3	1,6	1,2	1,14	1,07	15
Вихід транзит
	Всього: (ЮРАЛС)	68,2	56,3	27,4	33,0	31,40	25,28	45
На НПЗ України
	Всього: (ЮРАЛС)	52,4	58,2	18,9	22,4	21,71	14,53	25
Українська нафта
1	Транзит на експорт (українська нафта)	-	-	0,0	0,2	0,43	0,36	-
2	Транспорту-вання до НПЗ української нафти	-	-	1,6	1,0	0,71	0,71	-
3	Разом:	-	-	1,6	1,2	1,14	1,07	-
МН Одеса - Броди
1	Броди - Одеса	14,5	14,5	0	0	1,05	5,75	40

Після 2010 року існує ризик поступової втрати обсягів транзиту російської нафти, тому реалізація проекту ЄАНТК є основним стратегічним напрямком розвитку транзитного потенціалу України.

На подальші роки можливе збільшення до проектної потужності 40 млн.т на рік обсягів транспортування нафти системою Одеса – Броди. Перехід нафтопроводу Одеса – Броди на роботу в аверсному режимі дозволить здійснювати поставки нафти в Україну з інших країн Каспійського регіону, а також з Іраку, Ірану, країн Північної Африки.

Розширення проекту ЄАНТК передбачається у варіанті Тенгіз-Броди-Плоцьк-Гданськ-Вільгельмсхафен. Перспектива прив’язки проектів експорту нафти з Іраку до проекту ЄАНТК розглядається в контексті домовленостей України і Польщі щодо співробітництва підприємств нафтогазових комплексів двох країн у зоні польської відповідальності.

6.1.5. Забруднення навколишнього середовища

За даними державної статистичної звітності (2ТП-повітря) основну частку викидів (приблизно 95%) стаціонарними джерелами (газоперекачувальні агрегати, резервуарні парки, котельні тощо) в навколишнє середовище складають газоподібні та рідкі речовини, а саме: неметанові леткі органічні сполуки, метан, сполуки азоту, вуглецю, сірки.

Обсяг викидів забруднюючих речовин під час видобутку нафти, газу і конденсату у 2005 році становив 46,8 тис.тонн. За результатами проведеного аналізу, у разі невжиття конкретних заходів щодо модернізації та ремонту обладнання, за незначного зростання обсягів видобутку нафти, газу і конденсату обсяги викидів щороку зростатимуть на 3 тис.тонн і у 2010 році показник обсягів викидів може зрости до 68 тис.тонн.

Обсяг викидів під час транспортування нафти у 2005 р. склав 1,9 тис.тонн. За оцінками, завдяки комплексу інноваційних заходів збільшення обсягів транспортування нафти у 2010 - 2030 рр. не призведе до зростання викидів забруднюючих речовин.

6.1.6. Ціни та ціноутворення

Ціни на нафтопродукти, вироблені на вітчизняних нафтопереробних підприємствах визначаються, головним чином, ціною нафти, яка надходить на переробку та майже 90% якої імпортного походження. Слід зазначити, що ціна імпортної російської нафти, що постачалась в 2005 р. на нафтопереробні заводи, мало відрізняється від її ціни в Європі (Графіки 42, 43).

Оптимізації цін на нафту і нафтопродукти має сприяти розвиток конкуренції на ринку нафти, диверсифікація джерел їх надходження, застосування гнучких механізмів поповнення ринку світлих нафтопродуктів, які поєднували у собі раціональне співвідношення відкритості ринку для імпортерів нафтопродуктів і наявність вітчизняного конкурентоспроможного виробника. Суттєвим важелем впливу на формування цін на пальне може стати створення стратегічного резерву пального.

6.1.7. Створення стратегічного запасу нафти та нафтопродуктів

З метою зміцнення енергетичної безпеки, забезпечення економіки країни енергоносіями, запобігання виникненню кризових ситуацій на ринку нафтопродуктів необхідно створити стратегічний резерв нафти і нафтопродуктів. З огляду на перспективу вступу України до Європейського Союзу формування резерву нафти і нафтопродуктів здійснюватиметься відповідно до вимог ЄС – в еквіваленті 90 днів споживання. На основі аналізу структури та ефективності роботи діючих систем формування резерву нафти та нафтопродуктів країн Євросоюзу необхідно розробити програму формування стратегічних запасів нафти та нафтопродуктів, що базується на специфічних потребах України, для забезпечення економіки держави нафтопродуктами в умовах екстремальних обставин.

Програма передбачатиме реалізацію заходів щодо створення інфраструктури, правового та фінансового забезпечення, утримання та поповнення такого резерву. Ґрунтуючись на досвіді країн Євросоюзу, створення резерву нафти та нафтопродуктів повинно здійснитися впродовж 8-10 років.

6.2. Природний газ

6.2.1. Структура споживання , імпорт, експорт

У 2005 році споживання газу склало 76,4 млрд. м3 газу, в тому числі населенням – 18,0 млрд. м3, на виробничо-технологічні потреби газодобувних та газотранспортних підприємств – 7,5 млрд. м3.

Імпорт, експорт

Відповідно до балансу надходження та розподілу природного газу в Україні у 2005 році для власного споживання отримано за імпортом 55,9 млрд. м3 (з Російської Федерації та з країн Середньої Азії).

Під час формування стратегії експортної політики НАК "Нафтогаз України" здійснює переорієнтацію з укладання спотових угод на укладання довгострокових контрактів на реалізацію вуглеводнів з визначенням ціни реалізації за формулами, що враховують зміни світових цін на вуглеводневу сировину.

Перспективними джерелами імпорту газу в Україну можуть бути: Туркменістан, Казахстан (з використанням системи діючих газопроводів), Азербайджан, Іран, Ірак, в тому числі з використанням перспективного газопроводу "Набукко" (розробляється програмою INOGATE під егідою ЄС), траса якого проходитиме через Туреччину, Болгарію, Румунію, Угорщину.

Маршрут газопроводу "Набукко" та можливі варіанти
постачання природного газу в Україну з використанням
болгарської та турецької ділянок газопроводу (Графік 44)

Україна може приєднатись до цієї системи і зацікавлена в реалізації даного проекту. Серед можливих варіантів постачання природного газу в Україну з використанням газопроводу "Набукко" варто відзначити такі:

постачання газу зворотним шляхом по вивільненому газопроводу від КС "Лозинець" (Болгарія) до м.Ізмаїл (Україна);

постачання газу з чорноморських портів Трабзон (Туреччина) або Супса (Грузія) – до України (Одеса, Феодосія) у компремованому або скрапленому вигляді. Для цього необхідно збудувати газопроводи-відводи, в першому випадку – від газопроводу "Набукко" до п.Трабзон, у другому – від газопроводу Баку-Тбілісі-Ерзурум до п.Супса;

заміщення російським газом на кордоні Україна – Росія.

Альтернативними шляхами поставок газу в Україну та Європу є маршрути Іран – Європа та нові маршрути Туркменістан – Європа, які б проходили через Україну.

На користь вибору саме цих країн свідчить динаміка зміни їх експортного потенціалу.

Динаміка зміни експортного потенціалу природного газу Ірану та
Туркменістану, млрд. м3 (Графік 45)

Вибір конкретних варіантів диверсифікації надходження природного газу в Україну потребує більш детального техніко-економічного обґрунтування, яке має бути виконано в межах програми диверсифікації постачання природного газу в Україну.

Можливі альтернативи постачання природного газу в Україну слід розглядати з урахуванням таких об'єктивних чинників:

диверсифікація джерел та шляхів постачання газу в Україну – стратегічний напрям на перспективу;

на сьогодні постачання природного газу в Україну з альтернативних джерел дорожче за природний газ, який транспортується через або з території Росії;

альтернативні джерела та шляхи постачання газу в Україну повинні бути узгоджені з перспективами постачання газу до країн ЄС, передбаченими програмою INOGATE;

реалізація альтернативних проектів постачання газу в Україну має виконуватись у межах створених для цього консорціумів.

Розміри втрат газу при транспортуванні

У газорозподільній мережі мають місце виробничо-технологічні втрати природного газу, як нормовані, так і понаднормативні.

У 2004 році ці втрати склали 1,9 млрд. м3 (1,1 млрд. м3 – нормовані втрати, 0,8 млрд. м3 – понаднормативні) або 2,8% від обсягів використання газу споживачами України. У 2005 році з урахуванням розвитку газорозподільної мережі нормовані втрати склали 1,2 млрд. м3.

Втрати природного газу в газотранспортній системі України (балансові втрати) у 2004 році склали 1,06 млрд. м3, або 0,5% від обсягів надходження газу. У 2005 році вони зменшились на 90 млн.куб.м і склали 0,97 млн.куб.м.

Довідково: під час транспортування природного газу в газотранспортній системі щороку витрачається (переважно на роботу газоперекачувальних агрегатів) 5,5 - 5,8 млрд. м3 газу, в газорозподільній мережі – 0,016 млрд. м3.

У зв'язку з розвитком газифікації (збільшення протяжності газопроводів, зростання кількості газифікованих квартир, об'єктів тощо), старінням газопроводів і зношеністю обладнання нормовані втрати газу в газорозподільних мережах дещо підвищаться і до 2030 року складуть близько 2% від обсягів споживання.

Очікується, що втрати природного газу в газотранспортній системі у 2030 році досягнуть рівня 0,3% від обсягів його транспортування.

Основні напрямки зменшення втрат природного газу:

вдосконалення нормативно-правової бази щодо забезпечення надійної роботи газотранспортної системи та обліку виробничо-технологічних витрат природного газу;

модернізація та заміна фізично зношених газоперекачувальних агрегатів;

завершення оснащення житлового фонду лічильниками природного газу до 2015 року;

введення розрахунків за спожитий газ в енергетичних одиницях – ТДж або ГВт/год.;

будівництво на кордоні з Росією та Білоруссю пунктів вимірювання газу, що дублюють російські та білоруські;

завершення оснащення газовимірювальних станцій на виході газу з України та газорозподільних станцій (ГРС) І категорії високоточними дублюючими приладами обліку природного газу.

6.2.2. Характеристика внутрішніх та зовнішніх джерел

Станом на 01.01.05 залишкові запаси газу становлять 1023,8 млрд. м3.

Умови видобутку з родовищ, що на даний час вже введено в розробку, постійно ускладнюються через низку чинників. Більше 75% газових родовищах мають початкові видобувні запаси менше 10 млрд. м3. Лише 4 родовища мали початкові видобувні запаси газу більше 100 млрд. м3 (Яблунівське, Єфремівське, Західно-Хрестищенське, Шебелинське). Важливо, що ці 4 родовища забезпечують більше 25% поточного видобутку природного газу і сьогодні.

Проблеми видобутку газу в Україні пов’язані також з тим, що більше 15% запасів газу за критеріями рівня виснаження запасів, колекторських характеристик порід, належать до категорії важковидобувних. Вони приурочені до низкопрониклих колекторів, поклади багато-пластові, з високою літологічною неоднорідністю, як за площею, так і за товщиною продуктивних розрізів. Практично всі запаси родовищ Прикарпаття важкодобувні. Вилучення важкодобувних запасів газу потребує застосування специфічних, наукоємних і високо-витратних технологій та обладнання.

На підставі даних щодо прогнозної динаміки ефективності геологогеофізичних досліджень та пошуково-розвідувального буріння виконано попередню оцінку можливих обсягів приросту розвіданих запасів газу на прогнозний період. При цьому приймалося, що обсяги пошуково-розвідувального буріння на газ досягнуть рівня, передбаченого Національною програмою "Нафта і газ України до 2010 року", - 415 тис.м/рік, що майже у 2,5 рази перевищує фактичний обсяг пошуково-розвідувального буріння на газ у 2004 р. Розрахунки показують, що за таких умов протягом прогнозного періоду (2006 - 2030 рр.) можливо приростити розвідані запаси в обсязі до 1022,7 млрд. м3 газу за оптимістичного сценарію розвитку, а за песимістичного – до 670 млрд.м3 газу.

На найближчу та подальшу перспективу рівні видобутку газу будуть визначати такі складові:

підвищення ефективності видобутоку вуглеводнів з родовищ, що знаходяться в експлуатації;

прискорена розробка запасів з нових родовищ;

приведення цін на газ для всіх категорій споживачів до економічно обґрунтованого рівня.

Зважаючи на динаміку видобутку газу з введених в розробку родовищ та прогнозної зміни розвіданих запасів вуглеводневої сировини, розраховано обсяги видобутку газу на прогнозний період (внутрішні джерела, базовий сценарій).

Динаміка видобутку газу в Україні, млрд. м3 (Графік 46)

За оптимістичним сценарієм прогнозується видобуток природного газу на території України у 2010 р. в обсязі 23,5 млрд. м3, у 2015 р. – 25,5 млрд. м3, у 2020 р. – 26,6 млрд. м3 та у 2030 р. – 30,1 млрд. м3, а за песимістичним – 20,8 млрд. м3 у 2010 р., 23,0 млрд. м3 – у 2015 р., 24,6 млрд. м3 – у 2020 р. та 26,9 млрд. м3 – у 2030 р.

Передбачається, що видобуток газу на прогнозний період здійснюватимуть переважно вітчизняні компанії.

До робіт з геологорозвідки та видобутку природного газу в глибоководній частині шельфу Чорного моря залучатимуться іноземні інвестиції та технології міжнародних нафтогазових компаній.

Видобуток природного газу за межами України

Найперспективніші в економічному аспекті ресурси газу, як і нафти, знаходяться в зоні Близького та Середнього Сходу, Північної та Центральної Африки. Країни, що знаходяться в цих зонах і володіють значними запасами вуглеводнів, як правило, мають невисокий рівень розвитку економіки, яка має сировинну спрямованість і базується переважно на видобутку корисних копалин. Рівень економічного розвитку цих країн змушує їх уряди поліпшувати інвестиційний клімат і впроваджувати програми значного нарощування видобутку нафти і газу, розвитку відповідної інфраструктури. Українські підприємства, володіючи високим технічним та кадровим потенціалом, можуть мати конкурентні переваги за рахунок більш низької собівартості послуг, що надаються, і робіт. Сприятиме цьому традиційно позитивні взаємовідносини країн цього регіону з країнами колишнього СРСР, в т. ч. і з Україною. Провідну роль у просуванні на міжнародні ринки видобутку газу має відігравати НАК "Нафтогаз України".

У зв’язку з тим, що у подальшому практично весь потенціал збільшення нафтогазовидобутку буде сконцентровано в таких країнах, як Саудівська Аравія, Об’єднані Арабські Емірати, Алжир, Кувейт, Лівія, Росія, Казахстан, Іран та, можливо, Ірак і Ангола, вони розглядаються як першочергові для отримання ліцензій на розвідку і подальшу розробку родовищ газу.

Виходячи з техніко-економічних обґрунтувань проектів, підготовлених НАК "Нафтогаз України", передбачається, що видобуток природного газу українськими компаніями за межами України розпочнеться у 2010 р. і буде зростати, сягнувши у 2030 р. до 11,6 млрд. м3 на рік.

Реалізація проектів з видобутку газу за межами України має відбуватись таким чином: супроводжуватися за участю українських спеціалізованих компаній в реалізації проектів модернізації та спорудження нафтогазової інфраструктури та нафтогазотранспортних систем: постачанням нафтопромислового обладнання та устаткування; наданням сервісних послуг у нафтогазовій сфері; обміном досвідом та фахівцями з метою підготовки кадрів; наданні технічно-інформаційної підтримки. Основним напрямком цієї діяльності має стати участь українських нафтогазовидобувних підприємств в освоєнні нафтогазових ресурсів зарубіжних країн на основі концесійних угод і угод про розподіл продукції.

Прогнозований річний видобуток природного газу
українськими компаніями за межами України,
млрд. м3 на рік (базовий сценарій) (Графік 47)

За оптимістичним сценарієм прогнозується видобуток природного газу за межами України у 2010 р. – 2,5 млрд.м3, у 2015 р. – 6,2 млрд.м3, у 2020 р. – 6,9 млрд.м3, у 2030 р. – 12,2 млрд.м3, а за песимістичним – у 2010 р. – 2 млрд.м3, у 2015 р. – 5,5 млрд.м3, у 2020 р. – 6,4 млрд.м3, у 2030 р. – 10,9 млрд.м3.

Техніко-економічні показники проектів
видобутку природного газу
НАК "Нафтогаз України" за межами України

Показник	Країна
	Казахстан	Алжир	Лівія
Ресурс газу, млрд. м3	16,1	16,2	18
Ресурс нафти, млн.тонн			63
Очікуваний видобуток газу, млрд. м3	16,1	15,4	14,8
Очікуваний видобуток нафти, млн.тонн			53,1
Загальна вартість проекту, млн. USD	283	350	868
в т.ч. українського інвестора	209	304	868
Грошовий потік, млн. USD	183	357	1690
Дисконтований грошовий потік, млн. USD	74,5	97,3	404,6
Термін окупності, роки	6	7	7

6.2.3. Характеристика сучасного стану та розвиток газотранспортної системи

Газотранспортна система України (ГТС) складається з 37,6 тис. км газопроводів різного призначення та продуктивності, 73 компресорних станцій із 110 компресорними цехами, де встановлено 703 газоперекачувальні агрегати загальною потужністю 5,4 тис. МВт, 1607 газорозподільних станцій, 13 підземних сховищ газу загальною місткістю за активним газом понад 32,0 млрд. м3 та об’єкти інфраструктури.

Частка активної місткості ПСГ країн Європи у 2005 р. (Графік 48)

На "вході" ГТС спроможна прийняти до 290 млрд. м3, а на "виході" передати 175 млрд. м3 природного газу, в т.ч. 140 млрд. м3 - до країн Західної та Центральної Європи.

На сьогодні близько 29% газопроводів відпрацювали свій амортизаційний термін, майже 60% експлуатуються від 10 до 33 років. Майже третина із 703 ГПА КС виробила свій моторесурс або близька до цього і потребує реконструкції.

Забезпечення споживачів природним газом здійснюється газовими мережами тиском до 1,2 МПа, довжина яких становить близько 287 тис. км. Необхідний режим газопостачання в цих мережах забезпечують близько 51 тис. газорегуляторних пунктів (ГРП).

Система газопостачання природного газу тиском до 1,2 МПа має значний ступінь зносу і, крім цього, експлуатується в складних умовах інженерної інфраструктури населених пунктів. Так, 11,6 тис. км розподільчих газопроводів (або близько 7%) та 4,9 тис. газорегуляторних пунктів (або близько 14%) вже відпрацювали свій амортизаційний термін.

Зважаючи на терміни експлуатації газопроводів та їх технічний стан, для підтримання надійного та ефективного функціонування до 2015 року планується повністю завершити реконструкцію всіх компресорних станцій. До 2030 року буде завершено модернізацію та техпереоснащення газотранспортної системи з використанням найбільш сучасних та ефективних технологій.

На період до 2030 року в реконструкцію газотранспортної системи необхідно вкласти понад 92,4 млрд.грн. Планується довести завантаженість ГТС до проектних показників та збільшення її транзитних потужностей на 30 - 35 млрд. м3 газу на рік за рахунок будівництва КС на газопроводі Торжок-Долина, другої нитки газопроводу Ананьїв-Ізмаїл та газопроводу в напрямку Ужгорода. Збільшення потужності ПСГ до 7 млрд. м3/рік можливе за рахунок реконструкції та техпереоснащення Солохівського, Пролетарського та Більче-Волинсько-Угерського ПСГ.

Схема газотранспортної системи України (Графік 49)

6.2.4. Забруднення навколишнього середовища

Основну частку викидів (приблизно 95%) стаціонарними джерелами (ГПА, резервуарні парки, котельні тощо) в атмосферне повітря становлять газоподібні та рідкі речовини, а саме: неметанові леткі органічні сполуки, метан, сполуки азоту, вуглецю, сірки.

Згідно з проведеним аналізом викидів забруднюючих речовин під час транспортування газу, встановлено, що їх обсяги на кожний 1 млрд. м3 газу, що транспортується, зростатимуть щороку в середньому на 0,06 тис.тонн. Це може мати місце в разі невжиття конкретних заходів щодо модернізації, своєчасного ремонту технологічного обладнання та впровадження сучасних технологій. За обсягів транспортування 228,3 млрд. м3 газу у 2005 році, кількість викидів становить 172,2 тис.тонн. Із проведених розрахунків за укрупненими показниками встановлено, що у 2010 році кількість викидів за такого ж об’єму транспорту газу може зрости до 193,2 тис.тонн.

Найбільш поширеними відходами, що утворюються на підприємствах НАК "Нафтогаз України", є нафтові та бурові шлами, відпрацьовані пально-мастильні матеріали, побутові та будівельні відходи, відпрацьовані акумулятори, автомобільні шини та лампи денного освітлення.

У зв’язку із збільшенням обсягів виробництва (збільшення обсягів видобутку сировини, збільшення транзиту газу, введення в експлуатацію нових виробничих об’єктів) можливе значне зростання техногенного навантаження на навколишнє середовище. Для зменшення цього впливу необхідно:

здійснення своєчасного ремонту та заміни обладнання;

впровадження сучасних технологій;

переведення автотранспорту на використання альтернативних видів палива;

розроблення та впровадження технологій та обладнання з переробки відходів;

використання обезводнених нафтогазових свердловин для захоронення стічних вод та інші.

