Geum.ru

І нафтопереробну промисловість, розвинені газотранспортну систему та систему нафтопродуктопроводів, потужну електроенергетичну систему І систему теплопостачання

Вид материалаДокументы
Подобный материал:
  1   2

Паливно-енергетичний комплекс України – це технологічно складна, різноманітна, територіально розгалужена система з видобування, виробництва та переробки паливно-енергетичних ресурсів, що поєднує в собі вугільну, газову, нафтову і нафтопереробну промисловість, розвинені газотранспортну систему та систему нафтопродуктопроводів, потужну електроенергетичну систему і систему теплопостачання. Призначенням ПЕК є забезпечення економіки та соціальної сфери країни основними видами кінцевих енергоносіїв – електричною та тепловою енергією, моторними і котельно-пічними видами палива, а також сировинними ресурсами для потреб хімії, нафто- та вуглехімії, металургійної промисловості – коксівним вугіллям, продуктами нафто- і газопереробки.

На відміну від ПЕК багатьох країн світу енергокомплекс України має галузі з видобування та виробництва всіх енергоресурсів – вугілля, природного газу, нафти і нафтопродуктів, електроенергії та теплоенергії. Станом на 2000 рік ПЕК України забезпечував її потреби в основних паливних ресурсах (вугілля, нафта, природний газ) на 53%, що є хорошим показником. Більшість країн світу мають такі або гірші показники забезпечення власними первинними ПЕР. Зокрема, Японія використовує їх близько 7%, Італія – близько 17%. Потреби в електроенергії та теплоті задовольняються в Україні виключно за рахунок власного виробництва.

Наявні структура ПЕК і система енергозабезпечення країни сформувалися в період її входження до складу колишнього СРСР. Тому система енергозабезпечення залишається зорієнтованою на використання значних обсягів природного газу, що імпортується з країн СНД, насамперед з Росії. За рахунок власного виробництва потреби у природному газі задовольнялися лише на 22-25%. Останніми роками виникли труднощі з видобутком власного вугілля, обсяги якого до 1990 року включно повністю забезпечували потреби країни.

У 2000 р. обсяги виробництва скоротилися порівняно з 1991 р. в усіх енергетичних галузях: виробництво електроенергії складало 169,5 млрд. кВт-год, або 61% від рівня 1991 р., видобуток нафти (разом з газовим конденсатом) - 3,69 млн. т (75% ), природного газу - 17,89 млрд. м3 (73%).

Але найбільше падіння обсягів виробництва відбулося у вугільній промисловості. Найменший видобуток вугілля спостерігався у 1996 р.: він становив 70,5 млн. т, або 52% від обсягів 1991 р. У подальшому вуглевидобування дещо зросло і в 2000 р. досягло 81,05 млн. т (біля 60%).

Причинами цього стали:

   відсутність осмисленої, цілеспрямованої політики щодо реформування галузі, її комерціалізації, переведення на засади конкурентно-ринкових відносин. Дається взнаки високий рівень тінізації економічних відносин, пов'язаних із функціонуванням ПЕК;

   хронічний дефіцит коштів, криза платежів та бартеризація розрахунків, необґрунтована податкова та амортизаційна політика. Зростання частки фізично зношених та морально застарілих основних фондів обумовило стагнацію виробництва та погіршення основних економічних показників. Практично всі енергетичні галузі не мали можливості підтримувати устаткування в нормальному технологічному стані - проводити ремонти, закуповувати запчастини, матеріали тощо;

   перманентне і хаотичне реформування системи управління ПЕК, занадто часті зміни, що відбувалися в керівництві галузі, впровадження ринкових механізмів регулювання діяльності в умовах відсутності або недосконалості законодавчої бази, що призводять до зниження керованості та ефективності діяльності підприємств;

   значна монопольна залежність від імпорту енергоносіїв з Росії обумовлює сплату за природний газ і нафту необґрунтовано високої ціни, яка важким тягарем лягає на енергетичні галузі;

   незадовільне наукове забезпечення ПЕК.

