Енергетична стратегія України на період до 2030 року ІІ
| Вид материала | Документы |
- Енергетична стратегія України на період до 2030 року VIII. Загальні екологічні проблеми, 83.26kb.
- Енергетична стратегія України на період до 2030 року, 387.69kb.
- 1. Затвердити Стратегію регіонального розвитку Вінницької області на період до 2015, 1035.56kb.
- Національна стратегія україни щодо наркотиків (на період до 2020 року), 347.13kb.
- України на період, 1241.03kb.
- Аналіз затвердженої „Енергетичної стратегії України на період до 2030, 207.5kb.
- Концепція Державної цільової науково-технічної програми розвитку та використання відновлюваних, 80.1kb.
- Нормативні посилання, 1330kb.
- Відповідно до п. 4 Національного плану розвитку системи охорони здоров'я на період, 727.16kb.
- Постановою Верховної Ради України від 21 листопада 1992 року n 2810-xii із змінами, 575.43kb.
4.4.2. Виробництво урану
На цей час потреби атомної енергетики України задовольняються за рахунок вітчизняного урану лише на 30%. Тому одним з найважливіших завдань уранової промисловості України є збільшення виробництва концентрату природного урану до, як мінімум, повного забезпечення потреб вітчизняних АЕС.
На території України знаходиться одна з найбільших у світі уранорудних провінцій. За досить низького вмісту урану в рудах, родовища України мають низку особливостей, які забезпечують конкурентну здатність виробленого уранового концентрату:
- великі розміри уранових покладів, що дозволяє застосовувати високопродуктивні системи видобутку;
- висока міцність вміщуючих порід, що дозволяє проходити гірничі виробки без кріплення та проходити очисні блоки великих обсягів;
- невеликі водні притоки до гірничих виробок;
- досить прості заходи радіаційного захисту завдяки невеликому вмісту урану у рудах.
Доведені запаси природного урану в Україні дозволяють забезпечити потреби діючих АЕС більш ніж на сто років, а в разі переходу на використання реакторних установок на швидких нейтронах потенціал вітчизняних уранових запасів збільшиться у 60 - 70 разів.
Схема розташування об’єктів ядерно-паливного циклу України
Капітальні вкладення у розвиток уранодобувної промисловості у десятки разів менші від витрат, необхідних для адекватного розвитку вуглевидобутку. Наприклад, введення в експлуатацію найбільшого в Європі Новокостянтинівського рудника дозволить виробляти з видобутого урану 46 ТВтг електроенергії щороку. Для виробництва такої ж кількості електроенергії на теплових електростанціях необхідне введення в дію 28-30 вугільних шахт з обсягом видобутку приблизно 1 млн. тонн вугілля на рік кожна.
Недостатнє фінансування у 1995 – 2005 рр. призвело до кризового стану уранової галузі та відставання щодо введення нових шахт. На діючих шахтах зірвано терміни введення в експлуатацію нових горизонтів, має місце критичний знос виробничого обладнання.
Умовою, що забезпечить реалізацію перспективи України як одного з основних у світі виробників природного урану, є стабілізація діючого виробничого потенціалу з поетапним збільшенням потужностей з виробництва урану. На діючих шахтах планується відпрацювати запаси Ватутінського, Мічурінського та Центрального родовищ. Виведення з експлуатації діючих шахт передбачається у 2020 – 2025 рр.
Подальший ріст обсягів видобутку передбачається за рахунок освоєння нових родовищ. У першу чергу планується завершити будівництво і введення в експлуатацію промислового комплексу з відпрацювання Новокостянтинівського родовища. Початок видобутку планується з 2008 року, вихід на проектну потужність – з 2014 – 2015 років. Повне забезпечення потреби АЕС України в урановому концентраті планується за рахунок будівництва нових видобувних комплексів на Северинівському та інших обраних родовищах, створення потужностей з відпрацювання Сафонівського та інших родовищ піскового типу методом підземного свердловинного вилущування.
4.4.3. Виробництво цирконію
Основними виробниками цирконієвої продукції у світі є США, Росія, Франція, Велика Британія, Німеччина, Канада. Україна також має можливість розвивати виробництво цирконію, оскільки має сировинну базу (ДП “Вольногірський гірничо-металургійний комбінат”, Дніпропетровська обл.) та дослідне виробництво сплавів цирконію ядерної чистоти в ДНВП "Цирконій". Фінансування Програми розвитку ЯПЦ в період 1995 – 2005 рр. дозволили лише зберегти основні фонди ДНВП “Цирконій”, розпочати у 2003 році виробництво тетрафториду цирконію (ТФЦ). Проектна потужність ДНВП "Цирконій" – 250 тонн ТФЦ на рік, що відповідає 100% потреби для виробництва ТВЗ для АЕС України, має бути досягнута у 2006 році.