Щорічні витрати підприємств НАК "Нафтогаз України" на реалізацію заходів з охорони навколишнього середовища (атмосферного повітря, земель, водних ресурсів, надр, поводження з відходами) становлять в середньому понад 70 млн.грн.

6.2.5. Ціни та ціноутворення

Відповідно до повноважень, визначених Кабінетом Міністрів України, граничні рівні цін на природний газ для усіх категорій споживачів затверджуються Національною комісією регулювання електроенергетики України.

З 1 січня 2006 року граничні рівні оптових цін на газ для споживачів України (з урахуванням тарифів на його транспортування і постачання та ПДВ) становлять:

- для підприємств комунальної теплоенергетики - 304,50 грн. за 1000 куб.м;

- для бюджетних організацій та установ - 288,00 грн. за 1000 куб.м;

- для населення - 185,00 грн. за 1000 куб.м.

Зазначений рівень ціни на природний газ для населення є незмінним з квітня 1999 року. При цьому основна складова граничного рівня ціни – безпосередньо ціна газу як товару у порівнянні з датою затвердження знизилась на 22,6%.

- для промислових споживачів (без урахування тарифів на його транспортування, постачання та ПДВ) - 422,1 грн. за 1000 куб.м.

З 20 лютого 2006 р. граничний рівень ціни на газ для промислових споживачів встановлено НКРЕ на рівні 548,0 грн. за 1000 куб.м (без урахування тарифів на його транспортування, постачання та ПДВ, що відповідає їх економічно обґрунтованому рівню.

Для забезпечення прибутковості господарської діяльності НАК “Нафтогаз України”, необхідної для функціонування підприємств галузі і розвитку виробництва, на сьогодні економічно важливе значення має приведення у відповідність цін реалізації природного газу для споживачів України з їх економічно обґрунтованим рівнем. (Графік 50)

Світовий ринок газу лише формується. Визначення рівня ціни на природний газ в Європі, як і в усьому світі, знаходиться в залежності від зміни рівня ціни на нафту та нафтопродукти.

6.2.6. Заміщення рідкого моторного палива стиснутим газом

Заміщення рідкого моторного палива стиснутим природним газом (СПГ) набуває в світовій практиці високих темпів розвитку. Тільки з 2000 р. до 2004 р. кількість автотранспортних засобів, що працюють на СПГ, збільшилась з 2,2 до 3,6 млн. одиниць і досягла: в Аргентині близько 1,2 млн.; в Бразилії - більше 600 тис.; у Пакистані - біля 500 тис.; в Італії – понад 400 тис.; у Єгипті – 56 тис.; в США – 130 тис.

Кількість газобалонних автомобілів, од. (Графік 51)

Основними соціально-економічними стимулами використання СПГ моторного пального є:

підвищення рівня енергетичної безпеки країн внаслідок зменшення залежності від імпорту нафти та нафтопродуктів;

покращання екологічної ситуації довкілля за рахунок зменшення шкідливих викидів в атмосферу (СО2 на 60%, ароматичних вуглеводнів на 40%);

оптимізація економічних показників експлуатації автотранспорту, оскільки газ, в середньому, удвічі дешевший еквівалентної кількості рідкого моторного палива, за коротких (від 0,5 до 1,2 року) термінів окупності переведення транспортної одиниці на СПГ;

продуктивний розвиток сфери автоперевезень, в тому числі - створення нових робочих місць.

Кількість автомобільних газонаповнюючих
компресорних станцій (АГНКС),
що забезпечують автомобілі СПГ, од. (Графік 52)

В Україні на даний час на СПГ працює 55 тис. автомобілів; побудовано 161 АГНКС, з яких 91 належать підприємствам НАК "Нафтогаз України", а 70 – іншим відомствам і приватним власникам. У 2005 році стиснутим природним газом заміщено 400 тис.тонн світлих нафтопродуктів.

Слід зазначити, що в Україні є всі передумови для розвитку цього напрямку: налагоджено виробництво суцільнометалевих балонів на ВАТ "Бердичівський машинобудівний завод "Прогрес", виробництво АГНКС на заводах "Сумигазмаш" та ВАТ "Сумське машинобудівне НВО ім. М.Фрунзе". Розроблено конструкції паливної апаратури для різних типів двигунів, створена система сервісного обслуговування автомобілів, що працюють на СПГ. У структурі ДК "Укртрансгаз" ведено в експлуатацію 2 сервісних центри в Носівці та Горлівці, ще 8 планується побудувати найближчим часом.

Обґрунтування перспектив використання стиснутого газу в автотранспортній системі України на період до 2030 року базується на таких положеннях.

Обсяги заміщення рідкого моторного палива СПГ на прогнозний період розраховувались відповідно до показників, передбачених політичною ініціативою Європейської комісії на підставі програми "Мета 2020" Європейської Асоціації транспортних засобів на газовому паливі ("Target 2020" the European Natural Gas Vehicle Association ). Згідно з цією програмою до 2020 року 10% рідкого моторного палива має бути заміщено природним газом. На цей час в країнах Західної Європи буде налічуватися 219 млн. автомобілів, з яких 23 млн., тобто - 10,5%, передбачається перевести на газ.

Кількість транспортних засобів на ПСГ розраховувалась за середньостатистичними показниками річного пробігу (~40000 км/рік) та середнім рівнем витрат палива (~20л/100км) транспортними засобами в Україні.

Заланована кількість АГНКС розраховувалась за середньостатистичними показниками країн Європи, Азії та Америки, в яких значна кількість транспортних засобів переведена на СПГ. При цьому, взято до уваги, що кількість транспортних засобів, які заправляються на одній АГНКС, змінюється у діапазоні від 900 – 1000 одиниць за добу (у таких країнах, як Аргентина, Бразилія, Пакистан) до 50 – 200 в добу (у країнах Західної Європи та США). В Україні передбачається довести зазначений показник до 150 транспортних одиниць за добу на АГНКС, від існуючого - 410.

Прогноз заміщення рідкого моторного палива
стиснутим природним газом
(Графік 53)

Прогноз розвитку системи використання стиснутого газу
як моторного палива (Графік 54)

Використання СПГ у якості моторного палива у сільському господарстві

За даними Міністерства аграрної політики кількість справної сільськогосподарської техніки в Україні на 01.04.2005 р. налічує близько 260 тис. одиниць, з них: 155,9 тис. тракторів; 104,2 тис. вантажних автомобілів.

Прогноз споживання дизельного пального по Україні в цілому на 2005 р. визначено у 6,14 млн.тонн, в тому числі - у сільському господарстві - 1,6 млн.тонн (проти фактичного споживання в 2004 році 1,3 млн.тонн). За оцінками Інституту газу НАН України, в термін до 2010 року можливо переобладнати для роботи за газодизельним циклом 75 тис. од. тракторної техніки.

Реалізація пропозицій щодо збільшення обсягів використання СПГ моторного палива (без урахування потреб села) може зменшити навантаження на ринок нафтопродуктів України у 2010 році на 5,6%, у 2015 році - на 7,8%, у 2030 році - на 14,4%. При цьому, прогнозуються не великі витрати на модифікацію та переоснащення технічних засобів, швидка окупність відповідних проектів.

6.2.7. Використання скрапленого газу (пропан-бутану) у якості моторного палива

В Україні пропан-бутан використовується як моторне паливо у легкових, як правило, приватних автомобілях, з певними економічними вигодами. У балансі споживання пропан-бутану ця частка складає 23,2%, а до обсягів споживання світлих нафтопродуктів - 0,5%.

Структура споживання скрапленого газу в Україні
(2005 рік – 246 тис.тонн) (Графік 55)

Обсяги виробництва пропан-бутанової продукції приблизно у рівних частках розподіляються між підприємствами НАК "Нафтогаз України" та нафтопереробними заводами. Суттєве збільшення цих обсягів можливе за рахунок покращення технології переробки газу та глибини переробки нафти.

Структура виробництва пропан-бутану
у 2005 році в Україні (Графік 56)

У балансі споживання моторного палива частка пропан-бутану у 2030 році досягне 35%, у кількісному виразі ? 367 тис.тонн, що становить 1,2% до обсягів споживання світлих нафтопродуктів в Україні.

Прогнозна динаміка виробництва скрапленого газу
в Україні, тис.тонн (Графік 57)

Отже, реалізація планів використання стиснутого природного газу та пропан-бутану дозволить в 2030 році замістити до 4,5 млн.тонн світлих нафтопродуктів або близько 15% від прогнозованих потреб ринку.

Прогнозна динаміка використання
природного газу, млрд. м3 (Графік 58)

6.2.8. Заходи з реалізації заміщення рідкого моторного палива стиснутим і скрапленим газом

Створити систему адміністративних та економічних важелів для переведення автомобільного транспорту на газове паливо:

передбачити підвищення вимог до якості моторного палива, особливо щодо вмісту шкідливих речовин;

посилити контроль за дотриманням екологічних норм автомобільних викидів;

проводити цінову політику на скраплений та стиснутий газ яка має забезпечувати економічну доцільність переведення транспорту на цей вид палива;

забезпечити розвиток конкуренції на ринках стиснутого і скрапленого газу, зняти бар’єри доступу на ці ринки суб’єктів господарювання, незалежно від підпорядкованості і форм власності.

Розробити регіональні програми переведення транспортних засобів на стиснений та скраплений природний газ.

У комплексі природоохоронних заходів і програм розвитку великих міст, опрацювати та прийняти відповідні рішення, а також преференції щодо заохочення переведення вантажного, комунального та спеціального автотранспорту на газове пальне:

визначити на національному рівні території чи окремі маршрути (курортні зони в Криму і Карпатах, території заповідників, центральна частина Києва, інших великих міст тощо), на яких суттєво обмежити проїзд автотранспорту на нафтовому паливі;

встановити преференції щодо виділення землі, отримання дозволів на будівництво і експлуатацію АГНКС та станцій переобладнання і сервісного обслуговування газобалонних автомобілів;

розробити програми інформаційної підтримки переведення автомобілів на газобалонне паливо в ЗМІ.

Висновки

Україна має розвинуту інфраструктуру нафтогазового комплексу, яка є надійною базою для забезпечення потреб країни у природному газі та продуктах нафтопереробки.

На перспективу країна не може забезпечити потреби у газі та нафті за рахунок власного видобутку, тому близько 20% від обсягу споживання газу і 40% від обсягу споживання нафти задовольнятиметься за рахунок імпорту.

Існуючі транзитні системи газо- і нафтопроводів та їх подальший розвиток є важливим фактором надійності і безпеки енергозабезпечення та євроінтеграції.

Розвиток нафтогазового комплексу та його спроможність забезпечити потреби населення та промисловості в енергетичних продуктах є можливим за умови приведення цін і тарифів на енергоресурси до економічно обґрунтованого рівня.

Потужності діючих газосховищ дають можливість створити стратегічний резерв природного газу для його використання у надзвичайних ситуаціях.

Гарантування безпеки поставок енергетичних продуктів має досягатися через диверсифікацію джерел і маршрутів постачання природного газу в Україну шляхом участі у міжнародних проектах транспортування газу до Європи з Туркменістану, Азербайджану, Ірану та інших країн.

Стабільність функціонування нафтового комплексу передбачається забезпечити шляхом реалізації проекту Євро-Азійського нафтотранспортного коридору та подовженням нафтопроводу Одеса-Броди до Плоцька, розширення системи, а також створення вертикальноінтегрованої нафтової компанії, розширенням можливостей нафтопереробних потужностей України та створенням державного резерву нафтопродуктів.

VII. Пріоритетні напрями та обсяги енергозбереження.
Потенціал розвитку нетрадиційних і
відновлюваних джерел енергії

7.1. Потенціал енергозбереження в Україні

7.1.1. Сучасний стан енергоефективності національної економіки

Висока енергоємність ВВП в Україні є наслідком суттєвого технологічного відставання більшості галузей економіки від рівня розвинутих країн, незадовільної галузевої структури національної економіки, негативного впливу "тіньового" сектора, зокрема, імпортно-експортних операцій, що об’єктивно обмежує конкурентоспроможність національного виробництва і лягає важким тягарем на економіку – особливо за умов її зовнішньої енергетичної залежності. На відміну від промислово розвинутих країн, де енергозбереження є елементом економічної та екологічної доцільності, для України - це питання виживання в ринкових умовах та входження в європейські та світові ринки. Для цього підлягає розв’язанню проблема збалансованого платоспроможного попиту як на внутрішньому так і зовнішньому ринках, а також диверсифікації імпорту паливно-енергетичних ресурсів.

Низька енергоефективність стала одним з основних чинників кризових явищ в українській економіці. В першій половині 90-х років у структурі витрат на виробництво промислової продукції майже втричі зросла вартісна складова енергоресурсів, сягнувши 42% загальних матеріальних витрат на виробництво продукції. Лише з 1997-1999 року в результаті прийнятих на державному рівні заходів та зупинення падіння промислового виробництва, певної стабілізації економіки і послідуючого, починаючи з 2000 року зростання ВВП розпочалось реальне поліпшення енергоефективності економіки. Якщо енергоємність ВВП протягом 1990-1996 рр. зросла на 38,6%, то з 2000 року спостерігалося її істотне зменшення, причому вперше в історії України зростання ВВП було досягнуто за одночасного скорочення споживання первинних паливно-енергетичних ресурсів.

Проте, слід зазначити, що, починаючи з 2002 року, темпи зниження енергоємності ВВП уповільнилися в зв’язку з тим, що в найбільш енергоємних галузях економіки, - металургійній, машинобудівній, хімічній та нафтохімічній, а також у житлово-комунальній сфері динаміка зниження енергоємності валової доданої вартості зазнала негативних змін, обумовлених недопустимо високим ступенем фізичного зносу основних фондів (65-70%), та відповідним підвищенням питомих витрат паливно-енергетичних ресурсів на ряд важливих видів продукції.

Фактор енергозбереження є одним із визначальних для енергетичної стратегії України. Від його рівня залежить ефективне функціонування національної економіки.

Технічний фактор відображає вплив технічного (технологічного) стану та рівня устаткування і обладнання на обсяги споживання енергоресурсів при виробництві продукції (послуг).

Структурний фактор відображає вплив структурних змін у галузевій або міжгалузевій діяльності на обсяги споживання палива та енергії.

На даний час основним фактором зниження енергоємності продукції (послуг) в усіх галузях економіки є формування ефективно діючої системи державного управління сферою енергозбереження. Це дозволить, в першу чергу, удосконалити структуру кінцевого споживання енергоресурсів, зокрема, за рахунок подальшого розширення та поглиблення електрифікації в усіх сферах економіки шляхом заміщення дефіцитних видів палива з одночасним підвищенням ефективності виробництва.

Структура потенціалу енергозбереження (Графік 59)

Технічна (технологічна) складова потенціалу енергозбереження:

підвищення ефективності виробництва (видобутку), перетворення, транспортування та споживання енергоресурсів і відповідно зниження енергоємності продукції та надання послуг за рахунок впровадження новітніх енергоефективних технологій та енергозберігаючих заходів.

Структурна складова потенціалу енергозбереження:

зміна макроекономічних пропорцій в економіці з метою зниження рівнів енергоспоживання;

зменшення питомої ваги енергоємних галузей і виробництв промисловості та транспорту за рахунок розвитку наукомістких галузей і виробництв з низькою енергоємністю та матеріаломісткістю.

У свою чергу структурний та технічний (технологічний) фактори залежать від міжгалузевих та внутрішньогалузевих зрушень в економіці країни.

Загальний потенціал енергозбереження за рахунок технічного (технологічного) та структурного факторів в економіці України у 2030 році за базовим сценарієм розвитку економіки та її сфер складатиме 318,36 млн. т у.п., у тому числі з урахуванням:

галузевого технічного (технологічного) фактора – 175,93 млн. т у.п.;міжгалузевого технічного (технологічного) фактора – 22,13 млн. т у.п.;галузевого структурного фактора – 61,65 млн. т у.п.;міжгалузевого структурного фактора – 58,65 млн. т у.п.

Загальний потенціал енергозбереження
в 2030 році, млн. т у.п. (Графік 60)

За рахунок реалізації потенціалу енергозбереження енергоємність ВВП у 2030 році складе 0,24 кг у.п./грн., що у 2 рази менше сучасного рівня – 0,48 кг у.п./грн. При цьому в 2010 р. енергоємність ВВП прогнозується на рівні 0,37 кг у.п./грн., в 2015 р. – 0,31 і в 2020 р. – 0,28 кг у.п./грн.

Загальний потенціал енергозбереження

Складові енергозбереження	2010	2015	2020	2030
Енергозбереження, млн. т у.п.
За рахунок технічного фактора	66,36	109,81	137,47	198,06
За рахунок структурного фактора	7,94	25,30	54,37	120,30
Разом	74,30	135,11	191,84	318,36
у тому числі:
Паливо, млн. т у.п.
За рахунок технічного фактора	42,85	71,28	95,38	128,42
За рахунок структурного фактора	6,08	20,00	45,31	102,88
Разом	48,93	91,28	140,69	231,30
Електроенергія, млрд. кВтг / млн. т у.п.
За рахунок технічного фактора	44,37/15,75	70,99/24,84	72,45/24,63	108,72/35,88
За рахунок структурного фактора	2,65/0,94	7,88/2,76	13,79/4,69	27,90/9,21
Разом	47,02/16,69	78,87/27,6	86,24/29,32	136,62/45,08
Теплоенергія, млн. Гкал /млн. т у.п.
За рахунок технічного фактора	48,28/7,76	86,24/13,69	112,62/17,46	231,87/33,76
За рахунок структурного фактора	5,71/0,92	16,00/2,54	28,18/4,37	56,41/8,21
Разом	53,99/8,68	102,24/16,23	140,80/21,82	288,28/41,97
Капітальні вкладення, млрд. грн.
За рахунок технічного фактора	30,6	53,7	69,0	102,3
За рахунок структурного фактора	-	-	-	-
Разом	30,6	53,7	69,0	102,3

7.1.2. Оцінка потенціалу енергозбереження за рахунок технічного (технологічного) фактора

Потенціал енергозбереження за рахунок технічного
(технологічного) фактора (Графік 61)

У 2030 р. порівняно з 2005 р. загальна економія паливних ресурсів за рахунок технічного фактора оцінюється в обсязі 128,42 млн. т у.п., електричної енергії – 108,72 млрд.кВтг, теплової енергії – 231,87 млн. Гкал, що в цілому складає 198,06 млн.т у.п.

Обсяги капітальних вкладень на реалізацію галузевих і міжгалузевих енергозберігаючих заходів у період 2006-2030 рр. проти рівня 2005 року оцінюються в таких розмірах: 2010 рік –30,6 млрд. грн.; 2015-й –53,7; 2020-й – 69,0; 2030 рік – 102,3 млрд. грн.

Потенціали галузевого та міжгалузевого енергозбереження за
рахунок технічного (технологічного) фактора (Графік 62, 63)

Обсяги капітальних вкладень на реалізацію потенціалу галузевого
та міжгалузевого енергозбереження за рахунок
технічного (технологічного) фактора (Графік 64)

Обсяг економії енергоресурсів за рахунок
технічного (технологічного) фактора

7.1.2.1. Оцінка потенціалів галузевого енергозбереження за рахунок технічного (технологічного) фактора на період до 2030 року

Одним з найбільш ефективних і масштабних напрямів енергозбереження за рахунок технічного (технологічного фактора), що суттєво впливає на рівень енергоспоживання, є впровадження галузевого енергозбереження за такими основними напрямами:

впровадження нових енергозберігаючих технологій та обладнання;

удосконалення існуючих технологій та обладнання;

скорочення втрат енергоресурсів;

підвищення якості продукції, вдосконалення та скорочення втрат сировини та матеріалів;

заміщення і вибір найбільш ефективних енергоносіїв.

У зв’язку із цим важливого значення набувають питання, пов’язані з впровадженням енергоефективних технологій та обладнання у всіх галузях національної економіки, зокрема:

Металургійна галузь

Заміна технології мартенівської виплавки сталі на технологію конверторної виплавки. Витрати палива на виплавку 1 тонни мартенівської сталі складають 106,6 кг у.п., а конверторної – 5,7 кг у.п. Заміна мартенівського способу виплавки сталі в обсязі 16,4 млн. тонн на рік конверторним способом дозволить скоротити 1,65 млн. т у.п. на рік (понад 1,4 млрд. м3 природного газу).

Впровадження технологій доменної плавки чавуну із вдуванням гарячих відновлюваних газів на холодному технологічному кисні та пиловугільній суміші. Завдяки цим технологіям, при річному обсязі виплавки чавуну 26,4 млн.тонн скорочення споживання природного газу складе понад 2,6 млрд. м3 (100 м3/т чавуну), продуктивність доменної печі підвищиться на 20-25%.

Газова промисловість

Впровадження у газотранспортній системі газоперекачувальних агрегатів з відцентровими нагнітачами з модернізованою конструкцією робочих коліс. Модернізація конструкції робочих коліс нагнітачів дозволить підвищити коефіцієнт корисної дії нагнітачів ГПА на 8-10 %. Газотурбінними та газокомпресорними газоперекачувальними агрегатами газотранспортної системи України на власні потреби споживається близько 8 млрд. м3 природного газу на рік. Впровадження зазначеної технології на діючих ГПА дозволить зменшити щорічні витрати природного газу на власні потреби газотранспортної системи.