Складна ситуація з енергозабезпеченням спричинена також надто низькою ефективністю використання ПЕР у країні. Питомі витрати палива та енергії на виробництво товарної продукції є надто високими у порівнянні з показниками розвинених країн. Проблема їх зниження є однією з найважливіших умов покращання енергозабезпечення країни. На сьогодні стабільне та ефективне забезпечення потреб у паливно-енергетичних ресурсах, гармонійний розвиток галузей ПЕК, підвищення рівнів енергетичної ефективності та енергетичної безпеки є головними напрямами розвитку української енергетики.

Усі вище перелічені проблеми могло б вирішити на деякий час розширення ресурсної бази традиційних енергоносіїв. Звісно ж за умови їх економічно обґрунтованого використання.

Отже, розглянемо спочатку стан витрат паливно-енергетичних ресурсів за останніми даними.

У 2000 р. витрати паливно-енергетичних ресурсів органічного походження в країні склали /1/:

- вугілля – 85,3 млн.т., з них власного видобутку 80.268 млн.т, імпорт біля5 млн.т , головним чином із Польщі;

- нафти - 9,51млн.т, з них власного видобутку 3.69 млн.т, імпорт 3,87 млн.т, з Росії і з 1,95 млн.т з Казахстану;

- газу - 73.4 млрд.куб.м, з них власний видобуток –18.04 млрд.куб.м., 32.8 млрд.куб.м імпорт від МЕК «Ітера» і 27.9 млрд.куб.м імпорт із Росії - плата за транзит російського газу через вітчизняну газотранспортну систему.

Забезпечення вітчизняних АЕС ядерним паливом відбувається за рахунок придбання готових ТВЕЛів у російського АТ «ТВЕЛ» ( яке виграло тендер на ці поставки в 1995 році). Умови поставок з фіксованою ціною на тривалий період є для України виграшними – сьогодні ця ціна майже на 30% нижче світової. Однак негативним фактором при цьому є монопольна залежність в цих поставках від Росії.

Аналогічна ситуація має місце і зі зберіганням відпрацьованого ядерного палива, яке вивозиться в Росію на Красноярський гірничохімічний комбінат. За поставки свіжого ядерного палива в 2000 р. Україна заплатила Росії 209,9 млн. дол., за вивіз відпрацьованого ядерного палива 46,6 млн. дол.

У той же час, Україна по запасах енергоносіїв може забезпечити свої

потреби:

- у вугіллі - на 100% протягом порядку 400 років, запаси оцінюються в обсягах до 300 млрд.т;

- у нафті з газовим конденсатом – при існуючих обсягах видобутку

протягом 20 –25 років, запаси складають 173 млн.т;

- у газі – при існуючих обсягах видобутку протягом 30 – 32 років, запаси складають 1423 млрд.куб.м;

- в урановій руді – на 100% протягом столітнього періоду при існуючому типі реакторів АЕС (при використанні реакторів на швидких нейтронах цей період складе 1000 років).

Розглянемо можливості використання цих запасів.

Вугільна промисловість. Вугілля є основним власним первинним енергоносієм України. Виробнича сфера вугільної промисловості країни за даними 2000 року налічувала 19 холдингових компаній з видобутку вугілля, до складу яких входили 137 шахт і 31 вуглезбагачувальна фабрика, дев’ять виробничих об’єднань (39 шахт, одна вуглезбагачувальна фабрика) та 13 самостійних шахт. Допоміжна сфера налічувала 274 підприємства, в тому числі дев’ять шахтобудівних, машинобудівних, транспортних холдингових компаній, 21 науково-дослідний і проектно-конструкторський інститут. У галузі діяло понад 565 тис. осіб, з яких працівниками шахт є близько 365 тис. осіб. Вартість основних фондів галузі сягає 40 млрд. грн.

Сумарна потужність вуглевидобувних підприємств галузі станом на 2000 рік оцінювалась показником близько 111 млн. т.

Зростання обсягів видобутку вугілля в Україні спостерігалося до 1976 року, коли було досягнуто максимального рівня – 218 млн. т, після чого розпочався спад, причому за останнє десятиріччя видобуток вугілля скоротився більше, ніж удвічі (таблиця 2.8).