Подальший розвиток цирконієвого виробництва значною мірою пов’язаний з вибором технології виробництва цирконієвого прокату та трубної заготовки. Початок створення виробництва ядерного палива пов’язаний з освоєнням потужностей цирконієвого виробництва, наявністю технології виробництва ядерного палива та економічним обґрунтуванням терміну початку цього виробництва.
4.4.4. Забруднення навколишнього середовища
Виробниче об'єднання ВО "ПХЗ" (м. Дніпродзержинськ) у період 1949 – 1991 років переробляло доменний шлак, урановмісні концентрати та уранову руду. На території підприємства та за його межами утворено 9 хвостосховищ відходів уранового виробництва загальною площею 2,68 млн.м2, в яких накопичено до 42 млн.тонн відходів переробки уранових руд загальною активністю 75000 Кі. Площа радіоактивно забрудненої території промислового майданчика ВО “ПХЗ” з потужністю експозиційної дози гама-випромінювання понад
100 мкР/год. дорівнює 250 тис.м2. Радіоактивно забруднені, також, деякі будівлі та споруди підприємства.
Постановою Кабінету Міністрів України від 26.11.2003 № 1846 затверджена програма приведення протягом 10 років об’єктів ВО “ПХЗ” в екологічно безпечний стан і забезпечення захисту населення від шкідливого впливу іонізуючого випромінювання.
Розроблена та реалізується програма забезпечення сталого розвитку регіону видобування та первинної переробки уранової сировини на 2006 – 2030 роки, затверджена постановою Кабінету Міністрів України від 16.12.2004 № 1691, яка також передбачає виконання заходів щодо поліпшення навколишнього середовища.
4.5. Аналіз та вибір інноваційних ядерних технологій для потреб ядерної енергетики України на віддалену перспективу
З метою опрацювання технологій вибору перспективних реакторних установок і ядерних паливних циклів для ядерної енергетики Україна бере участь у реалізації Міжнародного проекту з інноваційних ядерних реакторів та паливних циклів (INPRO) під егідою МАГАТЕ. Доцільно передбачити участь України у реалізації проекту Міжнародного термоядерного експериментального ядерного реактора (ITER).
4.6. Нормативно-правове забезпечення розвитку ЯЕК
Важливим у планований період є удосконалення нормативно-правового забезпечення розвитку ЯЕК України. Наявна нормативно-правова база значною мірою забезпечує умови функціонування та розвитку ЯЕК, однак вона потребує удосконалення та доповнення з метою:
- зближення/гармонізації, з урахуванням критеріїв та принципів ядерної та радіаційної безпеки, а також практики країн Європейського Союзу та інших країн з розвиненою ядерною енергетикою;
- урахування рекомендацій МАГАТЕ, WANO, МКРЗ та інших міжнародних організацій;
- обліку в НПА нових принципів фінансової і господарської діяльності, включаючи апробований світовою практикою і запроваджений у національній практиці тендерний підхід під час реалізації великих енергетичних проектів;
- регулювання фінансово-економічної діяльності у сфері ЯЕК, у тому числі - визначення передбачуваної схеми і політики фінансування великих енергетичних об'єктів;
- кодифікації ядерного законодавства.
Висновки
Для цілей енергетичної безпеки України, Стратегією передбачено:
- Забезпечення виробництва електроенергії атомними електростанціями на рівні близько 50% в умовах зростання в 2,2 рази загального обсягу споживання електроенергії в Україні за рахунок продовження строку експлуатації діючих та введення нових потужностей на АЕС.
- Розвиток уранового та цирконієвого виробництв з подальшим створенням потужностей щодо фабрикації ядерного палива.
Для реалізації програми розвитку атомної енергетики та вирішення низки нерозв’язаних проблем необхідно збільшити тариф на електроенергію, що виробляється АЕС. Цей тариф має передбачати відрахування на зняття з експлуатації ядерних енергоблоків та захоронення радіоактивних відходів. Необхідно розробити довгострокову інвестиційну програму, яка дозволить забезпечити розвиток ядерно-енергетичного комплексу. У цьому контексті важливо забезпечити своєчасну розробку та реалізацію заходів, які мають створити привабливі умови для залучення інвестицій в розвиток атомної енергетики та промисловості.