Промисловість будівельних матеріалів

Перехід з мокрого способу виробництва цементу на напівсухий та сухий способи виробництва. Це дозволить зменшити енерговитрати близько 0,5 млн. т у.п. на рік, що складе 25% від річного обсягу споживання ПЕР на виробництво цементу.

Переведення заводів підгалузі на випуск пустотілої цегли. Випуск цегли з 30-40% пустотілості забезпечує скорочення витрат природного газу близько 100 млн. м3 на рік, що складає 25% від річного обсягу його споживання.

Сільськогосподарське виробництво

Впровадження енергоефективних технологій обробки землі і підготовки її до посівів, оптимізації структури посівних площ шляхом збільшення неенергоємних культур та зменшення посівів енергоємних культур. Це дає змогу заощадити 15-25% пально-мастильних матеріалів від річного обсягу їх споживання в цій галузі.

Житлово-комунальне господарство

Заміна та модернізація котлів малої потужності (НИИСТУ-5), які на даний час експлуатуються у комунальній теплоенергетиці і мають низький ККД (близько 70%), на сучасні котли з ККД 95%. Це дозволить скоротити річне споживання природного газу у обсязі понад 200 млн. м3. Майже в двічі знизити рівень споживання енергії дозволять заходи з утеплення будинків.

Потенціали галузевого економічно доцільного енергозбереження
за рахунок технічного (технологічного) фактора

Галузь	2010	2015	2020	2030
Паливо, млн. т у.п.
Промисловість – усього	20,98	34,08	49,49	71,16
у тому числі:
електроенергетика	5,46	8,64	12,22	18,5
паливна	3,22	5,61	8,7	11,74
Чорна металургія	8,18	12,95	18,31	25,14
кольорова металургія	0,23	0,48	0,85	1,21
хімічна та нафтохімічна	2,11	3,34	4,7	6,76
машинобудування і металообробка	0,4	0,7	1,09	1,92
будівельних матеріалів	0,42	0,73	1,14	2,13
Легка	0,04	0,08	0,14	0,28
харчова	0,65	1,04	1,49	2,49
інші галузі промисловості	0,27	0,51	0,85	0,99
Сільське господарство	6,13	11,33	14,3	17,97
Будівництво	0,35	0,64	0,81	1,02
Транспорт	5,89	10,88	13,72	17,24
Житлово-комунальне господарство	5,16	9,53	12,04	15,12
Разом	38,51	66,46	90,36	122,51
Електроенергія, млрд.кВтг
Промисловість - усього	13,44	29,73	29,27	54,19
у тому числі:
електроенергетика	2,02	4,46	3,78	6,8
паливна	1,78	3,6	4,12	6,35
Чорна металургія	4,58	10,14	9,4	17,32
кольорова металургія	0,75	1,65	1,61	3,36
хімічна та нафтохімічна	1,02	2,31	2,25	4,17
машинобудування і металообробка	0,93	2,05	2,02	4,92
будівельних матеріалів	0,33	0,86	1,17	2,37
легка	0,12	0,4	0,55	1,07
харчова	0,54	1,25	1,38	2,45
інші галузі промисловості	1,37	3,01	2,99	5,38
Сільське господарство	0,32	0,72	0,7	1,29
Будівництво	0,04	0,1	0,1	0,18
Транспорт	0,3	0,67	0,67	1,24
Житлово-комунальне господарство	3,58	7,88	7,93	14,68
Разом, млрд.кВтг	17,68	39,1	38,67	71,58
Разом, млн. т у.п.	6,28	13,68	13,15	23,62
Теплоенергія, млн. Гкал
Промисловість - усього	19,18	45,97	60,42	139,92
у тому числі:
електроенергетика	0,19	0,50	0,67	1,40
паливна	2,53	5,75	6,58	14,55
чорна металургія	4,99	11,31	14,62	30,93
кольорова металургія	1,05	2,80	3,99	9,79
хімічна та нафтохімічна	3,87	9,01	11,48	26,87
машинобудування і металообробка	1,55	3,82	5,20	12,03
будівельних матеріалів	0,40	1,06	1,51	3,91
легка	0,31	0,87	1,33	3,36
харчова	3,44	8,74	12,14	30,23
інші налузі промисловості	0,84	2,11	2,90	6,86
Сільське господарство	0,00	0,00	0,00	0,00
Будівництво	0,08	0,14	0,17	0,40
Транспорт	0,19	0,21	0,34	0,73
Житлово-комунальне господарство	16,15	18,88	27,14	63,62
Разом, млн. Гкал	35,64	65,20	88,06	204,67
Разом, млн. т у.п.	5,73	10,35	13,65	29,80
Економічно доцільне галузеве технологічне енергозбереження, млн. т у.п.
Разом	50,52	90,49	117,16	175,93
Капітальні вкладення, млрд. грн.
Разом	28,1	50,7	65,8	98,8

Галузеве енергозбереження за рахунок технічного (технологічного) фактора в 2030 р. порівняно з 2005 р. може забезпечити економію 122,51 млн. т у.п. паливних ресурсів, 71,58 млрд.кВтг електричної енергії, 204,67 млн. Гкал теплової енергії, або в цілому 175,93 млн. т у.п.

7.1.2.2. Оцінка потенціалу міжгалузевого енергозбереження за рахунок технічного (технологічного) фактора на період до 2030 року

Міжгалузеве технологічне енергозбереження має досить значний потенціал, проте, його відмінністю від галузевого потенціалу енергозбереження є більш висока економічність – у 2-4 рази.

До основних міжгалузевих заходів слід віднести:

використання сучасних ефективних систем обліку та контролю за витратами енергоресурсів;

використання вторинних енергетичних ресурсів;

впровадження автоматизованих систем керування енергоспоживанням;

використання економічних систем і приладів електроосвітлення;

впровадження сучасних систем і засобів силової електроніки;

вдосконалення систем теплопостачання;

використання сучасних технологій спалювання низькоякісного твердого палива;

вдосконалення структури парку електроприладів у галузях тощо.

Потенціал міжгалузевого економічно доцільного енергозбереження за рахунок технічного (технологічного) фактора до 2030 р. (порівняно з 2005 р.) оцінюється в обсязі 22,13 млн. т у.п., у тому числі палива – 5,91млн. т у.п., електричної енергії – 12,26 млрд.кВтг, теплової енергії – 3,96 млн. Гкал.

Потенціал міжгалузевого економічно доцільного
енергозбереження за рахунок
технічного (технологічного) фактора

Енергоресурс	Одиниця виміру	2010	2015	2020	2030
Економія паливно-енергетичних ресурсів
1. Використання сучасних засобів обліку та контролю за витратами енергоресурсів
Електроенергія	млрд.кВтг	0,39	0,44	0,48	0,52
Теплова енергія	млн. Гкал	1,73	2,66	3,20	3,51
Паливо	млн. т у.п.	0,99	1,09	1,15	1,35
Разом	млн. т у.п.	1,41	1,66	1,81	2,03
2. Розроблення та впровадження автоматизованих систем управління енергоспоживанням
Електроенергія	млрд.кВтг	0,67	0,79	0,84	0,92
Теплова енергія	млн. Гкал	0,47	0,72	0,80	0,90
Разом	млн. т у.п.	0,31	0,39	0,41	0,43
3. Використання економічних систем і приладів електроосвітлення
Електроенергія	млрд.кВтг	4,35	5,22	5,55	6,05
	млн. т у.п.	1,55	1,83	1,89	2,00
4. Впровадження засобів силової електроніки
Електроенергія	млрд.кВтг	18,12	21,73	22,99	25,37
	млн. т у.п.	6,42	7,61	7,81	8,38
5. Удосконалення структури парку електродвигунів в галузях
Електроенергія	млрд.кВтг	3,16	3,71	3,92	4,28
	млн. т у.п.	1,12	1,30	1,33	1,41
6. Використання сучасних технологій спалювання низькоякісного вугілля
Паливо	млн. т у. п.	0,71	0,80	0,82	0,97
7. Вдосконалення систем теплопостачання
Теплова енергія	млн. Гкал	10,44	17,66	20,56	22,79
	млн. т у.п.	1,68	2,80	3,19	3,32
8. Підвищення рівня використання вторинних енергоресурсів
Паливо	млн. т у. п.	2,64	2,93	3,05	3,59
Разом
Економічно доцільне міжгалузеве енергозбереження – всього	млн. т у. п.	15,84	19,32	20,31	22,13
Електроенергія	млрд.кВтг	26,69	31,89	33,78	37,14
	млн. т у.п.	9,47	11,16	11,48	12,26
Теплоенергія	млн. Гкал	12,64	21,04	24,56	27,2
	млн. т у.п.	2,03	3,34	3,81	3,96
Паливо	млн. т у.п.	4,34	4,82	5,02	5,91
Капітальні вкладення
1. Використання сучасних засобів обліку та контролю за витратами енергоресурсів
Електроенергія	млн. грн.	11,8	14,7	16,1	17,4
Теплова енергія	млн. грн.	39,6	47,9	51,8	56,7
Паливо	млн. грн.	14,8	17,4	18,4	20,1
2. Розроблення та впровадження автоматизованих систем управління енергоспоживанням
Електроенергія	млн. грн.	10,9	13,6	14,8	16,4
Теплова енергія	млн. грн.	27,8	33,4	39,2	39,2
3. Використання економічних систем і приладів електроосвітлення
Електроенергія	млн. грн.	16,5	20,1	23,1	24,6
4. Впровадження засобів силової електроніки
Електроенергія	млн. грн.	111,0	139,1	157,9	164,4
5. Удосконалення структури парку електродвигунів в галузях
Електроенергія	млн. грн.	21,8	26,7	32,1	32,4
6. Використання сучасних технологій спалювання низькоякісного вугілля
Паливо	млн. грн.	652,5	773,5	820,6	896,8
7. Вдосконалення систем теплопостачання
Теплова енергія	млн. грн.	1289,5	1551,1	1651,9	1825,4
8.Підвищення рівня використання вторинних енергоресурсів
Паливо	млн. грн.	303,8	362,7	374,2	406,5
Разом
Всього капітальні вкладення	млн. грн.	2500,0	3000,0	3200,0	3500,0
в тому числі:
Електроенергія	млн. грн.	172,08	214,08	243,96	255,24
Теплова енергія	млн. грн.	1356,91	1632,27	1742,84	1921,35
Паливо	млн. грн.	971,01	1153,65	1213,20	1323,41

7.1.3. Оцінка потенціалу енергозбереження за рахунок структурного фактора на період до 2030 року

Загальне енергозбереження за рахунок міжгалузевих і галузевих структурних зрушень в економіці України оцінюється в 2030 році (порівняно з 2005 роком) в обсязі 120,3 млн. т у.п. Заощадження паливних ресурсів становитиме 102,88 млн. т у.п., електроенергії – 27,9 млрд.кВтг, теплоенергії – 56,41 млн. Гкал.

Потенціал енергозбереження за
рахунок структурних зрушень (Графік 65)

Потенціал енергозбереження за
рахунок структурного фактору

Складові енергозбереження	2010	2015	2020	2030
Енергозбереження, млн. т у.п.
Галузеве енергозбереження	3,24	9,83	26,76	61,65
Міжгалузеве енергозбереження	4,70	15,47	27,61	58,65
Разом	7,94	25,30	54,37	120,30
у тому числі:
Паливо, млн. т у.п.
Галузеве енергозбереження	2,98	8,72	25,02	58,54
Міжгалузеве енергозбереження	3,10	11,28	20,29	44,34
Разом	6,08	20,00	45,31	102,88
Електроенергія, млрд.кВтг / млн.т у.п.
Галузеве енергозбереження	-0,15/-0,05	0,45/0,16	0,95/0,32	1,95/0,65
Міжгалузеве енергозбереження	2,80/0,99	7,43/2,60	12,84/4,37	25,95/8,56
Разом	2,65/0,94	7,88/2,76	13,79/4,69	27,90/9,21
Теплоенергія, млн. Гкал / млн.т у.п.
Галузеве енергозбереження	1,92/0,31	6,01/0,95	9,12/1,42	16,96/2,46
Міжгалузеве енергозбереження	3,79/0,61	9,99/1,59	19,06/2,95	39,45/5,75
Разом	5,71/0,92	16,0/2,54	28,18/4,37	56,41/8,21

7.1.3.1. Оцінка потенціалів галузевого енергозбереження за рахунок структурного фактора на період до 2030 року

Виходячи з прогнозу розвитку галузей промисловості України на період до 2030 р., у структурі випуску промислової продукції відносно 2005 р. за базовим сценарієм передбачається скорочення питомої ваги найбільш енергоємних її галузей: електроенергетики – на 2,5%, металургії – на 5,4%, паливної промисловості – на 1,8%, хімічної та нафтохімічної промисловості – на 1,4% при одночасному зростанні часток машинобудування та металообробки на 7,1%, промисловості будівельних матеріалів – на 1,2%, і харчової промисловості – на 3,4%. У структурі випуску валової продукції сільського господарства передбачається зростання питомої ваги виробництва продукції тваринництва.

У цілому енергозбереження за рахунок галузевих структурних зрушень у промисловості, сільськогосподарському виробництві та на транспорті в 2030 році (порівняно з 2005 роком) оцінюється у розмірі 61,65 млн. т у.п., у тому числі паливо – 58,54 млн. т у.п., електроенергія – 1,95 млрд.кВтг, теплова енергія – 16,96 млн. Гкал.

7.1.3.2. Оцінка потенціалу міжгалузевого енергозбереження за рахунок структурного фактора на період до 2030 року

У структурі виробництва валової доданої вартості в галузях економіки України за період з 2005 по 2030 р.р. за базовим сценарієм прогнозується зменшення частки промисловості, як найбільш енергоємної галузі економіки, на 6,8%, сільського господарства – на 2,2%, при зростанні питомої ваги транспорту і зв’язку – на 0,4%, житлово-комунального господарства та галузей соціальної сфери – на 2,0%, інших галузей – на 6,6% та збереженні питомої ваги будівництва.

Впровадження міжгалузевих структурних зрушень дозволить в 2030 році порівняно з 2005 роком заощадити 58,65 млн. т у.п., у тому числі паливних ресурсів – 44,34 млн. т у.п., електроенергії – 25,95 млрд.кВтг, теплової енергії - 39,45 млн. Гкал.

7.2. Політика енергозбереження в Україні, проблеми і перспективи

7.2.1. Проблеми енергозбереження та шляхи їх вирішення

За період 1995-2005 років зниження енергоємності ВВП забезпечувалося здебільшого за рахунок впливу наявного в промисловості структурного фактора. Вартість постійної складової енерговитрат у собівартості продукції зменшувалася пропорційно до зростання обсягів виробництва, внаслідок чого динаміка зростання ВВП у цей період перевищувала динаміку споживання енергоресурсів.

При цьому слід зазначити, що на даний час структурний фактор, як складова потенціалу енергозбереження – в основному вичерпано. Для збереження існуючих темпів зниження енергоємності ВВП (4-6% щороку) необхідно невідкладно задіяти технологічний фактор потенціалу енергозбереження. У разі невжиття кардинальних заходів, відставання показників енергоефективності економіки України від показників розвинутих країн, стане хронічним. Це, в свою чергу, значно ускладнить в коротко- та середньостроковій перспективі конкурентоздатність вітчизняного продукту на світових ринках.

Крім того, на темпи зниження енергоємності ВВП впливають такі чинники:

невідповідність тарифів і цін на енергоресурси витратам на їх виробництво;

економічні ризики, пов’язані з функціонуванням природних монополій;

споживання енергоресурсів за відсутності приладів обліку;

високий рівень втрат енергоресурсів при їх передачі та споживанні;

стан погашення взаємної заборгованості на оптовому ринку електроенергії та інших ринках енергоресурсів;

низький рівень впровадження енергоефективних технологій та обладнання;

високий рівень фізичної зношеності технологічного обладнання в усіх галузях національної економіки.

Виходячи з цього, визначені основні проблеми енергозбереження, які вимагають першочергового розв’язання:

Приведення окремих положень законодавства у сфері енергозбереження у відповідність з економічною ситуацією. Зокрема створення умов економічного стимулювання суб’єктів господарювання до підвищення ефективності використання енергоресурсів.

Шляхом вирішення цієї проблеми є розроблення проектів змін до податкового законодавства в частині обмеження віднесення на валові витрати спожитих суб’єктами господарювання енергоресурсів та встановлення збору за перевитрати енергоресурсів понад норми питомих витрат енергоресурсів.

Удосконалення порядку нормування питомих витрат енергоносіїв - прийняття нової редакції Закону України "Про енергозбереження" – Закону України "Про енергоефективність".

Створення системи нових енергетичних стандартів - прийняття нової редакції Закону України "Про енергозбереження" – Закону України "Про енергоефективність".

Удосконалення системи державної експертизи з енергозбереження - прийняття нової редакції Закону України "Про енергозбереження" – Закону України "Про енергоефективність".

Запровадження обов’язкової статистичної звітності щодо використання енергоресурсів - прийняття нової редакції Закону України "Про енергозбереження" – Закону України "Про енергоефективність".

Створення єдиного механізму державного контролю у сфері енергозбереження і енергоефективності, уникаючи дублювання функцій органів державного управління у цих сферах - прийняття нової редакції Закону України "Про енергозбереження" – Закону України "Про енергоефективність".

Встановлення адекватної юридичної відповідальності юридичних осіб, посадовців та громадян за неефективне використання паливно-енергетичних ресурсів, а саме: підготовка змін до відповідних статей Кодексу України про адміністративні правопорушення щодо збільшення розмірів штрафів за правопорушення у сфері енергозбереження; запровадження фінансової відповідальності юридичних осіб за неефективне використання паливно-енергетичних ресурсів.

Забезпечення переходу до масового застосування та заміни на сучасні приладів обліку споживання енергоресурсів. Існує нагальна необхідність упорядкування оплати за спожиті ресурси споживачами житлово-комунальних послуг, яка на даний час проводиться здебільшого за встановленими нормами, що значно перевищують фактичні обсяги споживання ресурсів;

Шляхом вирішення цієї проблеми є прийняття Закону України "Про комерційний облік ресурсів, передача яких здійснюється мережами".

7.2.2 Механізми фінансування заходів з енергозбереження

Аналіз закордонного досвіду застосування механізмів фінансування заходів з енергозбереження та енергоефективності дозволяє зробити наступні висновки:

Для заохочення енергозбереження або для боротьби з неефективним чи надмірним споживанням енергії використовуються різні схеми оподаткування, які підвищують відносну вартість спожитих енергоресурсів або зменшують відносну вартість застосування нових технологій.

Фінансові стимули використовуються для заохочення реалізації політики енергозбереження шляхом підвищення економічної привабливості відповідних інвестицій та закупівель, або зниження експлуатаційних витрат. Джерелами пільгових кредитів або субсидій є кошти, які надійшли від запроваджених податків і зборів.

Фінансові стимули використовуються в комплексних програмах, які поєднують інтереси державних установ, населення та підприємницьких кіл, і виконують функцію розподілу доходів з урахуванням рівня ефективності використання енергоресурсів.

З урахуванням реального стану економіки України першочерговими заходами з впровадження економічних механізмів енергоефективності є:

встановлення прогресивних норм питомих витрат енергоносіїв у порядку, визначеному законодавством;

запровадження дієвих економічних санкцій за неефективне використання енергоресурсів (підвищена плата, податки, штрафи);

підвищення адміністративної відповідальності за порушення у сфері енергозбереження та енергоефективності.

Після розв’язання зазначених проблем можливе застосування економічних механізмів стимулювання - здешевлення кредитів і звільнення від оподаткування частини прибутку, отриманого за рахунок впровадження енергоефективних та енергозберігаючих технологій.

Основними джерелами надходження коштів для функціонування економічних механізмів стимулювання програм, проектів та заходів з підвищення енергоефективності та енергозбереження є:

кошти державного та місцевих бюджетів отримані від встановлених податків, штрафів та підвищеної плати за енергоресурси;

власні кошти підприємств;

кредитні ресурси;

внутрішні та зовнішні інвестиції.

7.3. Потенціал розвитку нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії

Освоєння нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії (НВДЕ) слід розглядати як важливий фактор підвищення рівня енергетичної безпеки та зниження антропогенного впливу енергетики на довкілля. Масштабне використання потенціалу НВДЕ в Україні має не тільки внутрішнє, а й значне міжнародне значення як вагомий чинник протидії глобальним змінам клімату планети, покращання загального стану енергетичної безпеки Європи. Тому шляхи та напрями стратегічного розвитку НВДЕ в країні повинні сприяти солідарним зусиллям Європейської спільноти у галузі енергетики та відповідати основним принципам Зеленої книги "Європейська стратегія сталої, конкурентоздатної та безпечної енергетики" (Брюссель, 8.3.2006. COM(2006) 105).

Технічно досяжний річний енергетичний потенціал НВДЕ України в перерахунку на умовне паливо становить біля 79 млн. т у.п. Економічно досяжний потенціал цих джерел за базовим сценарієм складає 57,7 млн. т у.п., в тому числі відновлювальних природних джерел енергії - 35,5 млн. т у.п., позабалансових (нетрадиційних) – 22,2 млн. т у.п.

На даний час цей потенціал використовується недостатньо. Частка НВДЕ в енергетичному балансі країни становить 7,2% (6,4% - позабалансові джерела енергії; 0,8% - відновлювальні джерела енергії).