Головна причина різкого падіння обсягів видобутку вугілля полягала в тому, що наприкінці 70-х років на рівні органів управління економікою СРСР було визнано безперспективність розвитку вугільної промисловості України. У зв’язку з цим капіталовкладення в неї майже повністю припинилося. На сьогодні вугілля видобувається на старих шахтах, у все складніших гірничо-геологічних умовах, що характеризуються значною глибиною, віддаленістю очисного фонду, підвищеним температурним режимом, високою газоносністю пластів тощо. Видобування значної кількості вугілля здійснюється у діючих очисних забоях з потужністю пласта до 1,2 м, а також на крутоспадних пластах. За відсутності ефективної для таких умов техніки крім вугілля на-гора подаються мільйони тонн породи.

Таблиця 2.8 – Обсяги видобутку вугілля в Україні в 1990-2000 рр., млн. т

Рік
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000

Видобуток
164,8
135,6
133,6
115,7
94,4
83,6
71,7
75,9
76,2
81,0
81,0

Робота в екстремальних умовах призводить до прискореного зносу виробничих потужностей. Понад 50% машин і устаткування для видобування вугілля на сьогодні є повністю зношеними, що разом з іншими чинниками унеможливлює використання потенціалу галузі.

Важкі умови вуглевидобування, неефективне використання виробничих потужностей зумовлюють зростання собівартості продукції. Вугілля, що видобувається на багатьох шахтах, є неконкурентоспроможним на світовому ринку.

Підвищена собівартість вітчизняного вугілля та криза платежів зумовлюють потребу в наданні державної підтримки з держбюджету. До того ж реструктуризація галузі – корпоратизація та закриття нерентабельних шахт, що проводяться з метою підвищення рентабельності і конкурентоспроможності вугільної промисловості, йде повільно.

Вугільна промисловість України потенційно має можливості забезпечити великі обсяги видобутку вугілля – 120-130 млн. т і більше. Але підвищена собівартість його видобування разом із необхідністю численних інвестицій для спорудження нових шахт і значний термін їх будівництва робить малоймовірним залучення приватних інвесторів до фінансування розвитку галузі. Тому перспективи вугільної промисловості країни визначатимуться передусім методами державної політики в забезпеченні доцільного рівня її розвитку.

Окрім економічної ефективності видобування вугілля в Україні необхідно зважати на інші важливі чинники, що сприяють максимальному збільшенню власного виробництва паливних ресурсів. Хоча на сьогодні існують лише фінансові перешкоди для імпорту всіх видів палива, Україна зацікавлена в тому, щоб ця продукція в максимально можливих обсягах вироблялась на її території. Це зумовлено нестачею валютних надходжень у зв’язку з низьким експортним потенціалом. Тому економічно виправданими можуть виявитись такі рішення з розвитку ПЕК, що передбачають функціонування певної кількості енергетичних підприємств, які не мають можливості витримати конкуренцію на світових паливних ринках. Необхідність прийняття таких рішень базується на аргументах, важливих для України, а саме: можливість збільшення робочих місць та зайнятості населення, ослаблення соціальної напруженості в галузях ПЕК і особливо в шахтарських регіонах; підвищення надійності енергозабезпечення та рівня енергетичної безпеки країни. Означені чинники діють у напрямі збільшення обсягів видобутку і використання власних ПЕР, насамперед – вугілля.

Вугілля Балансові, позабалансові та прогнозні ресурси вугілля складають 117,3 млрд.т, розвідані – 52,6 млрд.т, у розробці та підготовці знаходяться 23,6 млрд.т /2/.

Втім, за останні 10 років обсяг видобутку вугілля знизився в 1,7 рази, а обсяг проведення гірських виробок зменшився в 2,6 рази. При цьому обсяг проведення розкривних і підготовчих виробок на 1000 т видобутку скоротився з 10,3 м до 6,7 м, що призвело до значного падіння обсягів підготовки готових до виїмки запасів – з 131 млн.т у 1991 р. до 80,3 млн.т у 2000 р. Складається тривожна ситуація, при якій темпи відпрацьовування запасів у 1,5 рази перевищують темпи їхньої підготовки.

Положення, що створилося, у першу чергу обумовлено низьким рівнем механізації проведення гірських виробок, який складає 73%, у т.ч. рівень комбайнового проведення робіт – 41%. На більшості підприємств прохідницьке устаткування зношене на 65-80%, через що рівень його використання складає лише близько 50%.

Дефіцит фінансування прямо позначається на скороченні виробничих потужностей вугільної промисловості. Найчастіше підприємства вирішують цю проблему за рахунок залучення частини оборотних коштів вуглевидобувних підприємств, що є однією з причин зростання кредиторської заборгованості підприємств вугільної промисловості.