Необхідні інвестиції у розвиток ядерної енергетики України (за періодами)
| Періоди за роками | 2006-2010 | 2011-2020 | 2021-2030 | Разом |
| Встановлена потужність *, ГВт | 13,84 | 21,84 | 29,5 | |
| КВВП, % | 82,8 | 85 | 85 | |
| Виробництво е/енергії, ТВт .г (за період) | 488,3 | 1185,7 | 1837,0 | 3511,0 |
| Відпуск е/енергії, ТВт .г (за період) | 459,1 | 1114,8 | 1727,2 | 3301,0 |
| Витрати за напрямками **, млн. грн. | | | | |
| Модернізація, реконструкція, підвищення безпеки і КВВП | 3822 | 9570 | 13621 | 27014 |
| Продовження експлуатації | 3281 | 7435 | 996 | 11711 |
| Нове будівництво*** | 4525 | 61955 | 103024 | 169504 |
| Усього****, млн. грн. | 11628 | 78960 | 117641 | 208229 |
Примітки: *станом на 31 грудня заключного року періоду;
** в цінах 2005 р. без урахування інфляції;
*** в тому числі добудова ТГАЕС – 700 млн. грн.; інвестиції у сховища ВЯП – 2880 млн. грн.;
**** у 2005 році тариф ДП „НАЕК “Енергоатом” на виробництво електроенергії не забезпечував фінансування в повному обсязі програм поводження із відпрацьованим ядерним паливом та радіоактивними відходами, продовження строку експлуатації діючих енергоблоків, створення фінансового резерву для зняття їх з експлуатації, спорудження заміщуючих та нових потужностей, створення елементів власного ядерно-паливного циклу.
Необхідні інвестиції у розвиток атомної промисловості в період 2006-2030 рр.
-
Періоди за роками
Середньорічна сума капіталовкладень,
млн. грн.
Всього,
млн. грн.
2006 - 2010
807
4037
2011 - 2015
1862
9314
2016 - 2020
792
3964
2021 - 2025
660
3303
2026 - 2030
213
1065
Усього за 2006-2030 рр.
21700
V. СТРАТЕГІЯ РОЗВИТКУ ВУГІЛЬНОЇ ПРОМИСЛОВОСТІ
5.1. Структура споживання та характеристика внутрішніх і зовнішніх джерел
Споживання вугільної продукції за групами визначається за двома пріоритетними напрямками – на виробництво коксу та електричної енергії, що становить 69% від загального обсягу. Крім того, вугілля потребують комунальне господарство, промислові підприємства тощо.
Структура витратної частини балансу вугілля у 2005 році
Прогнозні запаси вугілля в Україні становлять 117,5 млрд.тонн, у тому числі
56,7 млрд.тонн – розвідані запаси, з них енергетичних марок – 39,3 млрд.тонн. Балансові запаси вугілля на діючих шахтах складають 8,7 млрд.тонн, з яких 6,5 млрд.тонн промислових, у тому числі майже 3,5 млрд.тонн, або 54% енергетичного.
Запаси вугілля на діючих шахтах за марками
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%.
З
рис. 5.1
овнішні джерела вуглезабезпечення зумовлені недостатніми обсягами видобутку коксівного вугілля вітчизняного виробництва та високим вмістом сірки в ньому, а також дефіцитом вугілля газової групи для потреб українських ТЕС. Основними імпортерами є Росія (майже 97%) та Казахстан. Споживачами імпортованого коксівного вугілля є підприємства металургійного комплексу України, енергетичного - ТЕС та підприємства інших галузей промисловості.
5.2. Характеристика сучасного стану та розвиток вугледобувних підприємств
З огляду на постійне зростання потреби теплової електроенергетики у вугіллі, Програмою „Українське вугілля”, затвердженою постановою Кабінету Міністрів України від
19 вересня 2001 року №1205, передбачалося здійснення комплексу заходів з підвищення обсягів видобутку вугілля та його конкурентоспроможності. Внаслідок систематичного недофінансування заходів зазначеної Програми вугільна промисловість не змогла досягти необхідного техніко-технологічного і економічного рівня, а обсяги вуглевидобутку навіть знизилися до 78,0 млн.тонн у 2005 році.
Через недостатні обсяги капітальних вкладень у вугільну промисловість Україна має найстаріший серед країн СНД шахтний фонд, а його прискорене старіння призвело до формування негативного балансу виробничих потужностей. Зниження їх обсягу набуло сталої тенденції, яка вже є катастрофічною.