Показники розвитку використання НВДЕ за основними напрямками
освоєння (базовий сценарій), млн. т у.п./рік

Напрями освоєння НВДЕ	Рівень розвитку НВДЕ по роках
	2005	2010	2020	2030
Позабалансові джерела енергії, всього.	13,85	15,96	18,5	22,2
у т.ч. шахтний метан	0,05	0,96	2,8	5,8
Відновлювані джерела енергії, всього, у т.ч.	1,661	3,842	12,054	35,53
Біоенергетика	1,3	2,7	6,3	9,2
Сонячна енергетика	0,003	0,032	0,284	1,1
Мала гідроенергетика	0,12	0,52	0,85	1,13
Геотермальна енергетика	0,02	0,08	0,19	0,7
Вітроенергетика	0,018	0,21	0,53	0,7
Енергія довкілля	0,2	0,3	3,9	22,7
Всього	15,51	19,83	30,55	57,73

Перспективний розвиток НВДЕ в країні, згідно з основаними принципами Зеленої книги, має відбуватися на основі економічної конкуренції з іншими джерелами енергії з одночасним впровадженням заходів державної підтримки перспективних технологій НВДЕ, які відображують суспільний інтерес щодо підвищення рівня енергетичної безпеки, екологічної чистоти та протидії глобальним змінам клімату.

Перспективними напрямками розвитку НВДЕ в Україні є: біоенергетика, видобуток та утилізація шахтного метану, використання вторинних енергетичних ресурсів (ВЕР), позабалансових покладів вуглеводнів, вітрової і сонячної енергії, теплової енергії довкілля, освоєння економічно доцільного гідропотенціалу малих річок України. На базі відновлювальних джерел вагомий розвиток отримують технології одержання як теплової, так і електричної енергії.

На сьогодні найбільш швидкими темпами здатна розвиватись біоенергетика. Очікується, що енергетичне використання всіх видів біомаси здатне забезпечити щорічно заміщення 9,2 млн. т у.п. викопних палив на рівні 2030 року, в тому числі за рахунок енергетичного використання залишок сільгоспкультур, зокрема, соломи – 2,9 млн. т у.п., дров та відходів деревини – 1,6 млн. т у.п., торфу – 0,6 млн. т у.п., твердих побутових відходів – 1,1 млн. т у.п., одержання та використання біогазу – 1,3 млн. т у.п., виробництва паливного етанолу та біодизеля – 1,8 млн. т у.п. Загальний обсяг інвестицій у розвиток біоенергетики складе до 2030 року близько 12 млрд. грн.

Головними напрямками збільшення використання позабалансових джерел енергії є видобуток та утилізація шахтного метану, ресурси якого в Україні є значними. Використання метану для виробництва тепла та електроенергії забезпечить заміщення 5,8 млн. т у.п. первинної енергії на рівні 2030 року, близько 1 млн. т у.п. – на рівні 2010 року, водночас поліпшиться екологічний стан і стан безпеки у вуглевидобуванні.

Поряд з цим, передбачається подальше збільшення використання природного газу малих родовищ, газоконденсатних родовищ і попутного нафтового газу для виробництва електроенергії і тепла. Обсяги видобутку цих ресурсів оцінюються в 200 тис. у.п. у 2005 р. і 830 тис. у.п. у 2030 р.

Передбачається виробництво електроенергії за рахунок надлишкового тиску доменного та природного газів до 1,3 млрд.кВтг у 2030 році. Економічно доцільним є використання горючих газів промислового походження.

Залучення теплоти довкілля за допомогою теплових насосів і термотрансформаторів є одним із найбільш ефективних та екологічно чистих напрямів розвитку систем низькотемпературного теплопостачання, який має значне поширення у світовій енергетиці.

Ресурси акумульованої в довкіллі низькопотенційної теплоти, що можуть використовуватися у теплонасосних системах теплопостачання України, перевищують існуючі та перспективні потреби в тепловій енергії.

Економічно доцільні для використання ресурси низькопотенційної теплоти природного і техногенного походження, що можуть утилізуватися тепловими насосами, оцінюються у 22,7 млн.т у.п. на рівні 2030 року. Передбачається збільшити обсяги використання потенціалу вітроенергетики з 0,018 млн. т у.п. у 2005 році до 0,7 млн. т у.п. у 2030 році. Розвиток вітроенергетики має базуватися на світових досягненнях в цій сфері з врахуванням екологічних вимог і з максимальним використанням вітчизняного науково-технічного і виробничого потенціалу.

В останні роки в світі інтенсивно розвивається сонячна енергетика. В 2005 р. світове виробництво кремнієвих перетворювачів сонячної енергії досягло 1,8 ГВт, а в 2030 р. Європа планує освоїти виробництво 200 ГВт сонячних модулів із значним зниженням вартості виробленої електроенергії. Україна має напрацьовані технології випуску сонячних модулів, які здійснюють перетворення сонячної енергії в електричну з допомогою фотоперетворювачів на основі полікристалічного кремнію, і експортує їх в Європу. Українські компанії при належному фінансуванні можуть за 1-2 роки освоїти серійний випуск крупних партій сонячних фотомодулів, суттєво знизити питомі витрати кремнію і вартість електроенергії.

Мала гідроенергетика є технологічно освоєним способом виробництва електроенергії із невисокою собівартістю. В 2030 році на малих ГЕС планується виробити 3,34 млрд. кВт. Розвиток цього напрямку потребує інвестиційних вкладень біля 7 млрд. грн.

Відповідно до базового сценарію, виробництво електроенергії з використанням інших відновлювальних джерел має збільшитись з 51 млн. кВт у 2005 р. до 2,1 млрд.кВтг у 2030 р.

Загальний обсяг інвестицій у розвиток НВДЕ із заміщенням понад 57 млн. т у.п. складе біля 60,0 млрд. грн. При цьому частка НВДЕ в загальному паливно-енергетичному балансі країни може зрости до 19% на рівні 2030 року.

Очікується швидкий розвиток використання НВДЕ, відповідні технології яких вже освоєні в Україні (позабалансові джерела енергії, пряме спалювання відходів деревини та виробництва сільськогосподарських культур, виробництво низкопотенційної теплової енергії сонячними тепловими установками тощо) і впровадження яких є економічно ефективним.

Для НВДЕ, які потенційно є економічно ефективними, але в країні відсутній достатній для промислового застосування досвід масштабної промислової експлуатації (геотермальна енергетика, використання тепла довкілля, газифікація відходів деревини, рослинних залишків, твердих побутових відходів тощо), передбачається розроблення дослідних зразків в межах "Програми державної підтримки розвитку нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії та малої гідро- і теплоенергетики", для реалізації пілотних проектів і подальшого впровадження таких технологій у промислових масштабах.

Підтримки, перш за все в наданні пільгових інвестицій, потребує розвиток таких НВДЕ, як вітроенергетика, сонячна електроенергетика, переробка відходів тваринництва та птахівництва, каналізаційних стоків з отриманням енергетичного ефекту, мала гідроенергетика, виробництво біопалива тощо.

Розвиток НВДЕ потребує законодавчого створення сприятливих умов інвестування та відповідної державної підтримки розробки та запровадження конкурентноспроможних технологій та зразків обладнання, впровадження їх у виробництво і на їх основі подальшого розширення масштабів використання нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії, забезпечення вільного доступу до електромереж виробникам енергії з НВДЕ.

Висновки

1. Енергозбереження є важливим енергетичним потенціалом держави.

Прогнозований потенціал енергозбереження України складатиме у 2030 році 318,4 млн. т у.п., що майже у 1,5 рази перевищує існуючий рівень споживання первинної енергії. Впровадження заходів технологічного та структурного енергозабезпечення дозволить на 51,3 % зменшити рівень енергоспоживання у 2030 році – з 621 млн. т у.п. за існуючим рівнем енергоефективності, до 302,7 млн. т у. п. за прогнозованим рівнем енергоефективності. Тобто, майже трьохкратне зростання ВВП у період до 2030 року обійдеться зростанням споживання енергії лише у 1,5 рази.

2. З метою досягнення у 2030 році показника енергоємності ВВП на рівні 0,24 кг у.п/грн. необхідно забезпечити щорічні темпи його зниження не нижче 4-6 %.

3. Прогнозується значне зростання частки й абсолютних показників використання відновлюваних і нетрадиційних джерел енергії із додержанням принципових засад Зеленої книги "Європейська стратегія стабільної, конкурентоздатної та безпечної енергетики". На рівні 2030 року розвиток НВДЕ забезпечить заміщення 57,73 млн.т у.п., що складає 19% сумарного рівня споживання первинної енергії.

4. Загалом, прогнозований рівень розвитку НВДЕ забезпечить значний ефект скорочення використання традиційних джерел енергії, викидів шкідливих та парникових газів. Він відповідає кращим показникам, досягнутим у світовій практиці, принципам Зеленої книги щодо перспективного рівня використання НВДЕ у країнах – членах Європейського союзу.

VIII. Загальні екологічні проблеми та шляхи їх розв'язання

Енергетика, яка охоплює процеси виробництва (видобутку), перетворення, транспортування ПЕР, є організаційно складною еколого-економічною та виробничо-технологічною системою, що активно впливає на довкілля. Характерна особливість цього впливу полягає у багатоплановості (одночасний вплив на різні компоненти навколишнього середовища: атмосферу, гідросферу, літосферу, біосферу) та різноманітності характеру впливу (відчуження територій, спотворення ландшафтів, механічні порушення, хімічне та радіоактивне забруднення, теплові, радіаційні, акустичні та інші фізичні впливи). Ці негативні наслідки виявляються не лише в локальному і регіональному, а й у глобальному масштабі. Тому одним з головних завдань функціонування енергетики України та основним напрямом її подальшого розвитку є створення передумов для забезпечення потреб країни в ПЕР за безумовного додержання вимог щодо раціонального використання природних ресурсів, мінімізації негативного впливу на довкілля з урахуванням міжнародних природоохоронних зобов'язань України, соціально-економічних пріоритетів та обмежень.

Стратегічними цілями такої політики визначено такі:

пріоритетність вимог екологічної безпеки, обов’язковість додержання екологічних стандартів та нормативів щодо охорони навколишнього природного середовища та використання природних ресурсів;

значне зменшення і, за можливості, зведення до мінімуму або взагалі часткове припинення техногенного впливу підприємств ПЕК на довкілля і населення за рахунок проведення активної політики, спрямованої на підвищення ефективності використання ПЕР та енергозбереження;

зменшення утворення екологічно шкідливих речовин в процесі виробничої діяльності за рахунок впровадження прогресивних технологій видобутку (виробництва), транспортування та використання ПЕР в усіх галузях ПЕК, закриття підприємств з неприйнятним рівнем екологічної безпеки, реалізації заходів запобіжного характеру щодо охорони навколишнього природного середовища, екологізації матеріального виробництва на основі комплексності рішень у питаннях охорони довкілля та використання природних ресурсів;

зменшення шкідливого впливу на довкілля шляхом локалізації (вловлювання) викидів і скидів з подальшою їх нейтралізацією, складуванням та утилізацією;

зменшення і, за можливості, усунення небезпечних наслідків вже заподіяних екологічно небезпечних впливів підприємств ПЕК на довкілля і населення, що проживає на прилеглих до них територіях.

Досягнення цих цілей необхідно забезпечити за складних умов – за наявності негативної спадщини техногенного характеру, що утворилася внаслідок недостатньої уваги до вирішення екологічних проблем розвитку та функціонування ПЕК країни у минулий період, інтенсивного удосконалення природоохоронного законодавства; відсутності механізмів стимулювання заходів з екологізації підприємств ПЕК, складної економічної ситуації в галузях ПЕК, яка унеможливлює залучення достатніх інвестиційних ресурсів у короткостроковій (до 10 років) перспективі для вирішення завдань екологізації цього сектора економіки.

Зважаючи на ці чинники, стратегія екологізації паливно-енергетичного комплексу виходить, по-перше, з концепції поетапного розроблення та реалізації заходів екологізації залежно від їх вартості, а, по-друге, з принципу пріоритетності заходів, які здійснюються на кожному етапі і визначаються їх екологічною актуальністю та очікуваною еколого-економічною ефективністю.

Виходячи з принципу пріоритетності та економічної доцільності, визначено такі етапи екологізації енергетики.

Перший етап (до 2010 року), протягом якого найбільшу увагу слід приділити реалізації, передусім, мало- і частково середньовитратних заходів екологізації.

Другий етап (2011 – 2020 рр.), упродовж якого мають здійснюватися переважно середньо- і частково високовитратні заходи.

Третій етап (2021 – 2030 рр.), коли стане можливим перехід до застосування найбільш ефективних, але водночас високотехнічних заходів екологізації.

Четвертий етап (після 2030 року), коли, можливо, будуть винайдені та почнуть освоюватися принципово нові екологічно чисті енергоносії та джерела енергії, а також технології її виробництва. При цьому на всіх етапах екологізації ПЕК передбачається реалізація політики максимального енергозбереження та підвищення енергоефективності, без чого необхідні витрати на екологізацію енергетики та забезпечення імпорту ПЕР стануть непід’ємним тягарем для економіки країни.

Важливе значення для екологізації енергетики, визначення пріоритетності та забезпечення контролю за ефективністю реалізації заходів зі зниження та усунення негативного впливу на довкілля має створення у складі державної системи моніторингу навколишнього природного середовища галузевої системи моніторингу обсягів шкідливого впливу на довкілля, інтегрованої у відповідні регіональні системи. Це дозволить отримувати в безперервному режимі достовірні дані щодо обсягів шкідливого впливу підприємств ПЕК на довкілля, здійснювати реальну оцінку ефективності заходів, що вживаються для екологізації підприємств ПЕК.

Енергетичною стратегією відповідно до основних положень Зеленої книги передбачена оптимізація структури енергетики на основі використання енергетичних джерел з низьким рівнем викидів вуглецю, в тому числі поступовий перехід на використання відновлювальних та нетрадиційних джерел енергії.

Енергетичною стратегією передбачено впровадження заходів щодо протидії зміни клімату з одночасним балансом цілей щодо захисту навколишнього середовища, конкурентноздатності та безпеки енергозабезпечення відповідно до Лісабонської угоди.

Напрями екологізації ПЕК

Серед напрямів екологізації ПЕК країни ключовими щодо реалізації є такі:

поліпшення якості вугілля, що використовується ТЕС, поступове впровадження новітніх технологій виробництва тепла й електроенергії, в тому числі за комбінованим циклом, оснащення підприємств ПЕК ефективними засобами уловлення (зниження обсягів) шкідливих речовин, що викидаються в атмосферне повітря тощо;

підвищення ефективності дегазації вугільних родовищ, зниження потенційної небезпеки загазування гірничих виробок, запобігання проявам газодинамічних явищ;

попередження утворення осередків горіння на породних відвалах шляхом покриття відвалів інертними матеріалами, рекультивація тощо;

використання води водних об’єктів відповідно до цілей та умов її надання, запобігання тепловому і хімічному забрудненню поверхневих і підземних вод шляхом суттєвого зменшення теплових і хімічно забруднених скидів підприємств за рахунок удосконалення виробничих технологій, схем водопостачання та очищення стічних вод із використанням екологічно безпечних фільтрувальних та адсорбних матеріалів і реагентів;

впровадження технологій демінералізації високомінералізованих шахтних вод та обґрунтованих норм і режимів скидів слабомінералізованих шахтних вод у річки та водойми; запобігання потраплянню забруднених дренажних вод із насичених токсичними елементами териконів і відвалів у річки, водойми та підземні водні горизонти;

запобігання спотворенню природних ландшафтів та забрудненню земної поверхні твердими відходами видобування і переробки вугілля та золошлаковими відходами котельних і ТЕС, що використовують його;

забезпечення ядерної та радіаційної безпеки ядерно-енергетичних об’єктів;

ліквідація (мінімізація) втрат первинних енергоносіїв (вугілля, нафти, газу та ін.) в процесах їх видобування, переробки, транспортування і споживання шляхом застосування новітніх технологій та обладнання, надійної герметизації відповідних споруд та устаткування транспортних засобів;

зменшення негативного впливу на довкілля певних речовин, які використовуються чи утворюються у процесі виробництва, зокрема, бурових розчинів, що утворюються при бурінні свердловин тощо;

розроблення ефективних технічних засобів та організаційних механізмів з ліквідації негативних екологічних наслідків аварій і катастроф на енергетичних об’єктах;

розроблення та впровадження засобів і систем безперервного моніторингу екологічних показників об’єктів ПЕК;

розвиток відновлюваних і нетрадиційних джерел енергії;

зниження енергоємності продукції й економне витрачання енергоресурсів.

Так, в тепловій енергетиці загальні викиди пилу в атмосферу на рівні 2030 року передбачається знизити на 85,5%, викиди окислів азоту – на 30,5%, а окислів сірки – на 70%, за зростання витрат палива на 85,9%. Значно має зрости рівень утилізації золошлакових відходів у тепловій енергетиці – до 80% - 90%. Передбачається також значне скорочення питомих викидів парникових газів (ПГ) на одиницю ВВП країни, що дозволяє забезпечити помірні темпи зростання цих викидів, які складатимуть у 2010 р. 131,4, у 2015 р. – 140,6, у 2020 р. – 152,6 та у 2030 р. – 179,6 млн.тонн вуглецевого еквіваленту.

Зазначені показники викидів ПГ в Україні суттєво менші, ніж відповідні їх обсяги у 1990 р. (базовий рік за Кіотським протоколом). Це надає Україні значні можливості щодо реалізації проектів спільного впровадження та торгівлі квотами на викиди ПГ.

Такі радикальні зміни в обсягах викидів шкідливих речовин зумовлюють необхідність проведення виваженої політики в питаннях підвищення жорсткості екологічних вимог, рівнів екологічних зборів і штрафів для уникнення ситуації, за якої енергетичні підприємства об’єктивно будуть не в змозі забезпечити виконання нових екологічних вимог. За таких умов необхідність сплати штрафів за невиконання екологічних вимог може унеможливити прибуткову роботу підприємств енергетики країни та збереження прийнятного рівня конкурентоспроможності або спричинити значне зростання цін на їх продукцію, що може призвести до значних соціально-економічних збитків. Тому передбачається поступовість у підвищенні жорсткості екологічних вимог та їх гармонізації з міжнародними стандартами.

Вирішення завдань екологізації енергетики потребує фінансової підтримки реалізації відповідних заходів на загальнодержавному та місцевому рівнях, проведення науково-дослідних, дослідно-конструкторських робіт, впровадження пілотних проектів з освоєння новітніх технологій, налагодження виробництва вітчизняного промислового обладнання, машин і механізмів.

У переліку джерел фінансування таких заходів мають бути збори та штрафи за забруднення довкілля, кошти, отримані за поставлені ПЕР, "гнучкі механізми" скорочення викидів парникових газів, передбачені Кіотським протоколом до Рамкової конвенції ООН про зміну клімату: торгівля квотами на викиди парникових газів та реалізація відповідних проектів спільного впровадження.

З метою забезпечення охорони навколишнього природного середовища та створення прийнятних і безпечних умов життєдіяльності для населення при розробленні та впровадженні програм розвитку галузей ПЕК (теплова, атомна, гідроенергетика, вугільна і нафтогазова промисловість) передбачається впровадження низки організаційних, інженерно-технічних та інших заходів, спрямованих на запобігання виникненню надзвичайних ситуацій техногенного характеру та визначення необхідних обсягів фінансування. При цьому передбачається безумовне дотримання відповідних норм і нормативів під час проектування, будівництва та реконструкції об’єктів ПЕК з урахуванням обсягів допустимого впливу на довкілля, режимів використання й охорони природних ресурсів, моніторингу обсягів шкідливого впливу підприємств ПЕК на довкілля.

Впровадженню нових технологій в енергетичне виробництво з мінімальним впливом на навколишнє середовище відповідно до Зеленої книги сприятимуть ефективні схеми торгівлі викидами, зелені сертифікати та спеціальні тарифи, що будуть опрацьовані в спеціальних програмах та заходах з реалізації Енергетичної стратегії.

Особливу увагу передбачається приділити формуванню громадської думки щодо економії енергоресурсів та підтримки екологічно прийнятного розвитку енергетики країни, яка має стимулювати органи законодавчої та виконавчої влади до прийняття та реалізації відповідних рішень.

Висновки

Реалізація головних напрямів екологізації ПЕК, які передбачається здійснити до 2015-2020 рр., дозволить істотно зменшити техногенне навантаження підприємств галузі на довкілля і, тим самим, покращити його стан за умов суттєвого зростання обсягів виробництва продукції галузями ПЕК, сприяти виконанню Україною узятих міжнародних зобов’язання щодо захисту навколишнього природного середовища, поступовому досягненню європейських норм і нормативів щодо граничних рівнів шкідливого впливу на нього підприємств ПЕК.

IX. Гарантування енергетичної безпеки

Енергетична безпека є невід’ємною складовою економічної і національної безпеки, необхідною умовою існування і розвитку держави. У сучасному розумінні гарантування енергетичної безпеки - це досягнення стану технічно надійного, стабільного, економічно ефективного та екологічно прийнятного забезпечення енергетичними ресурсами економіки і соціальної сфери країни, а також створення умов для формування і реалізації політики захисту національних інтересів у сфері енергетики.