Погіршується якість вугілля: у 1991-1994 р. його середня теплота спалення складала 4268 ккал/кг, а в 1995-1998 р. – 4232 (калорійність закордонного вугілля складає 5100-5200 ккал/кг), збільшилася зольність вітчизняного вугілля від 33,2% до 33,4%.

На 2001 р. перед шахтарями поставлена задача забезпечити видобуток не менш 80 млн. т вугілля. Зокрема для цього необхідно ввести в експлуатацію 28 високо навантажених очисних вибоїв за рахунок коштів, що передбачені у бюджеті на придбання гірничошахтного устаткування. Також заплановано продовжити реконструкцію 7 шахт і розрізів із загальним приростом потужності 3,6 млн.т вугілля в рік і будівництво нових вугільних горизонтів на 38 діючих шахтах. У цілому, за умови виконання планів по реформуванню вугільної галузі рівень видобутку вугілля повинен досягти 93 млн.т у 2005 році і 100 млн.т у 2010 /4/.

У поточному році намітилися позитивні тенденції у вуглевидобутку: обсяг добутого вугілля в січні-квітні перевищив аналогічний показник минулого року на 0,6 млн. т, підвищується також якість вугілля.

Протягом останніх 10 років у галузі практично не проводилися відновлення та реконструкція основного устаткування. Внаслідок цього 96% обладнання теплових електростанцій (ТЕС) вже відпрацювали свій ресурс, 73% - перевищили граничний. Зараз із 36 млн. кВт потужності ТЕС тільки 17 млн. кВт можуть нести навантаження, інші потребують ремонту або реконструкції. Фактично відбувається "спрацювання" енергетики, тобто повне її фізичне зношення. Енергосистема України вже сьогодні (навіть за наявності палива) не в змозі забезпечити споживачів тими обсягами електроенергії, яких вони потребують. Розрахунки показують, що якщо не забезпечити відновлення генерації, то вже в 2005 р. дефіцит робочої потужності в енергосистемі України становитиме 7-10 млн.кВт, в 2010 р. в ній працюватимуть в основному лише АЕС та ГЕС, а починаючи з 2020 р. практично всю електроенергію Україна змушена буде імпортувати, що, безумовно, стане загрозою її державному суверенітету.

В усіх паливних галузях ПЕК спостерігається схожа ситуація - старіння основних фондів, зменшення загальних виробничих потужностей, зниження ефективності виробничої діяльності, економічних показників та ін.

Протягом всіх років незалежності транзитні газо- та нафтопроводи "заробляли" для країни значні кошти. Тільки в рахунок оплати роботи транзитних магістральних газопроводів Україна щорічно отримувала біля 30 млрд. м3 газу вартістю біля 2,4 млрд. дол. США. Однак газова галузь за цю роботу практично нічого не отримувала.

ПЕК дотував "штучно дешевими" енергоносіями практично всі галузі еконо-міки, у т.ч. експортоспроможні (металургія, сільське господарство та ін.), завдяки чому вони могли конкурувати на світових ринках. Фактично експортний пот$енціал країни багато в чому забезпечувався за рахунок ПЕК.

За минулі два роки у роботі паливно-енергетичного комплексу сталися певні позитивні зрушення. Зі створенням Міністерства палива та енергетики було організаційно завершене реформування системи органів державного управління галуззю, істотно знижено бартеризацію та не грошові форми розрахунків. Це сприяло збільшенню надходжень коштів від споживачів та деякому поліпшенню фінансового стану енергетичних компаній. Уперше за останні роки атомні електростанції України своєчасно і в достатній кількості отримали свіже ядерне паливо; НАЕК "Енергоатом" погасила борги попередніх років перед концерном "ТВЕЛ". Поступово даються взнаки здійснені у попередні роки заходи з енергозбереження: енергоємність ВВП у 2000 р. порівняно з попереднім роком скоротилася на 3%.

Тяжким випробовуванням для енергосистеми України стало стихійне лихо, обумовлене небувалим зледенінням та аваріями електричних мереж у південно-західних областях у листопаді 2000 р. Стихія завдала великих пошкоджень та збитків. Але в цій ситуації українська енергосистема зберегла свої функціональні можливості. Своєчасно спрацювала автоматика атомних електростанцій, які були виведені з роботи через пошкодження ліній електропередач. Оперативність роботи диспетчерських служб та введення в роботу резервних вугільних енергоблоків врятували енергосистему України від розпаду.

