Із змінами і доповненнями, внесеними
розпорядженням Міністерства палива та енергетики України
від 26 березня 2008 року

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)*.

____________
* — 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.

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.

I. 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.

рівнювала 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).

 

 

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;

• Споживання вугільної продукції збільшиться майже в 2,2 разу — до 130,3 млн. тонн;

• Споживання природного газу зменшиться майже на 36 % — до 49,5 млрд. м3;

• Споживання нафти для внутрішніх потреб збільшиться на третину — до 23,8 млн. тонн.

Збільшення попиту потребує відповідного збільшення виробництва та поставок енергетичних ресурсів.

Прогнозний паливно-енергетичний баланс України до 2030 року

Стаття балансу Одиниця виміру 2005 2010 2015 2020 2030
I II III I II III I II III I II III
ПРИБУТКОВА ЧАСТИНА
I. 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 електростанціях 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
II. 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 електростанціях 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;

I — оптимістичний, II — базовий, III — песимістичний сценарії.

 

2.1. Баланс електричної енергії

Дані для формування балансу електроенергії на прогнозовані періоди (2010, 2015, 2020, 2030 роки) ґрунтуються на результатах аналізу тенденцій до змін макроекономічних показників розвитку економіки України до 2030 р., що відображають прогнозовані тенденції розвитку економіки та ресурсної бази з урахуванням можливостей її розширення. Враховуючи певну невизначеність змін зовнішніх умов соціально-економічного розвитку країни у майбутньому, поряд із основними (базовими) прогнозними електробалансами країни, розглянуто також електричні баланси, що відповідають оптимістичному та песимістичному сценаріям соціально-економічного розвитку. Ці електробаланси окреслюють, відповідно, верхню та нижню межу можливих відхилень показників виробництва та споживання електричної енергії від базового прогнозу на перспективу до 2030 року.

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 185236 210200 251000 307000 420100
Темпи приросту до попереднього періоду, %
у тому числі:
13,5 % 19,4 % 22,3 % 36,8 %
1). Електростанціями загального користування
у тому числі:
176592 200290 239450 294100 404600
А). ТЕС та ТЕЦ 75515 86590 114350 118600 167000
у відсотках до загального виробництва 40,8 % 41,2 % 45,6 % 38,6 % 39,8 %
Б). ГЕС* 12128 10300 11400 12700 14100
у відсотках до загального виробництва 6,5 % 4,9 % 4,5 % 4,1 % 3,4 %
В). ГАЕС 193 2200 3200 3900 4500
у відсотках до загального виробництва 0,1 % 1,0 % 1,3 % 1,3 % 1,1 %
Г). АЕС 88756 101200 110500 158900 219000
у відсотках до загального виробництва 47,9 % 48,1 % 44,0 % 51,8 % 52,1 %
2). Блок-станціями та іншими джерелами 8644 9910 11550 12900 15500
у відсотках до загального виробництва
у тому числі:
4,7 % 4,7 % 4,6 % 4,2 % 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) 176884 198850 231000 287000 395100
Темпи приросту до попереднього періоду, % 12,3 % 16,2 % 24,2 % 37,7 %
1.1. Споживання електроенергії (нетто) 151849 175550 208500 262900 363200
Темпи приросту до попереднього періоду, %
у тому числі:
15,6 % 18,8 % 26,1 % 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 25035 23300 22500 24100 31900
у відсотках до надходження електроенергії в мережу 14,7 % 12,2 % 9,8 % 8,6 % 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, %

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
I. 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
II. 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
III. 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
I. 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
III. 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.

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
I. 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
II. 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 транспортуванні 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.

 

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 транзителектроенергії. 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.

 

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.

 

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.

 

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.

 

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.

 

Основні показники розвитку електроенергетики України на період до 2030 року

Показники Роки
2005 (опера-
тивні дані)
2010 2015 2020 2030
I II III I II III I II III I II III
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

____________
I — оптимістичний, II — базовий, III — 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
Аналіз вибуття (старіння) потужностей теплових електростанцій в умовах постійного зростання попиту на електроенергію свідчить, що в українській енергосистемі вичерпання резервів встановленої потужності ТЕС відбудеться близько 2016 року, що в майбутньому може унеможливити покриття попиту споживачів електричної енергії.

Застаріле обладнання теплової енергетики вкрай неефективно використовує паливні ресурси, ціни на які зростають, передусім на імпортований природний газ. Кардинально розв’язати цю проблему можна лише застосовуючи сучасні технології спалювання вугілля. За оцінками фахівців нові технології спалювання вугілля дозволять у декілька разів скоротити витрати природного газу, що значно зменшить енергетичну залежність України від імпортних видів палива та забезпечить раціональне використання вітчизняних вугільних ресурсів.

Водночас, в результаті масового будівництва та оновлення енергетичних потужностей в світі стрімко зростає вартість запасних частин та матеріалів енергетичного призначення. І вже є наявним дефіцит спеціалістів та ресурсної бази технічного переозброєння теплової енергетики України. Аналіз свідчить, що для уникнення дефіциту вітчизняних енергетичних потужностей у 2015 році — розпочинати їхнє оновлення та нове будівництво необхідно негайно.

Окрім того, стратегічна мета набуття Україною членства в ЄС формує додаткові екологічні вимоги до теплоелектростанцій, визначені у відповідних нормативних документах ЄС.

З урахуванням завдання щодо створення технічних умов забезпечення паралельної роботи ОЕС України з синхронною зоною Об’єднання з координації передачі електроенергії (UCTE) та, відповідно, необхідності приведення параметрів регулювання частоти та потужності до вимог UCTE — устаткування ТЕС потребує суттєвої реконструкції та модернізації, яка має здійснюватись за такими напрямами:

(абзац перший частини другої підпункту 3.1.2 пункту 3.1 розділу III
замінено абзацами згідно з розпорядженням Міністерства
палива та енергетики України від 26.03.2008 р.)

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 підлягатимуть 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 NOX (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.

 

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.

 

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. — фінансування 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 і 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 і між регіонами та енергосистемами інших країн;

• видачі 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 області 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 UCTE 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 UCTE 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.

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 державного 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».

 

Згідно з Концепцією функціонування та розвитку оптового ринку електричної енергії України, затвердженою постановою Кабінету Міністрів України від 16.11.2002 N 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 гарячої 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.

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 потсійно 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
I II III I II III I II III I II III
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; II — базовий сценарій; III — 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.

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.

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 обгрунтованих витрат. У разі встановлення тарифів нижчими від розміру економічно обґрунтованих витрат на виробництво, транспортування та постачання теплової енергії орган, що їх затвердив, зобов’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 системоутворюючих 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.

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 — NN 3, 4, 5, 6 ЗАЕС, N 3 РАЕС, N 1 ХАЕС, N 3 ЮУАЕС та 2 енергоблоки, які введено в експлуатацію у 2004 році — N 2 ХАЕС та N 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 PWR/BBEP. 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 N 3 і N 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.

 

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 N 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 N 3 і N 4;

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

— продовжити строки експлуатації енергоблоків N 1, N 2 та N 3 Южно-Української АЕС, N 1, N 2, N 3, N 4, N 5 та N 6 Запорізької АЕС, N 2 та N 3 Рівненської АЕС й N 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 N 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 12.04.95 N 267 та від 06.06.2001 N 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.

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 N 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 N 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:

1. 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.

2. 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.

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.

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 N 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 %.

 

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.).

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. м3метану, 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 %.

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.