Головними цілями забезпечення енергетичної безпеки в Україні є:

надійне забезпечення енергетичними ресурсами потреб національної економіки і населення в об’єктивно необхідних обсягах;

надійне та ефективне функціонування і розвиток галузей і підприємств паливно-енергетичного комплексу;

забезпечення на державному рівні соціальної спрямованості енергетичної політики щодо енергозабезпечення населення та працівників ПЕК;

зменшення шкідливого впливу від діяльності об’єктів ПЕК на навколишнє середовище й населення відповідно до внутрішніх та міжнародних вимог.

Головні принципи діяльності суб’єктів енергетичної безпеки у сфері енергетики:

пріоритет прав людини та верховенство права;

баланс інтересів особи, суспільства, національного господарства і держави, їх взаємна відповідальність та адекватність заходів захисту їх інтересів реальним і потенційним загрозам в енергетичній сфері;

пріоритет вітчизняних цінностей у галузях енергетики та пов’язаних з нею сферах.

Важливим для енергетичної безпеки країни є питання власності енергетичних об’єктів. У державній власності необхідно зберегти атомні та гідроелектростанції, підземні сховища газу, магістральні і міждержавні електромережі, нафто-, газопроводи та диспетчерське управління ними.

Потрібно вдосконалювати управління та регулювання енергетики на засадах чіткого розмежування функцій органів виконавчої влади, що має створити відповідні умови і правила функціонування об’єктів ПЕК, запровадити справедливу конкуренцію на ринках енергоносіїв і на цих засадах збалансувати інтереси держави, енергетичних компаній та споживачів енергоресурсів.

Нинішній рівень енергетичної безпеки України за багатьма її складовими є незадовільним. Головними чинниками цього є:

надвисока енергоємність споживання енергетичних продуктів у галузях економіки і соціальній сфері;

значна частка імпорту в балансі енергоспоживання з переважною часткою імпорту із однієї країни природного газу, ядерного палива, нафти;

нераціональна структура паливно-енергетичних балансів (ПЕБ) країни;

зниження ефективності виробництва і транспортування енергетичних продуктів;

високий рівень шкідливого впливу об’єктів енергетики на навколишнє середовище.

Головні напрями енергетичної політики України з точки зору забезпечення енергетичної безпеки:

підвищення надійності та ефективності енергопостачання, забезпечення ефективного та сталого розвитку паливно-енергетичного комплексу;

зменшення рівня енергетичної залежності країни шляхом збільшення видобутку (виробництва) і споживання власних енергоносіїв, диверсифікації зовнішніх і внутрішніх джерел енергопостачання, максимального залучення потенціалу енергозбереження;

підвищення рівня безпеки населення від надзвичайних ситуацій техногенного характеру;

підвищення рівня безпеки, стійкості та живучості енергетичних об’єктів з метою запобігання екологічним катастрофам та зменшення рівня техногенного впливу енергетичних об’єктів на довкілля;

забезпечення входження України в енергетичні ринки Європи та світу;

вдосконалення та розвиток сфери загального забезпечення та підтримки розвитку галузей ПЕК (нормативно-правова база, науково-технічне й інформаційне забезпечення й ін.).

Реалізація напрямів політики підвищення рівня енергетичної безпеки, надійності та ефективності енергопостачання, сталого розвитку галузей ПЕК має забезпечуватися шляхом:

здійснення структурних змін у виробництві та споживанні енергоресурсів з покращенням структури виробництва та зменшенням частки енергоємних виробництв;

оптимізації паливно-енергетичного балансу країни та контролю динаміки внутрішніх енергетичних ринків з дотриманням принципу диверсифікації внутрішнього енергоспоживання;

розроблення і впровадження високоефективних технологій та устаткування для виробництва, транспортування, розподілу і споживання енергоресурсів;

стимулювання енергозбереження та впровадження економічних санкцій щодо неефективного споживання паливно-енергетичних ресурсів;

широке застосування систем обліку та засобів регулювання споживання енергетичних ресурсів в усіх галузях економіки та в комунально-побутовій сфері;

формування енергозберігаючого світогляду у суспільстві;

забезпечення необхідного рівня державних стратегічних запасів ПЕР і затвердження порядку їх розподілу у випадку серйозних порушень в інфраструктурі забезпечення споживачів;

послідовне скорочення рівня витрат енергетичних ресурсів на базі використання високих технологій;

розвиток вітчизняного машинобудування та приладобудування, проектних і будівельно-монтажних комплексів ПЕК;

створення системи гарантій раціонального використання природних ресурсів на засадах дотримання національних інтересів країни та збереження ресурсів для майбутніх поколінь.

Головними заходами щодо зниження рівня енергетичної залежності країни є:

підвищення рівня власного виробництва ПЕР (за рахунок зростання обсягів їх видобутку, зменшення абсолютного рівня імпорту, ефективного та оптимального енергоспоживання);

диверсифікація джерел зовнішнього постачання ПЕР (природний газ, нафта, ядерне паливо), забезпечивши не менш 3 джерел постачання по кожному виду енергоресурсів з 25 - 30% забезпеченням від загального обсягу;

закріплення стратегічного положення України в міжнародній системі транспортування енергоносіїв та забезпечення гідної участі України в світових енергетичних ринках та в реалізації міжнародних енергетичних проектів;

забезпечення внутрішньої енергетичної незалежності (запобігання монопольному становищу на внутрішніх ринках ПЕР, формування рівних конкурентних умов діяльності, створення державних стратегічних запасів ПЕР, вдосконалення нормативно-законодавчої бази, здійснення державного контролю).

Заходи з підвищення рівня фізичної безпеки, стійкості і живучості енергетичних об’єктів та забезпечення екологічної прийнятності енергетики:

підвищення якості палива та зменшення шкідливих викидів ТЕС;

вирішення проблем поводження з відпрацьованим ядерним паливом та радіоактивними відходами АЕС;

дотримання діючих нормативів та правил у процесі проектування, будівництва і експлуатації об’єктів ПЕК, проведення моніторингу безпеки об’єктів;

залучення України до розроблення та впровадження ядерних реакторів нового покоління з необхідним рівнем внутрішньої безпеки;

збільшення обсягів виробництва електроенергії за рахунок відновлюваних джерел енергії, в енерговиробництві з новітними технологіями та обладнанням;

поступове введення еколого-економічних механізмів компенсації екологічного збитку, заподіяного об’єктами енергетики навколишньому середовищу;

запобігання можливим екологічним катастрофам в ядерній енергетиці та підвищення рівня ядерної безпеки (комплекс заходів);

створення умов і ресурсів для локалізації та ліквідації аварій або надзвичайних ситуацій;

максимальне використання вітчизняного науково-технічного потенціалу в галузях ПЕК.

Забезпечення соціальної стабільності у сфері енергетики:

поліпшення надійності і якості енергопостачання населення; підвищення реальної платоспроможності домашніх господарств та оптимізація і стабілізація тарифів на енергоресурси для населення;

законодавче і нормативне забезпечення захисту прав та інтересів споживачів ПЕР, їхньої взаємної відповідальності з постачальниками енергії;

утворення і збереження робочих місць у галузях ПЕК шляхом реформування системи зайнятості;

впровадження механізмів стимулювання безпечних умов праці на виробництві та підвищення відповідальності керівників об’єднань і підприємств за охорону праці.

Аналіз впливу сценаріїв та варіантів енергетичного балансу на різні складові енергетичної безпеки дозволяє виділити такі пріоритети розвитку ПЕК на найближчий та перспективний періоди часу. Розвиток економіки має забезпечити необхідні кошти для відповідного розвитку енергетики і гарантування енергетичної безпеки. Пріоритетне спрямування коштів на підвищення енергоефективності дозволить знизити потреби в енергоресурсах (а звідси – частку імпорту в енергоспоживанні) і рівень забруднення навколишнього середовища. У паливному балансі пріоритет слід надати вугіллю, але при цьому необхідно вирішити соціальні та екологічні проблеми галузі. Разом з тим, потрібно збільшувати видобуток нафти та газу разом з диверсифікацією їх імпорту. В балансі електроенергії такої залежності не буде, якщо буде забезпечена прогнозована частка її виробництва на ТЕС та АЕС з подальшим нарощенням обсягів виробництва енергії з відновлювальних і нетрадиційних джерел. При цьому необхідно впроваджувати екологічно чисті технології спалювання вугілля, підвищувати безпеку АЕС та збільшувати участь України у проектах диверсифікації виробництва та постачання ядерного палива.

Для успішного входження України на європейські та світові енергетичні ринки необхідно забезпечити співставність рівнів внутрішніх та європейських (світових) цін на ПЕР, підвищити рівень ефективності ПЕК, зміцнити діючий оптовий ринок електричної енергії, створити дієві енергетичні ринки палива на принципах їх поетапної лібералізації та дерегуляції, забезпечити екологічну прийнятність енерговиробництва. Необхідними діями в цьому напрямі є також забезпечення відповідності енергетичної політики країни принципам Європейської Енергетичної Хартії та гармонізація нормативно-законодавчої бази, використання існуючих і пошук нових можливостей кооперації на взаємовигідних засадах з постачальниками та споживачами ПЕР, формування ситуацій системної взаємозалежності між ними та Україною.

Зовнішньополітична та зовнішньоекономічна діяльність державних органів в енергетичній сфері потребує визначення пріоритетів міжнародного співробітництва, посилення присутності України та підвищення її ролі у міжнародному розподілі праці на підґрунті реалізації наявного потенціалу економіки держави, започаткування створення та реалізації високотехнологічних розробок, спрямованих на забезпечення енергетичного суверенітету не тільки в нашій країні, але й в інших країнах з енергозалежною економікою.

Провідним напрямом таких змін державної зовнішньої політики в енергетичній сфері має стати послідовний перехід до розроблення та реалізації конкретних проектів економічної спрямованості в рамках участі України в роботі міжнародних організацій, опрацювання на таких засадах дієвих механізмів поглиблення процесів європейської та євроатлантичної інтеграції.

Першочерговими заходами з підвищення рівня енергетичної безпеки країни мають стати:

розроблення комплексу заходів щодо введення в дію та реалізації Енергетичної стратегії України на період до 2030 року;

розроблення стратегічних положень щодо реформування економіки та соціальної сфери країни з урахуванням цін на паливно-енергетичні ресурси, що відповідають європейським і світовим рівням;

розроблення перспективних паливно-енергетичних балансів країни із суттєвим зменшенням у них часток природного газу, нафти та нафтопродуктів;

укладання стратегічних договорів щодо імпорту природного газу та нафти;

проведення ремонтів та реконструкції об’єктів енергетики з метою забезпечення необхідного рівня їх фізичної безпеки і мінімізації небезпек техногенного характеру для населення і довкілля;

продовження робіт щодо забезпечення інтеграції Об’єднаної енергетичної системи України до європейських енергосистем;

розроблення та реалізація нової редакції програми енергозбереження України;

розроблення програми скорочення обсягів споживання природного газу в економіці та соціальній сфері України;

розроблення та реалізація комплексу заходів з диверсифікації джерел імпорту природного газу, нафти та ядерного палива в Україну;

розроблення та реалізація Програми створення стратегічного запасу нафти і нафтопродуктів;

розроблення програм і заходів за напрямками розвитку галузей ПЕК;

розроблення короткострокового до 2010 року комплексу заходів для реалізації визначених стратегією цілей енергетичної безпеки України.

Реалізація зазначених заходів з модернізації і розвитку національної енергетики має сприяти, покращенню показників енергетичної ефективності як основи підвищення рівня енергетичної незалежності. Згідно з даними про обсяги виробництва ВВП та споживання первинних ПЕР енергоємність валового внутрішнього продукту зменшуються (у цінах 2005 р.) з 0,48 кг у.п./грн. у 2005 році до 0,24 кг у.п./грн. у 2030 році, або вдвічі. Якщо наразі українська економіка за показниками ефективності використання енергоресурсів поступається розвинутим країнам у 2,5-3 рази, то за рахунок впровадження передбачених Енергетичною стратегією заходів на кінець прогнозованого періоду відставання не перевищуватиме 25-30%. Така ефективність використання енергоресурсів забезпечить конкурентоспроможність української продукції на внутрішньому та світових ринках.

У зв’язку з необхідністю впровадження в Україні внутрішніх цін на енергоресурси, що відповідають їх світовим рівням, прогнозуються радикальні зміни в структурі та обсягах споживання первинних ПЕР. Очікуються значні скорочення обсягів споживання природного газу, стабілізація обсягів використання нафтопродуктів за одночасного значного зростання обсягів споживання вугілля та ядерного палива. За результатами дії цінових факторів споживання природного газу в економіці та соціальній сфері України скоротиться до обсягів, які переважно можуть бути забезпечені за рахунок внутрішніх джерел (власний видобуток газу, метан вугільних родовищ, газ промислових процесів і ін.). За кінцевим результатом з урахуванням видобутку газу українськими компаніями за межами України частка газу в структурі споживання первинних ПЕР зменшується від 41% у 2005 р. до 20% у 2030 р. зі значним зменшенням його імпорту для власних потреб. При цьому, частка імпортованих ПЕР у структурі первинних енергоресурсів, що споживаються в Україні, зменшується від 54,5% у нинішньому стані до 11,7% на кінець зазначеного періоду, що дозволить забезпечити енергетичну безпеку країни.

X. Фінансове забезпечення розвитку
паливно-енергетичного комплексу

Реалізація стратегічних завдань розвитку паливно-енергетичного комплексу, впровадження масштабних заходів з розвитку, технічного оновлення і модернізації основних фондів, а також послідовне впровадження конкурентних відносин у ПЕК та на суміжних ринках здійснюватиметься шляхом удосконалення цінової і тарифної політики через впровадження економічно-обгрунтованого рівня цін і тарифів на енергоносії.

Ціни і тарифи на енергетичних ринках України мають відшкодовувати економічно обгрунтовані витрати на виробництво, транспортування і постачання енергоносіїв, забезпечувати ефективне функціонування та розвиток енергетичних об’єктів, стимулювати залучення вітчизняних та іноземних інвестицій, а також впровадження енергозберігаючих технологій, нетрадиційних та відновлювальних джерел енергії.

Середньо- та довгострокові тенденції ціноутворення в ПЕК визначатимуться відповідно до:

зміни ринкових цін на газ, вугілля, уран та нафту на світових ринках;

динаміки інвестиційної складової у структурі ціни на енергоносії та наближення вартості робочої сили у структурі витрат виробників до середньоєвропейських норм;

розвитку конкурентного середовища на ринках електроенергії і нафти та запровадження конкурентних ринків природного газу, вугілля і тепла.

Протягом наступних 2-5 років відбуватиметься поступове наближення ціни на електроенергію, газ природний та нафтопродукти до рівня цін на лібералізованих ринках ЄС.

Розвиток та функціонування паливно-енергетичного комплексу потребує значних інвестиційних ресурсів (базовий сценарій, ціни 2005 р.): до 2030 р. – 1045,0 млрд. грн., з яких:

млрд. грн.

Напрями фінансування	2006 – 2010	2011 – 2020	2021 – 2030	2006 – 2030
Усього у тому числі:	158,2	431,0	455,9	1045,0
Теплова енергетика	16,7	75,8	90,9	183,4
Гідроенергетика	2,8*	5,6	10,6	19
Розвиток електричних мереж	13,2	43,8	25,9	82,9
Ядерна енергетика	11,6**	79	117,6	208,2
Розвиток відновлювальних джерел виробництва електроенергії (без ГЕС)	1,1	3,0	3,0	7,1
Ядерно-паливний цикл	4,0	13,3	4,4	21,7
Вугільна промисловість	42,4	87,9	91,4	221,7
Нафтогазовий комплекс	65,6	122,6	112,1	300,3

* - без урахування Ташлицької ГАЕС;

** - з урахуванням інвестицій на введення Ташлицької ГАЕС-700 млн.грн.

В електроенергетиці – 500,6 млрд. грн.:

модернізація, реконструкція, підвищення безпеки діючих АЕС, поводження з ВЯП та РАВ – 27,0 млрд. грн.;

подовження терміну експлуатації АЕС – 11,7 млрд. грн.;

введення в експлуатацію нових атомних енергоблоків, Ташлицької ГАЕС та виведення з експлуатації блоків, які відпрацювали проектний та продовжений термін експлуатації – 169,5 млрд. грн.;

підтримка потужностей у тепловій енергетиці за рахунок продовження терміну експлуатації діючих енергоблоків, завершення реалізації пілотних проектів з реконструкції енергоблоків ТЕС, виведення зношених і введення нових потужностей – 16,7 млрд. грн.;

комплексна реконструкція ТЕС з введенням нових енергоблоків та консервація енергоблоків, експлуатація яких є недоцільною – 166,7 млрд. грн.;

реконструкції діючих і введення нових потужностей ГЕС, ГАЕС (без урахування ТГАЕС– 0,7 млрд.грн, фінасування якої здійснюватимется за статею “Ядерна енергетика”) - 19,0 млрд. грн.;

модернізація та розвиток електричних мереж з урахуванням заходів щодо інтеграції Об’єднаної енергосистеми України до енергосистем країн Європи – 82,9 млрд. грн.;

розвиток відновлюваних джерел енергії для виробництва електроенергії – 7,1 млрд. грн.

У ядерно-паливному комплексі – 21,7 млрд. грн.:

виробництво цирконієвого та уранового виробництва, забезпечення виробництва уранового концентрату до рівня повного забезпечення потреб АЕС – 20,4 млрд. грн.;

будівництво заводу з фабрикації ядерного палива – 1,3 млрд. грн.

Для організаційного і науково-дослідницького забезпечення ефективного розвитку електроенергетики доцільним є створення національного інжинірингового центру енергетики.

У вугільній галузі – 221,7 млрд. грн. (48,0 млрд. грн. за рахунок бюджету, що підлягають щорічному уточненню при його формуванні):

технічне переоснащення виробництва – 76,3 млрд. грн.;

капітальне будівництво – 82,8 млрд. грн.;

закриття шахт (реструктуризація) – 9,1 млрд. грн.;

утримання гірничорятувальних служб і галузевих інститутів – 4,0 млрд. грн.;

поточні ремонти та заміна обладнання – 49,5 млрд. грн.;

У нафтогазовому комплексі – 300,3 млрд. грн.:

відновлення газотранспортної системи України, зокрема, трубопроводів та газоперекачувальних агрегатів – 92,4 млрд. грн.;

будівництво нових потужностей ГТС для забезпечення зростання надходження природного газу – 47,0 млрд. грн.;

капітальний ремонт та реконструкція основного обладнання магістральних нафтопроводів - 9,1 млрд. грн.;

будівництво нових нафтопроводів – 3,5 млрд. грн.;

модернізація обладнання та будівництво нових потужностей нафтопереробних заводів – 26,8 млрд. грн.;

геологорозвідувальні роботи та видобування нафти і газу – 103,5 млрд. грн.;

формування інфраструктури для забезпечення стратегічного запасу нафти і нафтопродуктів – 7,5 млрд. грн.;

створення стратегічного запасу нафти і нафтопродуктів – 10,5 млрд. грн.

Фінансування розвитку галузей ПЕК передбачається за рахунок:

оптимізації цінової і тарифної політики та доведення інвестиційної складової тарифу на енергоносії з врахуванням цільової надбавки до рівня, що забезпечує достатню інвестиційну привабливість проектів;

законодавчого запровадження прискореної амортизації основних фондів ПЕК, забезпечивши при цьому цільове використання амортизаційного фонду;

залучення коштів від реструктуризації та погашення боргових зобов’язань минулих років учасників енергоринку відповідно до Закону України "Про заходи, спрямовані на забезпечення сталого функціонування підприємств паливно-енергетичного комплексу" від 23.06.2005 р. № 2711-IV;

державних коштів відповідно до обсягів, визначених чинним законодавством та бюджетом розвитку на відповідний рік;

вдосконалення бюджетної, податкової, рентної політики, зокрема, визначення частки прибутку та рентних платежів на інновацію, що сприятиме стабілізації фінансового стану підприємств та активізації інвестиційної політики в паливно-енергетичному комплексі;

розширення залучення зовнішніх кредитних ресурсів та інвестицій, зокрема, для реалізації програми інтеграції Об’єднаної енергосистеми України до ЄС.

Важливим чинником фінансового забезпечення розвитку ПЕК має стати створення умов для збільшення доходності та підвищення рівня капіталізації прибутку енергетичних підприємств, ліквідація субсидування інших галузей економіки і соціальної сфери за рахунок галузей ПЕК. Необхідно посилити державний контроль за одержанням, використанням та поверненням кредитів іноземних банків та міжнародних фінансових організацій.

Обсяги фінансових ресурсів на відповідні періоди (рік, 5 років) визначатимуться та коригуватимуться щорічними балансами фінансових ресурсів з уточненням джерел їх фінансування у відповідності з чинним законодавством.

Визначити як обов’язкову умову надання фінансів недержавним підприємствам збільшення державної частки їх акцій відповідно до обсягів фактично витрачених державних ресурсів.

Витрати на розширення експорту до країн Європи, враховуючи розвиток та реконструкцію обладнання електричних мереж згідно із світовою практикою доцільно здійснювати за рахунок кредитів під майбутні поставки, оскільки це не призводить до збільшення внутрішніх цін на електроенергію.

Для НВДЕ, впровадження яких є ефективним та технології використання яких освоєно в Україні (позабалансові джерела енергії, пряме спалювання відходів деревини та виробництва сільськогосподарських культур, виробництва низькопотенційної теплової енергії установками сонячного гарячого водопостачання тощо), фінансування має забезпечуватися власниками підприємств (реінвестування прибутку підприємств, використання з цією метою амортизаційних відрахувань, кредитів тощо).