Електроенергетичний комплекс. Електроенергетика є базовою галуззю ПЕК, яка забезпечує потреби країни в електроенергії та частково в теплоенергії. Ефективність її функціонування значною мірою визначає конкурентоспроможність вітчизняної економіки, можливість її сталого зростання, якість і рівень життя населення. До 1990 року включно у країні тривало зростання як загальної встановленої потужності електростанцій, так і виробництва електроенергії (таблиця 2.1).

Таблиця 2.1 – Встановлена потужність електростанцій та виробництво електроенергії в Україні в 1980-2000 рр. (станом на 31.12 відповідного року)

Рік
Встановлена

потужність, ГВт
ТЕС
АЕС
ГЕС і ГАЕС
Виробництво, млрд. кВт×год

1980
41,8
35,82
2,0
3,99
234,5

1985
48,97
35,4
3,38
4,69
270,1

1990
55,4
36,9
13,82
4,69
298,5

1991
55,4
36,9
13,82
4,69
276,7

1992
55,3
36,7
13,82
4,69
251,0

1993
54,2
36,7
12,82
4,69
228,3

1994
54,2
36,6
12,82
4,69
201,6

1995
54,1
36,6
12,82
4,69
192,5

1996
54,0
36,5
12,82
4,69
181,7

19 97
53,9
36,4
12,82
4,69
177,0

1998
53,9
36,4
12,82
4,69
172,0

1999
53,9
36,4
12,82
4,69
171,5

2000
52,9
36,4
11,82
4,69
171,4

У період з 1990-го по 2000 рік встановлена потужність електростанцій зменшилася приблизно на 5% за рахунок виведення з експлуатації Чорнобильської АЕС та іншого устаткування, тоді як виробництво електроенергії скоротилось майже на 43% від 298,5 млрд. кВт×год. у 1990 році до 170,7 млрд. кВт×год. у 2000-му. При цьому виробництво електроенергії на АЕС і ГЕС за цей період змінилося несуттєво. Основне падіння її виробництва відбулося на ТЕС (більше ніж у 2,5 разу). На це вплинули переважно два чинники: загальний економічний спад і, як наслідок, зменшення потреби в електроенергії; криза платежів за спожиту електроенергію, що призвела до неможливості закупівлі в необхідних обсягах палива для ТЕС. Тож оскільки зараз встановлена потужність ТЕС використовується далеко не повністю, за їх рахунок можна збільшити обсяги виробництва електроенергії, забезпечивши її загальні обсяги щонайменше на рівні обсягів 1991 року.

Основою електроенергетики країни є Об’єднана електроенергетична система, яка здійснює централізоване електрозабезпечення внутрішніх споживачів. ОЕС взаємодіє з енергосистемами суміжних країн, забезпечує експорт та імпорт електроенергії. До її складу входять вісім регіональних електроенергетичних систем: Дніпровська, Донбаська, Західна, Кримська, Південна, Південно-Західна, Північна і Центральна, зв’язані між собою системо­утворюючими і міждержавними лініями електропередачі напругою 750 кВ і 330-500 кВ.

Централізоване виробництво електричної енергії в ОЕС здійснюють 14 найбільш потужних теплових і вісім гідравлічних електростанцій, які входять до складу шести державних акціонерних енергогенеруючих компаній, підпорядкованих Мінпаливенерго України, та чотири АЕС, які входять до складу Національної атомної енергогенеруючої компанії “Енергоатом”.

Розподіл електричної енергії в ОЕС виконують 24 обласні акціонерні енерго­постачальні компанії, енергопостачальні компанії Автономної Республіки Крим, міст Києва та Севастополя. Мінпаливенерго України здійснює корпоративне управління енергопо­стачальними компаніями в межах пакетів акцій, що залишилися в державній власності.

Транспортування електричної енергії від енергогенеруючих до енергопостачальних компаній магістральними і розподільними електромережами країни загальною довжиною понад мільйон кілометрів, а також необхідні при цьому диспетчерські функції забезпечує Національна енергетична компанія “Укренерго”, до складу якої входять вісім згаданих вище регіональних електроенергетичних систем.