За період 1991 - 2005 рр. виробнича потужність вугледобувних підприємств зменшилась з 192,8 млн.тонн до 91,5 млн.тонн на рік або майже в 2,1 рази. При цьому останнім часом виробничі потужності використовуються лише на 85%.
Виробнича потужність та кількість діючих вугледобувних підприємств
Майже 96% шахт понад 20 років працюють без реконструкції. Через повільну реструктуризацію галузі в експлуатації знаходиться значна кількість дрібних і середніх збиткових неперспективних шахт.
Р
озподіл шахт за термінами експлуатаціїЗагрозливих масштабів набув знос активної частини промислово-виробничих фондів галузі. Із семи тисяч одиниць основного стаціонарного устаткування дві третини цілком відпрацювали свій нормативний термін експлуатації і потребують негайної заміни.
Розподіл шахт за виробничою потужністю
У
загальному парку діючого вугледобувного та прохідницького устаткування питома вага механізованих комплексів та прохідницьких комбайнів нового технічного рівня становить лише третину, а нових навантажувальних машин і стрічкових конвеєрів – близько 15,0%. На шахтах, що розробляють круті пласти, майже 60,0% видобутку вугілля забезпечується відбійними молотками.Ключові проблеми галузі:
- украй застарілий морально та фізично зношений шахтний фонд, що визначає його низьку інвестиційну привабливість для здійснення інноваційної моделі модернізації та розвитку вугільної промисловості;
- низька конкурентоспроможність вітчизняного вугілля через його високу собівартість та низьку якість, що потребує переходу обліку вугільної продукції у товарному вимірюванні, як це прийнято у світовій практиці;
- хронічна нестача коштів (власних, держпідтримки, запозичень, недержавних інвестицій) як на забезпечення поточного функціонування, так і для розвитку вугледобувних підприємств;
- невирішеність питань адаптації механізму ціноутворення на вугільну продукцію до умов ринкових відносин;
- відсутність ринкових механізмів та стимулів для підвищення ефективності вугільних підприємств;
- неефективна система управління галуззю, яка постійно ускладнюється через чисельні необґрунтовані реорганізації;
- правова неврегульованість відносин власності у галузі, яка призводить до неузгодженості інтересів держави та бізнесу;
- низький рівень менеджменту на державному рівні, що знижує ефективність використання державної власності у вугільній промисловості та стримує створення правових засад і організаційно-економічних механізмів для взаємовигідного залучення бізнесу у розвиток вугледобувного виробництва;
- невирішеність питань екологічної безпеки в процесі ліквідації вугільних шахт;
- невідповідність цін на гірничошахтне обладнання та вугільну продукцію, що потребує обмеження монопольно високих цін заводів-виробників або підвищення ціни на вугілля;
- не престижність шахтарської праці (перш за все, зменшення рівня оплати праці порівняно з працівниками інших професій), невирішеність соціальних проблем.
Стратегічна мета розвитку вугільної промисловості полягає у стабілізації стану і подальшому сталому розвитку галузі для задоволення потреб економіки країни та населення у вугіллі власного видобутку.
Шляхи досягнення стратегічної мети розвитку галузі ґрунтуються на таких засадах:
- економічно виправданому збереженні існуючого виробничого потенціалу галузі за умов його оновлення і підвищення ефективності функціонування;
- раціонального використання надр за рахунок докорінного технологічного оновлення виробництва;
- реальних можливостях вугледобувних підприємств та держави щодо фінансування розвитку галузі та його закріплення на державному рівні;
- адаптації вугледобувних підприємств до ринкових умов господарювання та створення дієвих правових умов для залучення недержавних інвестицій у розвиток галузі;
- структурних перетворень у галузі за рахунок чіткого розмежування функцій між суб’єктами управління на всіх ієрархічних рівнях;
- підвищення безпеки праці та соціального захисту працівників галузі.
Перспектива розвитку
Для досягнення стратегічної мети довгострокова політика розвитку вугільної промисловості передбачає три етапи, які поділяються на ближню (2006 – 2010 рр.), середньострокову (2011 – 2015 рр.) та дальню перспективи (2016 – 2030 рр.).