Фінансування розвитку НВДЕ.

Для НВДЕ, які потенційно є ефективними, але в країні немає достатнього досвіду їх експлуатації (геотермальна енергетика, використання тепла довкілля, технології піролізу відходів деревини та виробництва сільськогосподарських культур, твердих побутових відходів тощо), має передбачатися фінансування за рахунок грантів міжнародних фондів, цільового державного та місцевого бюджетів в обсягах, що визначатимуться відповідними законодавчими актами та державним бюджетом тощо. Впровадження таких технологій після їх освоєння у промислових масштабах передбачається за рахунок інвестицій власників відповідних підприємств.

Для НВДЕ, впровадження яких є можливим лише за підтримки на загальнодержавному чи місцевому рівнях (вітроенергетика, очищення і переробки відходів тваринництва та птахівництва, каналізаційних стоків з отриманням енергетичного ефекту, мала гідроенергетика, виробництво біопалива, сонячна енергетика, зокрема, на базі кремнієвих фотоперетворювачів сонячної енергії тощо), передбачається реалізація механізмів надання інвестиційних субсидій у порядку, визначеному законодавством. Цей порядок повинен передбачити підстави та критеріїї визначення отримувачів державної підтримки у цій сфері.

Необхідні обсяги фінансування основних напрямків розвитку НВДЕ надано в розділі 7.3. Потенціал розвитку нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії.

Джерелом фінансування заходів екологізації мають стати платежі та штрафи за забруднення довкілля і за використання ПЕР, реалізація передбачених Кіотським протоколом механізмів торгівлі квотами на викиди та проектів спільного впровадження в обсягах, що визначаються відповідними законодавчими актами та державним бюджетом.

XI. Державне управління та регулювання
паливно-енергетичним комплексом

Існуюча система управління в паливно-енергетичному комплексі формувалась спонтанно, діяла переважно в інтересах окремих груп впливу і є недосконалою. Внаслідок цього держава втратила контроль над активами в енергетиці, відбувся відтік професійних кадрів та зниження рівня науково-технічного забезпечення галузей ПЕК.

Державне управління та регулювання ПЕК має відповідати організаційно-функціональній побудові галузі. Запланований стратегією розвиток і реформування енергетики потребує чіткого визначення та розмежування функцій державного управління та регулювання, а також уникнення впливу природних монополій на прийняття рішень відповідними державними органами.

Ключовими суб’єктами державного управління паливно-енергетичним комплексом є Кабінет Міністрів України, галузеві міністерства і відомства: Міністерство палива та енергетики України і Міністерство вугільної промисловості, Державний комітет ядерного регулювання України, Національне агентство України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів.

До повноважень Кабінету Міністрів України, як вищого органу управління, належить виконання Законів України у сфері ПЕК, затвердження енергетичної політики та умов управління державними енергетичними активами, удосконалення системи управління ПЕК. До повноважень міністерств слід віднести безпосереднє державне управління у галузях відповідно до затверджених Кабінетом Міністрів України засад.

Окремі повноваження щодо управління в енергетиці, пов’язані з розміщенням енергетичних об’єктів і формуванням соціально значимих тарифів, можуть делегуватися відповідним органам місцевого самоврядування.

Державне регулювання діяльності суб’єктів природних монополій та суміжних ринків в електроенергетичній, газовій і нафтовій галузях здійснюється Національною комісією регулювання електроенергетики (НКРЕ) та Міністерством будівництва, архітектури та житлово-комунального господарства (у сфері теплопостачання). Основним завданням Комісії є регулювання відносин між учасниками енергетичних ринків на засадах недискримінаційності та ефективності їх роботи.

Державне регулювання підприємницької діяльності здійснюється шляхом:

формування та забезпечення реалізації єдиної державної політики щодо розвитку і функціонування відповідних ринків;

формування цінової і тарифної політики на ринках, які перебувають у стані природної монополії та контроль за конкурентним ціноутворенням в галузях;

забезпечення рівних можливостей доступу споживачів на відповідні ринки;

запобігання монополізації та сприяння конкуренції на ринках, суміжних до ринків, які перебувають у стані природної монополії;

збалансування інтересів суб’єктів енергетичних ринків та споживачів товарів і послуг цих ринків;

захисту прав споживачів товарів і послуг суб’єктів природних монополій та суміжних ринків щодо отримання товарів і послуг належної якості за економічно обґрунтованими цінами;

ліцензування діяльності учасників відповідних ринків і контролю за виконанням ліцензійних умов суб’єктами підприємництва.

НКРЕ здійснює в установленому порядку перегляд умов ліцензування підприємницької діяльності із формуванням кваліфікаційних вимог до керівників підприємств, створює системи моніторингу ліцензованої діяльності, визначає механізм припинення дії ліцензій.

Основними завданнями Національного агентства України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів є: проведення єдиної державної політики у сфері використання енергетичних ресурсів та енергозбереження; забезпечення збільшення частки нетрадиційних та альтернативних видів палива у балансі попиту та пропонування енергоносіїв; створення державної системи моніторингу виробництва, споживання, експорту та імпорту енергоносіїв, удосконалення системи обліку та контролю за споживанням енергетичних ресурсів; забезпечення функціонування єдиної системи нормування питомих витрат енергетичних ресурсів у суспільному виробництві.

Контроль за технічним станом об’єктів, режимами енергоспоживання, дотримання вимог безпеки здійснюють відповідні державні інспекції, а також відповідні комісії з питань техногенно-екологічної безпеки та надзвичайних ситуацій, функції і повноваження яких слід чітко регламентувати законами й іншими нормативно-правовими актами для того, щоб забезпечити баланс інтересів громадян, держави і власників енергетичних об’єктів.

Основні напрями стратегічного розвитку енергозабезпечення регіонів країни, що підлягають розв’язанню органами місцевого самоврядування:

Освоєння економічно досяжних регіональних (місцевих) покладів горючих копалин, вторинних енергетичних ресурсів, нетрадиційних і поновлюваних джерел енергії, потенціалу енергозбереження та забезпечення розвитку власних децентралізованих джерел генерації електро- та теплоенергії з досягненням необхідного рівня енергетичної та екологічної безпеки;

ліквідація дефіциту котельно-пічного палива для комунально-побутової сфери та населення;

ліквідація та попередження виникненню монополізму та забезпечення справедливої конкуренції у сфері постачання енергетичних ресурсів регіональним споживачам та ін.

Для реалізації зазначених напрямків розвитку місцеві (регіональні) органи розробляють та затверджують у встановленому порядку відповідні програми.

Для належної організації державного управління регіональним енергозабезпеченням передбачається законодавче врегулювання повноважень та сфер відповідальності центральних та регіональних органів влади, органів місцевого самоврядування у питаннях економічного, технологічного та господарського управління загальнодержавними і регіональними системами енергозабезпечення.

XII. Структура власності

У 2005 році відносини власності в паливно-енергетичному комплексі були недостатньо впорядкованими та систематизованими, оскільки об’єкти ПЕК перебувають у державній, комунальній та приватній власності, а також у спільній власності приватних осіб і держави.

Електроенергетична галузь

Основними виробниками електричної енергії є чотирнадцять потужних теплових, вісім гідравлічних та чотири атомні електростанції.

У тепловій електроенергетиці одинадцять електростанцій входять до складу чотирьох акціонерних енергогенеруючих компаній з державною часткою акцій понад 70%, які підпорядковані Національній акціонерній компанії “Енергетична компанія України”, а три електростанції належать приватній компанії.

Вісім гідравлічних електростанцій об’єднує державна акціонерна гідрогенеруюча компанія "Укргідроенерго", чотири АЕС – Національна атомна енергогенеруюча компанія "Енергоатом".

Транспортування електричної енергії від енергогенеруючих до енергопостачальних компаній магістральними електромережами, а також функції диспетчерського управління Об’єднаною енергетичною системою України забезпечує Національна енергетична компанія "Укренерго", до складу якої входять вісім регіональних електроенергетичних систем.

Згідно із Законом України "Про електроенергетику" гідравлічні і атомні електростанції, а також магістральні та міждержавні мережі не підлягають приватизації.

Передачу електричної енергії розподільчими мережами здійснюють 43 постачальники за регульованим тарифом, з яких 15 є акціонерними енергопостачальними компаніями з державною часткою акцій понад 50%, корпоративне управління якими здійснює Національна акціонерна компанія "Енергетична компанія України" в межах пакетів акцій, що залишилися в державній власності.

Потребують законодавчого врегулювання питання:

щодо можливості залучення коштів недержавних інвесторів, що вкладаються як прямі інвестиції на незворотній основі у будівництво державних об’єктів, що не підлягають приватизації;

щодо можливості приватизації ТЕЦ.

взаємовідносин держави з приватизованими енергетичними компаніями щодо енергозабезпечення регіонів, залучення інвестицій та бюджетних коштів на розвиток енергетики, захисту прав споживачів.

Атомна промисловість

У промисловості ядерно-паливного циклу України функціонують чотири основних державних підприємства уранового і цирконієвого виробництва та науково проектний інститут "УкрНДІпромтехнолія". На їх базі, з метою координації робіт щодо забезпечення АЕС власним ядерним паливом, передбачається створення державного виробничого об’єднання.

Вугільна промисловість

Останнім часом у вугільній промисловості України дещо посилилися процеси, пов’язані з трансформацією форм власності і, перш за все, вугледобувних підприємств. Проте, через низьку інвестиційну привабливість підприємств, а також непослідовну державну політику в галузі та відсутність досконалого механізму реформування форм і відносин власності, відсутність їх правового забезпечення роздержавлення шахт і розрізів не відповідає ринковим вимогам і перетворенням, які відбуваються у національній економіці. У вугільній промисловості функціонують 167 вугледобувних підприємств з різними формами власності, однак, державна власність є домінуючою - її частка складає 93%.

Структура власності діючих
вугледобувних підприємств (Графік 66)

З урахуванням досвіду високоефективної роботи недержавних вугільних шахт, у тому числі і у складних гірничо-геологічних умовах, передбачається розширення практики роздержавлення підприємств галузі шляхом приватизації незалежно від рівня їх рентабельності. При цьому визнається доцільним вартість майна (державного пакета акцій) збиткових шахт і розрізів знижувати без обмежень аж до безоплатної його передачі у власність під зобов’язання покупця щодо розвитку та фінансового оздоровлення підприємства, заздалегідь регламентувати у договорі продажу-купівлі майна (контрольного пакета акцій) підприємства умови його державної фінансової підтримки на увесь післяприватизаційний період, а також умови і джерела фінансування закриття шахт після вичерпання запасів вугілля в межах гірничого відводу.

Нафтогазовий комплекс

Відповідно до Указу Президента України від 25.02.98 № 151/98 "Про реформування нафтогазового комплексу України" та на виконання постанови Кабінету Міністрів України від 25.05.98 № 747 "Про утворення НАК "Нафтогаз України" до статутного фонду Компанії передано:

ДАТ "Чорномонафтогаз" – 100 % акцій статутного фонду;

ВАТ "Укртранснафта" – 100% акцій статутного фонду;

ВАТ "Укрнафта" – 50%+1 акція статутного фонду.

Згідно з постановою Кабінету Міністрів України від 08.09.04 № 1162 до НАК "Нафтогаз України" передано пакет акцій ЗАТ "Укртатнафта" у розмірі 43% статутного фонду.

Для транспортування нафти використовується державне майно, яке не підлягає приватизації або передачі в оренду згідно із чинним законодавством (магістральні нафтопроводи, споруди на них) та у користування НАК “Нафтогаз України”.

Три нафтопереробні підприємства – ВАТ "Лисичанськнафтооргсинтез", ВАТ "Херсоннафтопереробка" і ВАТ "Лукойл-Одеський НПЗ" повністю приватизовані, державний пакет акцій ВАТ "НПК Галичина" (Дрогобицький НПЗ) і ВАТ "Нафтохімік Прикарпаття" (Надвірнянський НПЗ) становить, відповідно, 25% і 26%.

Державна частка в статутному фонді ЗАТ "Укртатнафта" становить з боку України – 43,054%, державний пакет акцій ЗАТ "Укртатнафта" передано до статутного фонду НАК "Нафтогаз України".

Виходячи зі світового досвіду та чинного законодавства приватизація нафтогазових компаній здійснюється цілісним майновим комплексом шляхом продажу державою акцій Компанії за грошові кошти під інвестиційні зобов’язання із збереженням у державній власності пакета акцій не менше 50%+1 акція.

Враховуючи виняткове значення для України об’єктів транзиту нафти і газу, державне управління ними повинно гарантувати дотримання національних інтересів та забезпечення стратегічних завдань їх розвитку.

Магістральні нафтогазопроводи, підземні сховища газу повинні залишитись у державній власності.

Подальший розвиток галузі має забезпечити: нарощування виробничих потужностей підприємств, що входять до її складу та підвищення їх ліквідності; максимально ефективне використання закріпленого за цими підприємствами майна; здійснення єдиної державної політики щодо технічного оснащення нафтогазопроводів і споруд на них та забезпечення їх вогне-, вибухо- та екобезпеки.

Підходи до приватизації об’єктів ПЕК

З урахуванням того, що Програму приватизації об’єктів електроенергетики затверджено Кабінетом Міністрів України ще у 1998 році, виникає необхідність корекції певних її положень із запровадженням поетапного підходу до питань приватизації:

перший етап, який триватиме приблизно півтора року (до 2008 року), передбачає розроблення концепції приватизації об’єктів паливно-енергетичного комплексу з одночасним визначенням (підтвердженням) переліку об’єктів що не підлягають приватизації та відповідним законодавчим забезпеченням її реалізації, зокрема, врегулювання питань щодо форм власності малих ГЕС та ТЕЦ;

другий етап передбачає розроблення та узгодження програми приватизації за галузями паливно-енергетичного комплексу та практичну приватизацію об’єктів;

третій етап, що передбачає здійснення ревізії об’єктів, які заборонені до приватизації, та коригування їх переліку з урахуванням можливості застосування способів, альтернативних до конкурсного продажу державних пакетів акцій.

Метою приватизації об’єктів ПЕК залишається підвищення ефективності функціонування підприємств, але на відміну від кампаній з приватизації, що відбулися у 1998 – 2000 роках, основний акцент ставиться на побудові інноваційної моделі приватизації, застосування якої дозволить залучити кошти недержавних інвесторів.

Для об’єктів паливно-енергетичного комплексу необхідно застосовувати такі способи приватизації, які б дозволяли спрямувати кошти від приватизації (у повному обсязі чи частково) безпосередньо на реалізацію інвестиційних проектів. Це можливо тільки за умови законодавчого закріплення альтернативних способів приватизації (викуп на конкурсних засадах додаткової емісії акцій акціонерних товариств, створених у процесі корпоратизації, створення нових господарських товариств на базі цілісних майнових комплексів підприємств за участю інвестора, застосування механізмів концесії, оренди та лізингу, а також вдосконалення процедури конкурсного продажу акцій у напрямку створення дієвого механізму, насамперед спрямованого на дотримання інвестором інвестиційних зобов’язань щодо приватизованих компаній згідно з стратегічними напрямами розвитку ПЕК у цілому).

З урахуванням того, що паливно – енергетичний комплекс є базовим елементом економіки України і визначає рівень її розвитку, приватизація об’єктів ПЕК має проводитися на засадах індивідуального підходу до кожного об’єкта з точки зору обрання найбільш доцільного для цього об’єкта способу приватизації.

Для забезпечення умов ефективної приватизації об’єктів паливно – енергетичного комплексу на першому етапі необхідно:

підвищити фінансово-економічну стабільність функціонування підприємств;

удосконалити систему державного регулювання діяльності суб’єктів господарювання і посилити контроль за виконанням умов ліцензійної діяльності та умов договору приватизації;

науково-правове забезпечення захисту інтересів держави та прав споживачів при приватизації та подальшому функціонуванні об’єктів ПЕК;

завершити створення прозорої та справедливої системи ціноутворення і визначити порядок перегляду цін та тарифів.

Реформування відносин власності в ПЕК

Реформування відносин власності в енергетиці має на меті забезпечення надійного та ефективного функціонування підприємств.

Приватизація в енергетиці може здійснюватись через:

публічне розміщення акцій енергокомпаній на фондовому ринку;

реалізацію контрольного пакета акцій стратегічному інвестору з окремим обґрунтуванням при приватизації конкретних об’єктів енергетики.

Аналіз досвіду зарубіжних країн свідчить, що приватизація підприємств ПЕК через стратегічного інвестора не вирішує ключові проблеми галузі. Інвестиції в енергетику є надто капіталоємними та тривалими у часі, що робить їх уразливими щодо політичних, економічних, технологічних та інших ризиків. Такі обставини зумовлюють проблематичність залучення значних приватних інвестицій.

Одним з варіантів реформування є створення публічних акціонерних компаній. Ключовою вимогою та ознакою такої компанії є прозорість її діяльності. Крім того, обов'язковою умовою діяльності публічної акціонерної компанії є вільний обіг її акцій на фондовому ринку. Джерелом залучення інвестиційних коштів такою компанією є випуск різноманітних фінансових інструментів (додаткові акції, облігації тощо).

Зважаючи на світовий досвід, публічні акціонерні компанії в ПЕК України доцільно створювати у сферах діяльності природних монополій (наприклад, транспортування електроенергії і газу), а також у сфері особливих державних інтересів (наприклад, комбіноване виробництво електроенергії і тепла для населення, зберігання природного газу).

У країнах, де законодавчо не заборонено приватизацію магістральних нафтогазових трубопроводів, атомних електростанцій у цих секторах енергетики також створюються публічні компанії.

Передумовами створення публічних акціонерних компаній в енергетиці мають стати: розвиток національного фондового ринку, інтегрованого з відповідними міжнародними ринками, а також прийняття закону про основи функціонування публічних акціонерних компаній.

Закон має, насамперед, визначити сфери діяльності таких компаній у ПЕК. Крім того, закон має встановити вимоги до створення та функціонування компаній такого роду. Вимоги щодо створення мають встановлювати мінімально допустимі розмір статутного фонду, та кількість акціонерів і максимально допустимий обсяг акцій в одного акціонера, передбачати обов'язок публічного розміщення акцій, визначати порядок призначення керівних органів компанії (наприклад, шляхом конкурсного відбору) тощо.

До засад функціонування публічних акціонерних компаній, які передбачаються законом, належать вимоги до прозорості діяльності компанії, зокрема щодо необхідності оприлюднення інформації про своїх акціонерів, у тому числі реальних власників акцій, що слугуватиме важливим фактором підтвердження надійності компаній, а також сприятиме зростанню довіри до них з боку населення. Крім того, публічна акціонерна компанія має періодично оприлюднювати свою бухгалтерську звітність, результати незалежної аудиторської перевірки та іншу інформацію, пов'язану з фінансово-господарською діяльністю, наприклад, інформацію про розмір винагороди посадових осіб компанії, допущені нею порушення та покарання за них тощо.

З огляду на стратегічну роль енергетики в життєдіяльності країни, створення публічних акціонерних компаній у цій сфері доцільно розпочинати лише після забезпечення належних законодавчих та організаційних умов їх функціонування. Створення публічних акціонерних компаній має стати одним з основних напрямків реформування відносин власності в ПЕК.

Для забезпечення належних умов функціонування об’єктів ПЕК, що мають стратегічне значення для держави, передбачається врегулювання на законодавчому рівні питань виконання інвестиційних зобов’язань, ліцензійних умов та повернення об’єктів в державну власність при порушеннях вищезазначеного.

XIII. Інтеграція до Європейського Союзу
(законодавче та нормативно-правове забезпечення,
розвиток енергетичних ринків і лібералізація відносин у ПЕК)

Елементи інтеграції в енергетиці:

Адаптація законодавства та відповідні інституційні перетворення;

Інтеграція мереж та уніфікація стандартів.

Адаптація законодавства України до законодавства ЄС є міжнародним зобов’язанням, передбаченим Угодою про партнерство і співробітництво між Україною та європейськими співтовариствами (далі – УПС) від 14 червня 1994 року. Відповідно до ст. 51 п.1 УПС Україна зобов’язується наближувати чинне та майбутнє законодавство до законодавства Співтовариства у пріоритетних сферах.

Адаптація енергетичного законодавства визначена пріоритетною сферою відповідно до Закону України "Про загальнодержавну програму адаптації законодавства України до законодавства Європейського Союзу" від 18 березня 2004 року.

Адаптація українського законодавства до енергетичного законодавства ЄС має сприяти створенню конкурентних енергетичних ринків України, інтегрованих до європейських ринків. Створення таких ринків базується на засадах:

забезпечення надійності постачання енергоносіїв;

розширення конкуренції відповідно до принципів свободи руху товарів, послуг, капіталу та робочої сили;

забезпечення охорони навколишнього середовища та цивільного захисту у сфері техногенної безпеки.

Адаптація законодавства України за напрямами

Електрична енергія та природний газ

Правове регулювання електроенергетичної та газової галузей ЄС спрямовано на вдосконалення існуючого оптового ринку електроенергії та створення конкурентного ринку природного газу.

Ринки мають забезпечити повну лібералізацію відносин у сфері постачання природного газу та електроенергії (у країнах-членах ЄС до 1 липня 2007 року усім споживачам, з урахуванням побутових, має бути забезпечено право вибору постачальника)

Правова основа створення енергетичних ринків:

Директива 2003/54/ЄС від 26 червня 2003 р. Європейського Парламенту та Ради стосовно спільних правил для внутрішнього ринку електроенергії, яка скасовує Директиву 96/92/ЄС;

Директива 2003/55/ЄС від 26 червня 2003 р. Європейського Парламенту та Ради стосовно спільних правил для внутрішнього ринку природного газу, яка скасовує Директиву 98/30/ЄС;

Регламент Ради ЄС 1228/2003 від 26 червня 2003 р. про умови доступу до мереж для транскордонних перетоків електроенергії;

Рішення Європейського Парламенту та Ради ЄС 1229/2003/ЄС від 26 червня 2003 р. про правила для транс’європейських енергетичних мереж.

Адаптація законодавства України в частині створення ринків природного газу та розвитку ринку електроенергії має передбачати такі основні засоби та механізми утворення ринку:

- створення умов для діяльності незалежного регулятора ринків, який регулює відносини між учасниками ринків;

- створення умов для незалежної діяльності операторів з транспортування та розподілу електричної енергії і природного газу;

- запровадження регульованого (на основі встановлених регулятором однакових незалежно від форм власності та недискримінаційних тарифів) доступу до засобів транспортування та розподілу електроенергії і природного газу;

- запровадження справедливих, прозорих та недискримінаційних соціальних зобов’язань енергетичних компаній щодо надання послуг і захист найбільш незахищених категорій споживачів;

- створення умов для розвитку внутрішніх та міждержавних електричних мереж та газопроводів з метою забезпечення надійності функціонування енергетичних ринків, здійснення експортно-імпортних операцій та транзиту електроенергії та газу.

Нафтова галузь

Адаптація енергетичного законодавства України до енергетичного законодавства ЄС у сфері нафтової галузі полягає у досягненні безпеки поставок і забезпеченні надійності функціонування енергосистеми шляхом прийняття законодавчих актів, якими передбачатимуться заходи щодо:

створення та підтримання резервів нафти та нафтопродуктів на рівні, достатньому для забезпечення внутрішнього споживання протягом не менше 90 днів;

створення уніфікованого порядку обліку та використання резервів нафти та нафтопродуктів;

розроблення плану дій, що має застосовуватися у випадку виникнення ускладнень у постачанні сирої нафти і нафтопродуктів;

створення умов для надійної роботи внутрішніх і міждержавних нафтопроводів, здійснення транзиту нафти;

створення або визначення компетентного органу з необхідними повноваженнями на випадок виникнення труднощів у постачанні сирої нафти чи нафтопродуктів;

визначення порядку проведення міждержавних консультацій та забезпечення координації національних заходів у разі виникнення кризової ситуації на ринку нафти та нафтопродуктів.

Основними актами ЄС у цій сфері є:

Директива Ради ЄЕС 68/414/ЄЕС від 20 грудня 1968 р. про введення зобов’язань країн-членів ЄЕС підтримувати мінімальні резерви сирої нафти та/ або нафтопродуктів;

Директива Ради 98/93/ЄС від 14 грудня 1998 р. про внесення змін до Директиви 68/414/ЄЕС.

Вугільна галузь

Регулювання вугільної галузі в ЄС спрямовано на впорядкування та зменшення державних субсидій на видобування вугілля, а також на встановлення прозорих цін на ринку з метою досягнення ринкових умов функціонування галузі, зокрема, через створення належних умов для конкуренції.

Основними документами у цій галузі є:

- Регламент Ради ЄС 1407/2002 від 23 липня 2002 р. про державну допомогу вугільній промисловості;

- Регламент Ради ЄС 405/2003 від 27 лютого 2003 р. щодо моніторингу імпорту Співтовариством вугілля з третіх країн.

Адаптація українського законодавства у цій галузі потребує прийняття законодавчих актів, спрямованих на:

- визначення видів державної допомоги, які надаються вугільній галузі, а також умов та термінів їх надання виключно законами України;

- створення системи моніторингу надання та використання державної допомоги і моніторингу експорту та імпорту вугілля.

Ядерна енергетика

Правове регулювання відносин у ядерній галузі є одним з найрозвинутіших у межах європейського енергетичного права. Основу такого регулювання складають:

- Римський Договір про Європейське співтовариство з атомної енергії (Євратом) 1957 року;

- статути Агенції Євратому з постачання від 6 листопада 1958 р.;

- правила Агенції Євратому з Постачання ЄС з ядерної енергетики від 11.05.1960 щодо способу врівноваження попиту та пропозиції на уранову руду, вихідні матеріали та спеціальні матеріали, що розщеплюються;

- Директива Ради 92/3/Євратом від 3 лютого 1992 р. про нагляд та контроль за перевезенням радіоактивних відходів між країнами-членами, а також їхнім ввезенням до ЄС та вивезенням з нього;

- Регламент Ради (Євратом) 1493/93 від 8 червня 1993 р. щодо перевезень радіоактивних речовин між країнами-членами.

Ядерне законодавство України значною мірою відповідає вимогам європейського законодавства внаслідок реалізації численних міжнародних угод, учасником яких є Україна.

Адаптація українського законодавства у цій сфері потребує прийняття законодавчих актів, спрямованих на:

- підтвердження відповідності продукції, що постачається на підприємства атомної енергетики;

- залучення та використання фінансових ресурсів для зняття з експлуатації АЕС та передачі на довгострокове зберігання/захоронення радіоактивних відходів (далі – РАВ);

- впровадження санітарних норм і правил для АЕС;

- спорудження сховищ відпрацьованого ядерного палива (далі – ВЯП) та РАВ;

- продовження терміну експлуатації АЕС;

- забезпечення кредитування будівництва нових об’єктів ядерно-енергетичного комплексу (далі – ЯЕК);

- виконання процедур підготовки і передачі на захоронення РАВ підприємств ЯЕК;

- остаточного захоронення РАВ у глибинних геологічних формах;

- поводження з ВЯП після його довгострокового безпечного зберігання.

Відновлювані джерела енергії, енергозбереження та охорона навколишнього середовища

Правове регулювання у цій сфері розвивається за двома напрямками: зменшення енергоємності та розвиток відновлювальних джерел енергії. Основними правовими актами, які регулюють відповідні відносини, є такі:

- Директива Європейського Парламенту та Ради ЄС 2001/77/ЄС від 27 вересня 2001 р. про сприяння виробництву електроенергії з відновлювальних джерел енергії (на внутрішньому електроенергетичному ринку);

- Директива 2004/8/ЄС Європейського Парламенту та Ради від 11 лютого 2004 р. про сприяння спільному виробництву тепла й електроенергії (когенерації) на основі корисного теплового навантаження на внутрішньому енергетичному ринку та внесення змін до Директиви 92/42/ЄЕС;

- Директива 2002/91/ЄС Європейського Парламенту та Ради від 16 грудня 2002 р. про енергоефективність будівель.

Адаптація українського законодавства у цій сфері потребує прийняття законодавчих актів, спрямованих на:

- створення умов для збільшення використання відновлювальних джерел енергії, зокрема, через забезпечення доступу електроенергії з відновлювальних джерел до електричних мереж за прийнятними цінами, встановлення спеціальних тарифів, спрощення адміністративних процедур надання дозволу на будівництво "відновлюваних" електростанцій тощо;

- надання преференцій для розвитку (реабілітації) ресурсної бази для НВДЕ, зокрема, полікристалічного кремнію для виробництва фотоперетворювачів сонячних модулів, біомаси, шахтного метану тощо.

- підвищення енергоефективності та покращення надійності постачання енергетичних продуктів шляхом створення правових рамок для заохочення та розвитку високоефективної когенерації, тобто одночасного виробництва теплової та електричної енергії;

- фінансове, правове та організаційне стимулювання використання енергоефективних матеріалів і технологій у соціальній сфері та різних галузях економіки, насамперед транспорті, будівництві та інших;

- організаційна, правова і фінансова підтримка можливого використання промислових і побутових відходів, перш за все енергоємних, як металолом, відходи будівельних матеріалів, склотари тощо.

- створення недискримінаційних умов для виробництва енергії з різних відновлювальних джерел.

Зважаючи на досвід країн Центральної Європи щодо адаптації енергетичного законодавства, її наслідком має стати зміна таких ключових засад функціонування енергетики:

Монополізм - конкуренція;

Державне управління - державне регулювання;

Центральне планування - лібералізація;

Державна власність - приватна власність.

Адаптацію національного законодавства доцільно здійснювати з урахуванням особливостей, якими характеризувався процес приведення у відповідність з вимогами європейського права (насамперед, директив) законодавства країн-членів ЄС, а саме:

- з урахуванням існуючих відмінностей у функціонуванні та правовому регулюванні різних сегментів енергетики, а також існуючих особливостей їх оподаткування, фінансування, корпоративного управління, охорони навколишнього природного середовища тощо;

- врахування положень права ЄС та внесення змін до діючих і розроблення нових нормативно-правових актів, спрямованих на досягнення визначеної мети.

Адаптація енергетичного законодавства та подальше реформування ПЕК, насамперед у сфері лібералізації енергетичних ринків, повинні проводитись лише в тому випадку, коли очікувані вигоди перевищуватимуть можливі втрати.

З метою вдосконалення розробки та адаптації енергетичного законодавства до законодавства ЄС доцільно централізувати виконання зазначених функцій, а також вирішити питання фінансового, кадрового і організаційного забезпечення такої діяльності.

Інтеграція мереж та уніфікація стандартів

Енергетичні мережі України тісно пов’язані з відповідними мережами країн ЄС.

Інтеграція нафто- та газопроводів з європейськими мережами забезпечується тим, що вони значною мірою використовуються для транзиту енергоносіїв з Росії та інших країн у напрямку ЄС. Використання транзитного потенціалу газопроводів становить близько 70%, а нафтопроводів – не більше 50%. Зважаючи на це, можна стверджувати, що нафто- та газопроводи є достатньо інтегрованими з мережами країн-членів ЄС.

Основне завдання щодо інтеграції електроенергетики стосується міждержавних і магістральних електромереж.

До 1993 року ОЕС України працювала в енергосистемі "МИР" у паралельному режимі з енергосистемами Польщі, Угорщини, Словаччини та Чехії, Болгарії та Румунії, які на цей час здійснили відповідні до директив ЄС заходи і увійшли до європейської енергосистеми UCTE.

З 2001 року Об’єднана енергосистема України працює у паралельному режимі з енергосистемами Російської Федерації, Молдови та країн Балтії.

З липня 2002 року частина української енергосистеми, так званий "Острів Бурштинської ТЕС", працює у паралельному режимі з об’єднаною енергосистемою Європи UCTE.

Сприятливим фактором щодо інтеграції української енергосистеми є збереження практично всіх електроліній колишньої системи "МИР". Виняткову роль в цьому плані відіграє електропідстанція 400 кВ "Мукачеве" через яку енергосистеми Румунії, Словаччини і Угорщини з’єднані не лише з ОЕС України, але і між собою (та з UCTE).

Для інтеграції ОЕС України до системи UCTE та створення технічних умов для реалізації прогнозованих обсягів експорту електроенергії необхідно:

- визначити рівень технологічних стандартів і умов паралельної роботи ОЕС України з європейською енергосистемою;

- визначити терміни та джерела фінансування заходів з введення додаткових регулюючих потужностей, підвищення стійкості, режимної керованості та безпечності електропостачання в аварійних режимах шляхом проведення повної реконструкції систем первинного регулювання ОЕС, в тому числі систем автоматичного регулювання енергоблоків ТЕС та ГЕС для доведення їх швидкодії до нормативу ЄС, впровадження системи автоматичного регулювання частоти і потужності та реконструкції обладнання електричних мереж для підвищення їх пропускної спроможності, використання регулюючого потенціалу електроспоживачів – регуляторів частоти і потужності в системі;

- визначити і встановити прозорі і стабільні засади податкової, амортизаційної політики щодо суб’єктів, які безпосередньо забезпечують реалізацію технічних планів інтеграції з UCTE.

- забезпечити на державному рівні зовнішньополітичну підтримку заходів щодо інтеграції української енергосистеми.

За умови активізації роботи за цим напрямом, враховуючи сучасний технічний та фінансовий стан галузі, а також власний досвід та досвід країн Центральної Європи, що вже пройшли цей шлях, практична інтеграція ОЕС України до об’єднаної енергосистеми ЄС можлива у 2009 – 2010 роках. Першочерговим завданням має стати розроблення концепції інтеграції об’єднаної енергосистеми України до UCTE та деталізованого плану заходів, спрямованого на її реалізацію.

XIV. Науково-технічне та кадрове забезпечення

Паливно-енергетичний комплекс характеризується високою наукоємністю технологічних процесів, тому ефективність його роботи визначається інтелектуальним рівнем кадрового складу, який забезпечує науковий супровід та наукову підтримку всіх напрямків виробничої діяльності, що здійснюється галузевою наукою. При цьому мають вирішуватися проблемні питання, виконуватися науковий супровід впровадження у виробництво перспективних розробок та новітніх технологій, формуватися перспективи розвитку ПЕК.

Однак, наразі провідна роль науки майже у всіх секторах ПЕК значною мірою втрачена. Припинено виконання важливих наукових, науково-технічних (НТР) та дослідно-конструкторських робіт (ДКР), спрямованих на модернізацію існуючого та створення і впровадження у виробництво нового обладнання, розроблення і освоєння нових технологій. При цьому загальні обсяги фінансування НТР та ДКР у розрахунку на одного виконавця у 50-80 разів нижчі ніж у провідних країнах світу, а порівняно з Росією – у 3 рази. Відтік кадрів і, в першу чергу, молоді, суттєво змінив кадровий склад науково-технічної сфери і призвів його до недопустимого старіння. Енергетична галузь вже підійшла практично до межі, за якою йде фізичний розпад робочої сили, її нездатність не лише до розвитку, а й до простого самовідтворення. Явно недостатнім є рівень інформаційного забезпечення. Критичним є стан наявного парку наукових приладів і обладнання. Необґрунтоване коригування законодавчої бази призвело до припинення фінансування галузевої науки та практичного вилучення її із процесу функціонування і розвитку ПЕК. Втрачено систему підготовки, перепідготовки інженерно-технічних працівників і спеціалістів провідних професій, втрачається зв’язок між поколіннями на виробництві.

Для відтворення досягнутого в докризовий період рівня науково-технічного забезпечення ПЕК та його подальшого підвищення за вимогами світового науково-технічного поступу необхідно здійснити невідкладні і перспективні багатопланові заходи, основними з яких є такі:

поступове значне збільшення фінансування НТР, що виконуються державними науковими закладами згідно з пріоритетними напрямками розвитку галузей ПЕК. Започаткування нових форм організації НТР і впровадження їх результатів шляхом створення мережі вітчизняних інноваційно-технологічних та інформаційно-аналітичних і консультаційних центрів, залучення до роботи провідних науковців і фахівців;

розвиток системи підготовки кадрів, в тому числі, наукових кадрів вищої кваліфікації, що відповідає вимогам та пріоритетам розвитку галузей ПЕК. Організація мережі підготовки менеджерів для сфери науки і інновацій в енергетиці;

розвиток матеріально-технічної бази, оснащення сучасним обладнанням та приладами науково-дослідних інститутів та центрів енергетичного профілю, створення центрів для роботи на унікальних стендах, в т.ч. на основі міжнародної кооперації, що дасть можливість для вивчення та використання світового досвіду розвитку техніки і технологій в енергетичних галузях, зокрема в напрямках пошуку нових джерел і методів отримання енергії;

ефективне планування та координація діяльності з науково-інженерної та проектно-конструкторської підтримки;

відтворення систем підготовки та перепідготовки спеціалістів основних професій у галузях ПЕК, впровадження системи навчання персоналу та його атестації з питань цивільного захисту у сфері техногенної безпеки;

виконання вітчизняними організаціями робіт науково-інженерної спрямованості за окремими напрямками діяльності з розвитку ПЕК;

розширення участі України у виконанні міжнародних наукових і науково-технічних програм, активізація діяльності в міжнародних енергетичних організаціях. Поступове просування до більш складних організаційних форм міжнародної кооперації. Створення на базі провідних українських організацій міжнародних енергетичних науково-технічних центрів, перш за все для розв’язання проблемних питань розвитку ПЕК і енергоефективності;

забезпечення державної підтримки розповсюдження інформації щодо нових перспективних вітчизняних проектів, розробок і технологій серед світового співтовариства з метою розширення їх впровадження в Україні та за кордоном;

формування сучасних технологій підготовки і прийняття політичних та економічних рішень у сфері енергетики, впровадження нових форм співпраці уряду і законодавчої влади з науковими та громадськими організаціями і професійними асоціаціями, інформаційно-аналітичними та консультаційними центрами. Забезпечення активної участі наукових установ та інформаційно-аналітичних і консультаційних центрів у розробленні економічно обґрунтованих механізмів реалізації енергетичної політики з урахуванням прогнозів розвитку окремих галузей ПЕК та господарського комплексу в цілому;

формування пріоритетних напрямків наукових досліджень і розробок з основних проблем, визначених Енергетичною стратегією, зокрема, енергозбереження, нових джерел енергії, екобезпеки ПЕК тощо;

створення державної інформаційно-аналітичної системи аналізу функціонування ПЕК з метою забезпечення органів державної влади усіх рівнів достовірною і повною інформацією про стан справ з енергозабезпечення країни і регіонів та із забезпечення цивільного захисту у сфері техногенної безпеки.

Одним із варіантів відтворення галузевої науки є створення спеціальних галузевих науково-технічних структур як відособлених структурних підрозділів енергетичних Компаній (НАК "Енергетична компанія України", ДП "НЕК"Укренерго" тощо). Фінансування цих структур доцільно здійснювати у межах основної виробничої діяльності Компаній, що в кінцевому результаті сприятиме підвищенню їх прибутковості.

Аналогічні структури створені і функціонують у НАЕК “Енергоатом” (науково-технічний центр (НТЦ) та НАК "Нафтогаз України" (ДП "Науканафтогаз").

Передбачається, що основні напрямки науково технічних та дослідно-конструкторських робіт у галузях ПЕК, включаючи питання зменшення техногенного навантаження на довкілля, охорони праці і техніки безпеки та цивільного захисту у сфері техногенної безпеки, деталізуватимуться у програмах та заходах (планах) визначених Енергетичною стратегією в тому числі питання фінансового забезпечення цих робіт.

Вимагає законодавчого врегулювання питання участі енергетичних компаній всіх форм власності у організації і фінансуванні загальногалузевих, і науково-технічних нормативних (програми, стандарти, правила тощо) розробок.

Ключовим питанням розвитку ПЕК є його кадрове забезпечення. Доцільно створити центри професійної підготовки та перепідготовки як керівного складу, так і технічного персоналу галузей ПЕК, визначити джерела фінансування цих заходів.

Для забезпечення науково-технічної підтримки розвитку галузей ПЕК необхідно організувати тісну та ефективну взаємодію академічної, галузевої й вузівської науки, перш за все національних політехнічних університетами, Національного технічного університету нафти і газу та їх співпрацю з енергетичними компаніями.

XV. Законодавче забезпечення розвитку
паливно-енергетичного комплексу

Розвиток енергетичного законодавства України є одним з пріоритетних завдань та напрямів реалізації енергетичної стратегії. Будь-які економічні, інституційні та інші перетворення в енергетиці, а також побудова внутрішньої та зовнішньої політики у цій сфері має ґрунтуватися виключно на положеннях законів України. Саме закони мають стати основою правового регулювання енергетичних відносин. Таке регулювання має бути максимально чітким та деталізованим, що дозволить мінімізувати прийняття підзаконних нормативно-правових актів та уникнути дискримінаційного застосування законодавства.

На цей час правове регулювання паливно-енергетичного комплексу має несистемний характер та характеризується відсутністю рамкового закону, який встановлював би основні засади та підходи до регулювання відносин в електроенергетичному, ядерно-промисловому, вугільно-промисловому та нафтогазовому комплексах.

Кожна з галузей паливно-енергетичного комплексу керується своїм окремим законом та прийнятими на його виконання підзаконними актами. Так, в електроенергетиці головним є Закон України "Про електроенергетику", в ядерній енергетиці – Закон України "Про використання ядерної енергії та радіаційну безпеку", у вугільно-промисловму комплексі – Кодекс України про надра та Гірничий закон, в нафтогазовому комплексі – Закон України "Про нафту і газ" тощо. Загальність у формулюваннях багатьох положень зазначених законів зумовлює необхідність прийняття численних підзаконних актів різними органами влади. Так, лише у вугільній галузі кількість підзаконних актів перевищує 600. Такий підхід до правового регулювання створює умови для неоднакового застосування вимог законів та відповідно недосягнення або неповного досягнення передбачених ними цілей та завдань.