Обсяги видобутку, імпорту та експорту вугілля, млн.тонн
На першому етапі (2006 - 2010 рр.) ключовим аспектом має бути комплексне вирішення проблеми розвитку шахтного фонду, який передбачає, в першу чергу, його відтворення на сучасній техніко-технологічній основі та подальше роздержавлення. Обсяг видобутку вугілля за базовим сценарієм прогнозується збільшити у 2010 р. до 90,9 млн.тонн, а виробничі потужності – до 105,8 млн.тонн на рік. Для цього має бути введено в експлуатацію 17,0 млн.тонн нових виробничих потужностей за рахунок завершення будівництва других черг на трьох шахтах, а також реконструкції діючих вугледобувних підприємств з приростом потужності та підвищення коефіцієнта використання виробничих потужностей в цілому по галузі до 86%. При цьому з 2006 р. необхідно відновити будівництво трьох нових шахт, розпочате до 2001 р. Це дозволить повністю задовольнити потребу національної економіки в енергетичному вугіллі за рахунок власного видобутку, а в коксівному - на 77,3%. Необхідність в імпорті коксівного вугілля становитиме 9,2 млн.тонн на рік. Обсяги експорту енергетичного вугілля поступово зменшаться до 3,1 млн.тонн. Експорт коксівного вугілля не передбачається.
На другому етапі (2011 – 2015 рр.) прогнозується досягти у 2015 році обсягу вуглевидобутку на рівні 110,3 млн.тонн за наявності виробничих потужностей 122,5 млн.тонн на рік.
Це дозволить повністю задовольнити попит вітчизняних споживачів в енергетичному вугіллі та підвищити рівень забезпечення в коксівному до 82,6%. Імпорт коксівного вугілля складе 7,0 млн.тонн. Експорт енергетичного вугілля не передбачається. Для забезпечення розвитку галузі за цим сценарієм мають бути введені в експлуатацію 8,8 млн.тонн виробничих потужностей за рахунок завершення будівництва трьох шахт, яке розпочато до 2001 р., а також реконструкції діючих вугледобувних підприємств з приростом потужностей, коефіцієнт використання яких має складати 90%. З метою підтримання позитивної динаміки виробничих потужностей на подальшу перспективу необхідно з 2011 р. здійснити будівництво семи нових шахт. Це, в свою чергу, потребує фінансового оздоровлення та технічного переоснащення шахтобудівельного комплексу, без прискореного розвитку якого неможливо реалізувати окреслену стратегію.
Третій етап (2015 – 2030 рр.) розглядається як довгострокова перспектива. З урахуванням позитивної динаміки, що відбудеться у попередньому десятиріччі як в економіці держави в цілому, так і у вугільній промисловості зокрема, обсяг видобутку вугілля зросте до
130 млн.тонн.
При зростанні кількості споживання вугілля тепловою електроенергетикою у
2030 р. порівняно з 2015 р. на 39%, потреба національної економіки у вугільній продукції буде забезпечена в енергетичному вугіллі на 97,1%, а в коксівному – на 72,6%. Експорт вугілля не передбачається.
Виробничі потужності на кінець періоду, що розглядається, мають зрости до
144,4 млн.тонн на рік за коефіцієнта їх використання 90%.
Зазначене потребує своєчасної реконструкції діючих вугледобувних підприємств з приростом потужності, а також будівництва нових шахт на розвіданих ділянках вугільних родовищ з досить сприятливими гірничо-геологічними умовами, яке розпочнеться після
2015 року.
5.3. Забруднення навколишнього середовища
У процесі проведення гірничих робіт з вугільних шахт щороку виділяється (за різними оцінками) від 750 млн. м3 до 2,7 млрд. м3 метану, абсолютна більшість якого викидається в атмосферу.
Серед неорганізованих джерел викидів особливе місце посідають також породні відвали, що горять. Об’єм шахтних та кар’єрних вод, що відкачуються під час видобутку вугілля, становить майже 600 млн. м3 на рік, тоді як на господарсько-виробничі потреби підприємств галузі та інших споживачів використовується лише 250 млн. м3, або 40%. Через вкрай недостатнє очищення шахтних вод у річки щороку скидається понад 1 млн.тонн мінеральних солей.
Зростання техногенного навантаження на геологічне середовище та гідросферу спричиняє підтоплення територій, просідання земної поверхні. Проблемним залишається питання контролю стану територій ряду закритих шахт у після ліквідаційний період, в першу чергу щодо недопущення підтоплення, просідання та загазованості територій.
Загальна площа земель, що відведені під проммайданчики вугледобувних та вуглепереробних підприємств, становить близько 22,5 тис. га.
З метою запобігання негативним екологічним наслідкам від діяльності шахт необхідно щороку виконувати природоохоронні роботи на суму 230-240 млн.грн.