З огляду на наявний стан законодавства у сфері енергетики розроблення та прийняття нових законодавчих актів необхідно здійснювати з урахуванням таких засад:

створення єдиного комплексного енергетичного закону про енергетичну політику, який має встановити уніфіковані підходи до термінології, передбачити основні засади правового регулювання всієї енергетики, визначити національні інтереси у цій сфері, встановити правила діяльності усіх учасників енергетичних відносин (як державних органів, так і суб’єктів господарювання) на засадах справедливості, недискримінаційності та прозорості, передбачити вимоги до підготовки та реалізації законодавчих актів і програмних документів. У подальшому такий закон має стати основою енергетичного права України;

перенесення правового регулювання на рівень законів та зменшення ролі підзаконних нормативно-правових актів у регулюванні енергетичних відносин;

здійснення експертизи (у тому числі, незалежної) чинних нормативно-правових актів та їх проектів на відповідність існуючим міжнародним зобов’язанням України у сфері енергетики, які передбачені Договором до Енергетичної Хартії, Кіотським протоколом, низкою двосторонніх міжнародних угод, а також вимогам енергетичного права ЄС.

Враховуючи визначені стратегією засади створення та вдосконалення законодавства у сфері галузей ПЕК, його подальший розвиток має здійснюватися за такими напрямами:

1) Прийняття в першочерговому порядку законів, спрямованих на вирішення ключових проблем комплексу, визначених стратегією, а саме:

- систематизація та впорядкування відносин власності у галузях паливно-енергетичного комплексу;

- докладне визначення структури державного управління та регулювання, чітке розмежування цих функцій, зокрема, щодо формування правил діяльності на ринках енергоносіїв, врегулювання повноважень та сфер відповідальності центральних та регіональних органів влади, органів місцевого самоврядування у питаннях енергозабезпечення і енергозбереження;

- вдосконалення функціонування Оптового ринку електроенергії та визначення засад функціонування ринку природного газу, законодавче закріплення за регулюючим органом функції встановлення правил роботи ринків;

- створення дієвих фінансових і податкових стимулів для модернізації енергетичних об’єктів та застосування енергозберігаючих технологій;

- вдосконалення конкурентних ринків стиснутого і зрідженого газу, нафтопродуктів та визначення повноважень державного органу регулювання в цій сфері, недопущення необґрунтованого адміністративного регулювання цін на конкурентних ринках;

- впорядкування умов та правил надання державної підтримки, в тому числі субсидіювання, підприємствам ПЕК;

- посилення екологічних зобов’язань суб’єктів енергетичної галузі щодо зменшення забруднення навколишнього середовища і забезпечення цивільного захисту у сфері техногенної безпеки ПЕК та збільшення відповідальності за їх порушення;

- визначення правових засад щодо утворення відповідних структур та їх повноважень для здійснення управління державними корпоративними правами.

2) Розвиток законодавчого регулювання ПЕК має забезпечувати виконання міжнародних зобов’язань України, передбачених ратифікованими міжнародними енергетичними угодами, насамперед Договором до Енергетичної Хартії та Кіотського протоколу до Рамкової конвенції ООН про зміну клімату:

- законодавче забезпечення виконання зобов’язань України відповідно до Договору до енергетичної Хартії має передбачати механізми доступу до енергетичних ринків України, створення і розвиток відкритих конкурентних енергетичних ринків, заохочення та захист інвестицій в енергетику, торгівля енергетичними продуктами, транзит енергоносіїв, вирішення спорів щодо міжнародних інвестицій та охорони навколишнього середовища;

- законодавче забезпечення зобов’язань України за Кіотським протоколом має передбачати механізми торгівлі квотами на викиди парникових газів, зокрема, через реалізацію проектів спільного впровадження.

3) Розвиток законодавчого регулювання ПЕК через механізм адаптації енергетичного законодавства України до правової системи Європейського Союзу має забезпечувати виконання вимог європейського енергетичного законодавства відповідно до Угоди про партнерство та співробітництво між Україною та ЄС, Програми інтеграції України до Європейського Союзу, схваленої Указом Президента України від 14 вересня 2000 року N 1072/2000 та Загальнодержавної програми адаптації законодавства України до законодавства Європейського Союзу, затвердженої Законом України 18 березня 2004 року N 1629-IV.

Приведення у відповідність з правовою системою ЄС потребують такі законодавчі та нормативно-правові акти:

- Закони України: "Про електроенергетику", "Про нафту і газ", "Про альтернативні види рідкого та газового палива", "Про альтернативні джерела енергії", "Про енергозбереження”, "Про ліцензування певних видів господарської діяльності", "Про природні монополії", "Про державний матеріальний резерв";

- Укази Президента України, постанови Кабінету Міністрів України та інші підзаконні нормативно-правові акти у сфері ПЕК.

4) Розвиток законодавчого регулювання енергетичних відносин має здійснюватися у напрямі активізації міжнародної співпраці та укладення відповідних дво- та багатосторонніх міжнародних угод, які слід спрямувати на реалізацію цілей енергетичної стратегії України та забезпечення національних інтересів.

15.1. Законодавче забезпечення розвитку енергозбереження

Основним завданням законодавства з енергозбереження є створення сприятливих умов для ефективного використання ПЕР, уникаючи безпосереднього втручання у господарську діяльність суб’єктів господарювання. Для реалізації цього завдання перш за все необхідно створити взаємоузгоджену дієву та прозору систему законодавства з енергозбереження. Така система повинна містити правові норми, які б передбачали адекватне поєднання інструментів державного регулювання та заохочення суб’єктів господарювання та населення щодо ефективного використання ПЕР. Для досягнення цієї мети необхідним є прийняття нової редакції Закону України "Про енергозбереження" - Закону України "Про енергоефективність", в якому, зокрема, доцільно передбачити наступне:

15.1.1. Створення правових підстав для запровадження механізмів державного регулювання ефективності використання ПЕР

Серед найбільш ефективних механізмів державного регулювання у сфері енергозбереження слід виділити нормування питомих витрат ПЕР на одиницю продукції. З метою запровадження дієвого впливу системи нормування ПЕР на ефективність використання енергоресурсів у суспільному виробництві України на відповідну перспективу мають бути створені певні правові підстави.

Показники норм питомих витрат ПЕР безпосередньо впливають на обсяг податкових надходжень до державного бюджету, оскільки відповідно до Закону України "Про оподаткування прибутку підприємств" витрати на споживання та придбання паливно-енергетичних ресурсів відносяться до валових витрат платника податку. Таким чином, на сьогодні неефективність використання ПЕР (завищені показники норм питомих витрат ПЕР) компенсується для суб’єктів господарювання віднесенням неефективно використаних ПЕР на валові витрати.

Існують декілька основних напрямів удосконалення законодавства з нормування питомих витрат ПЕР, зокрема:

З метою створення економічної зацікавленості суб’єктів господарювання в ефективному використанні ПЕР необхідно внести до Закону України "Про оподаткування прибутку підприємств" (ст.5) зміни, які б забороняли віднесення на валові витрати вартості ПЕР, спожитих платником податку понад норми питомих витрат ПЕР, встановлених відповідно до законодавства. Споживачі енергоносіїв, питомі витрати яких постійно коливаються залежно від змінних факторів (кліматичні умови, природне середовище, сезонні зміни тощо), згідно із законодавством встановлюють норми питомих витрат самостійно відповідно до галузевих методик їх розрахунків.

Потребує змін порядок погодження та затвердження норм питомих витрат шляхом запровадження обов’язкової державної експертизи розроблених норм. Необхідно також створити систему сертифікації підприємств, установ та організацій, які мають право розробляти норми та методики нормування питомих витрат ПЕР.

Необхідно знизити межу річного споживання ПЕР, яка тягне за собою необхідність погодження норм питомих витрат ПЕР з центральним органом виконавчої влади у сфері енергозбереження та визначити коло посадових осіб, відповідальних за таке погодження.

Для ефективного використання дефіцитних (імпортованих) видів енергоресурсів в законодавстві необхідно встановити жорсткі умови щодо прогресивного зниження норм їх питомих витрат.

Для забезпечення безумовного дотримання порядку нормування питомих витрат ПЕР необхідно встановити адекватну юридичну відповідальність за порушення посадовими особами та суб’єктами господарювання законодавства щодо нормування питомих витрат ПЕР. Зокрема, доцільно передбачити, що у разі відсутності норм питомих витрат, весь обсяг ПЕР, спожитих за період відсутності норм, вважається їх перевитратою.

До регулятивних засобів впливу держави на ефективність використання ПЕР належить і система державної експертизи з енергозбереження. Для ефективного функціонування цього механізму необхідно переглянути перелік об’єктів, які підлягають обов’язковій державній експертизі з енергозбереження і удосконалити порядок проведення державної експертизи з енергозбереження.

Світовий досвід свідчить що, значний вплив на ефективність використання енергоресурсів має створення правової бази для запровадження системи обов’язкових енергетичних стандартів та проведення державного контролю за їх дотриманням. Зокрема, потребує розвитку правове регулювання енергетичного маркування продукції.

Для забезпечення об’єктивного моніторингу ефективності використання ПЕР у суспільному виробництві необхідне правове забезпечення обов’язкової статистичної звітності суб’єктів господарювання щодо обсягів використаних ними ПЕР.

15.1.2. Створення правових підстав для економічного стимулювання ефективності використання ПЕР

Правове регулювання державної економічної підтримки ефективного використання ПЕР повинно відповідати принципам ринкової економіки, бюджетного процесу, бути прозорим і дієвим.

На підставі аналізу світового досвіду та врахування особливостей податкової та бюджетної системи України доцільно законодавчо закріпити такий механізм економічного стимулювання енергозбереження:

Віднесення спожитих суб’єктами господарювання ПЕР на валові витрати допускається лише у межах встановлених норм питомих витрат. За перевитрати ПЕР понад встановлені показники норм питомих витрат ПЕР суб’єкти господарювання сплачують енергетичний збір у розмірі, що встановлюється законодавством. До обсягу перевитрат ПЕР, на які нараховується енергетичний збір, може не включатись обсяг ПЕР, вироблених з відновлюваних джерел енергії.

Енергетичний збір спрямовується до державного бюджету і використовуються на погашення відсотків за програмою кредитування проектів з енергозбереження. Кредитуванню в першу чергу підлягають суб’єкти господарювання, продукція або послуги яких мають стратегічне значення або соціальне спрямування.

Для створення правових підстав функціонування вищезазначеного механізму необхідно:

Внести зміни до Закону України "Про систему оподаткування" в частині включення до переліку податків і зборів, що справляються на території України, збору за перевитрати ПЕР.

Включити до нової редакції Закону України "Про енергозбереження" – Закону України "Про енергоефективність" правові норми щодо ставки та порядку справляння збору за перевитрати ПЕР.

Розробити порядок кредитування проектів з енергозбереження.

Як механізм стимулювання ефективного використання ПЕР можна застосовувати проведення сертифікації підприємств щодо відповідності вимогам енергозбереження. Підприємства, які пройшли сертифікацію, можуть бути звільнені від перевірок ефективності використання ПЕР на певний період, або для таких підприємств показники норми питомих витрат встановлюються на довший строк.

До стимулюючих механізмів слід віднести встановлення адекватної господарської відповідальності суб’єктів господарювання та адміністративної відповідальності посадових осіб і громадян за порушення законодавства про енергозбереження. Зокрема, існує необхідність оптимізації розмірів адміністративних штрафів за порушення законодавства про енергозбереження, а також введення юридичної відповідальності суб’єктів господарювання за недотримання вимог законодавства з енергозбереження щодо проведення державної експертизи з енергозбереження, дотримання вимог енергетичних стандартів та порядку енергетичного маркування продукції тощо.

15.1.3. Удосконалення правового регулювання у сфері обліку енергоресурсів

Особливої уваги в процесі удосконалення законодавства з енергозбереження необхідно приділити розвитку правового регулювання у сфері обліку енергоресурсів. Нинішній стан справ у сфері обліку ресурсів істотно гальмує розвиток ринкових відносин в економіці країни, сприяє наявності втрат, розкраданню та неефективному використанню ресурсів. Подолати критичний стан справ у цій сфері можливо за умови запровадження обов’язковості обліку ресурсів в процесі їх купівлі-продажу через прийняття Закону України "Про комерційний облік ресурсів, передача яких здійснюється мережами".

Законопроект, зокрема, має передбачати:

обов’язковість обліку під час видобування, виробництва, передачі, постачання, зберігання, використання та закупівлі енергоресурсів;

здійснення продавцями ресурсів (власниками мереж) за власні кошти придбання, монтажу, технічного обслуговування, ремонту та повірки приладів обліку;

включення до ціни (тарифу) на енергоресурси або до договору про надання послуг постачання ресурсів видатків на придбання, монтаж, технічне обслуговування, ремонт та повірку приладів;

визначення повноважень органів державного управління і регулювання та місцевого самоврядування у сфері обліку енергоресурсів;

визначення порядку встановлення, зберігання і доступу для обслуговування приладів обліку енергоресурсів на границях розподілу між власниками енергороб’єктів – учасників ринку (виробник-магістральна мережа-розподільча мережа-споживач);

встановлення відповідальності за порушення законодавства у цій сфері.

XVI. Висновки

Реалізація Енергетичної стратегії України для умов базового сценарію розвитку економіки гарантує виконання завдань та вирішення проблем паливно-енергетичного комплексу, головними з яких є:

1. Забезпечення в необхідних обсягах надійного та якісного постачання економіки та населення країни енергетичними продуктами, підвищення економічної ефективності та екологічної безпеки завдяки впровадженню новітніх технологій під час модернізації, реконструкції та нового будівництва енергооб’єктів;

2. Зниження енергоємності ВВП з 0,48 кг у.п./грн. у 2005 році до 0,24 кг у.п./грн. у 2030 році (тобто у 2 рази) за рахунок структурного та технологічного енергозбереження; (Графік 67)

3. Оптимізації структури виробництва електроенергії за видами палива із забезпеченням співвідношення між АЕС – 52,1%, ТЕС, ТЕЦ, блок-станціями – 42,9%, іншими типами генерації – 5,0%. Таке співвідношення виробництва забезпечує економічну роботу електростанцій та створює умови регулювання і стабільної роботи Об’єднаної енергосистеми України;

4. Гарантування енергетичної безпеки шляхом:

зменшення рівня енергетичної залежності країни від зовнішніх поставок палива (природний газ, нафта, уран) з 54,5% у 2005 році до 11,7% – у 2030 році, у тому числі – за рахунок збільшення використання власного вугілля, урану, газу, нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії, видобутку українськими компаніями нафти і газу за межами України; (Графік 68)

З Графіками 1-68 можна ознайомитись звернувшись до відділу "Консультант".

збільшення виробництва електроенергії на власному паливі з 42% у 2005 році до 91,8% – у 2030 році;

диверсифікації джерел і маршрутів постачання природного газу та нафти в т.ч. через участь України у міжнародних проектах, зокрема розроблення нафтогазових родовищ і розвитку нафтогазової інфраструктури за кордоном;

створення в країні стратегічного резерву нафти та природного газу для використання у надзвичайних ситуаціях та ринкового регулювання цін;

участі в міжнародних енергетичних проектах.

Досягнення соціальної спрямованості розвитку ПЕК, зокрема шляхом створення нових робочих місць, поліпшення умов праці та техніки безпеки;

Крім того, реалізація стратегії дозволяє максимально використати географічне та геополітичне положення України і передбачає подальший розвиток енерготранзитних систем для власного енергозабезпечення, збільшення експорту та транзиту енергопродуктів.

Для впровадження євроінтеграційного курсу України передбачено об’єднання ОЕС України з Європейською енергосистемою, забезпечивши її стабільну роботу та енергопостачання економіки і населення країни за європейськими стандартами.

Передумовами реалізації основних напрямків Енергетичної стратегії мають стати вдосконалення держаного управління та регулювання на засадах чіткого розмежування компетенції та відповідальності уповноважених органів і врегулювання питань власності в енергетиці шляхом диференційованого підходу щодо її форм для різних об’єктів галузі.

Передбачений стратегією перегляд законодавства у сфері енергетики має базуватися на визначених європейським правом принципах прозорості, обґрунтованості та прогнозованості, забезпечувати встановлення справедливих правил поведінки для всіх учасників енергетичних ринків, сприяти створенню умов для стабільного функціонування і розвитку підприємств ПЕК і надійного енергопостачання країни.

16.1. Реалізація Енергетичної стратегії

Необхідною умовою реалізації цілей і завдань стратегії є розроблення таких основних програм та заходів (планів) за напрямками:

Енергозбереження.

Розвиток теплових електростанцій і теплоелектроцентралей (будівництво, реконструкція, модернізація).

Розвиток гідроенергетики (будівництво, реконструкція, модернізація).

Підвищення безпеки діючих енергоблоків атомних електростанцій.

Подовження терміну експлуатації діючих енергоблоків атомних електростанцій.

Будівництво нових потужностей на АЕС.

Розвиток магістральних і міждержавних електричних мереж напругою 220-750 кВ.

Інтеграція української енергосистеми в європейську (інтеграція в UCTE).

Розвиток розподільних електричних мереж напругою 0,4-110 кВ.

Розвиток електроопалення.

Модернізація комунальної теплоенергетики.

Розвиток уранового та цирконієвого виробництва та виробництва ядерного палива для АЕС.

Розвиток вугільної промисловості із заходами щодо використання шахтного метану.

Використання низькосортного і бурого вугілля на теплових електростанціях за сучасними технологіями та у виробництві синтетичного палива.

Освоєння видобутку нафти і газу в акваторіях Азовського та Чорного морів.

Розвідка та видобуток нафти і газу за межами України.

Реконструкція, модернізація та розвиток газотранспортної системи.

Реконструкція, модернізація та розвиток нафтотранспортної системи.

Реконструкція, модернізація та розвиток газорозподільних систем.

Скорочення обсягів споживання природного газу в економіці та соціальній сфері.

Модернізація та розвиток систем теплозабезпечення в економіці та соціальній сфері на основі новітніх технологій виробництва тепла.

Розвиток нафтопереробної галузі.

Диверсифікація джерел постачання нафти і газу.

Створення стратегічного запасу нафти і нафтопродуктів.

Розвиток експортного потенціалу вітчизняного ПЕК (електроенергії, видобутку нафти і газу за межами України, надання послуг з будівництва енергооб’єктів).

Розвиток нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії.

Системне удосконалення цінової і тарифної політики.

Розвиток Оптового ринку електроенергії.

Організація ринку природного газу та ринків палива.

Науково-технічне забезпечення ПЕК.

Адаптація енергетичного законодавства України до законодавства ЄС.

Кодифікація та систематизація енергетичного законодавства та розроблення рамкового (базового) закону про енергетику.

Законодавче забезпечення створення та функціонування публічних компаній.

Реформування відносин власності в енергетиці.

Зазначені програми (заходи) будуть розроблятись на період до 2015 – 2020 рр. В них повинна забезпечуватись висока ступінь деталізації з доведенням до проектів конкретних об’єктів і технологій; визначатися обсяги і можливі джерела фінансування робіт, заходи з екологізації підприємств ПЕК.

На період до 2010 року буде розроблений План заходів з реалізації цілей і завдань, визначених у стратегії на цей період.

У період до 2010 року реалізовуватимуться заходи щодо подальшого розвитку оптового ринку електричної енергії України та розроблення концепцій створення та вдосконалення ринків інших енергоносіїв, що сприятиме подальшому розвитку конкурентних відносин і створить умови для інтеграції енергетичних ринків України до енергетичних ринків країн ЄС.

У програмах розвитку теплових електростанцій та ядерної енергетики, зокрема в розділах, що визначатимуть уточнені обсяги введення нових потужностей ТЕС і АЕС, оновлення і модернізацію енергоблоків ТЕС, виведення з експлуатації енергоблоків ТЕС та інших враховуватимуться уточнені показники низки інших програм, що розробляються згідно з Енергетичною стратегією, як тих що визначають обсяги приросту енергоспоживання (використання енергії для опалення житла, експорту електроенергії тощо) так і тих, що дають зниження споживання енергії (енергозбереження, впровадження сучасних систем комбінованого виробництва електроенергії і тепла та інших новітніх технологій тощо), при цьому можливо зменшити потужності списання енергоблоків на ТЕС, збільшити обсяги реабілітації енергоблоків діючих електростанцій.

З урахуванням реальної динаміки розвитку економіки країни, зокрема, показників приросту ВВП, цінових тенденцій на світових ринках паливних ресурсів і відповідного корегування запланованих приростів енергоспоживання та зміни інших показників економічного розвитку в прогнозованих періодах, а також за умови максимального використання економічно доцільного потенціалу нетрадиційних та відновлювальних джерел енергії та науково-технічних досягнень, ймовірна ситуація, яка може дозволити в сумарному обчисленні суттєво знизити передбачені стратегією обсяги виробництва електроенергії і введення нових потужностей на АЕС і ТЕС з відповідною корекцією фінансових, фізичних, екологічних та інших параметрів, визначених стратегією.

Відповідна корекція показників розвитку, визначених стратегією, здійснюватиметься в вугільній та нафтогазовій галузях.

Внесення коректив у заплановані показники розвитку ПЕК та редакцію стратегії здійснюється у порядку, визначеному Кабінетом Міністрів України.

Для практичної реалізації Енергетичної стратегії України до 2030 року, забезпечення належної підтримки прийняття важливих рішень в умовах значної невизначеності політичних сценаріїв розвитку енергетики, зумовлених загостренням геостратегічних процесів, можливості широкого впровадження принципово нових джерел, методів та шляхів використання енергоресурсів з урахуванням досвіду багатьох країн світу, доцільно впровадити постійно діючу систему моніторингу і планування розвитку ПЕК, на основі якої будуть послідовно уточнюватись Енергетична стратегія України, зазначені програми та плани робіт.

Міністр палива та енергетики України І. Плачков