На теплових електростанціях Мінпаливенерго станом на 31 грудня 2000 року налічувалося 104 крупних енергоблоки – 99 конденсаційних та п’ять теплофікаційних із загальною встановленою потужністю 28,7 млн. кВт, що становить 91,7% встановленої потужності теплових електростанцій Міненерго і 53,2% загальної встановленої потужності електростанцій ОЕС. З 99 конденсаційних енергоблоків вісім мають потужність 720-800 МВт, 42 – 282-300 МВт, 43 – 175-210 МВт, 6 – 150 МВт (таблиця 2.2). Одинична встановлена потужність усіх п’яти теплофікаційних енергоблоків дорівнює 250 МВт.

Електростанції з енергоблоками потужністю 150 МВт було збудовано та введено в експлуатацію у 1959-1964 рр., 200 МВт – у 1960-1975 рр., 300 МВт – у 1963-1988 рр., 800 МВт – у 1967-1977 рр.

На кінець 2000 року понад 95% енергоблоків відпрацювали свій розрахунковий ресурс (100 тис. годин), більше половини з них перебувають в експлуатації понад 200 тис. годин. До 2005 року частка устаткування з терміном експлуатації 30 і більше років становитиме близько 80%.

Таблиця 2.2 – Характеристики енергетичних блоків ТЕС України

Назва станції
Потужність енергоблоків (проектна), МВт
Кількість енергоблоків
Роки введення

в експлуатацію
Пере маркована потужність енергоблоків, МВт

Луганська
8´200
8
1961-1969
8´175

Старобешівська
10´200
10
1961-1967
10´175

Слов’янська
2´800
2
1967-1971
1´720

Вуглегірська
4´300+3´800*
7
1972-1977
 

Курахівська
1´200+6´210
7
1971-1975
 

Зуївська
4´300
4
1981-1988
 

Придніпровська
4´150+4´300
8
1958-1965
4´285

Криворізька
10´300
10
1965-1973
10´282

Запорізька
4´300+3´800*
7
1972-1979
1´700

Зміївська
6´200+4´300
10
1960-1969
6´175+4´275

Трипільська
4´300+2´300*
6
1969-1972
 

Ладижинська
6´300
6
1970-1971
 

Добротвірська
2´150
2
1963-1964
 

Бурштинська
12´200
12
1965-1969
12´175

Харківська ТЕЦ-5
1´250*
1
1986
 

Київська ТЕЦ-5
2´250*
2
1974-1976
 

Київська ТЕЦ-6
2´250*
2
1982-1984
 

* Газомазутні енергоблоки; усі інші – пиловугільні.

Помітну частку електричної та теплової енергії виробляють теплоелектроцентралі загального користування, які входять до складу систем централізованого теплозабезпечення міст. Більшість ТЕЦ збудовано ще в 40-50-ті рр. Усі вони, за винятком Київських ТЕЦ-5 і ТЕЦ-6 та Харківської ТЕЦ-5, є фізично зношеними та морально застарілими.

Відбувається подальше інтенсивне спрацьовування основного устаткування ТЕС, зумовлене використанням низькоякісного (непроектного) палива на багатьох блочних електростанціях і роботою базових ТЕС у змінних режимах через нестачу маневрових потужностей в ОЕС, а також значним зменшенням коштів і ресурсів на відновлення устаткування. У найбільш критичному стані перебуває устаткування ТЕС Донецько-Дніпровського та Західного регіонів через спалювання на них вугілля значно нижчої якості, ніж це передбачено проектом.

На сучасну теплову енергетику України впливає багато негативних чинників, зокрема:

-       значно збільшилася питома вага використання низькореакційного вугілля з високим вмістом золи і сірки, що негативно позначається на стані устаткування та екологічній ситуації;

-       підвищилися ціни на природний газ і мазут, що призвело до зменшення обсягів їх споживання через відсутність коштів;

-       збільшується заборгованість за спожиту енергію, що ускладнює оплату палива, розрахунки з підрядними організаціями за виконані роботи;

-       існує високий ступінь залежності від монопольних поставок імпортних паливно-енергетичних ресурсів, устаткування, запасних частин, послуг, що зумовлено недостатнім рівнем розвитку власної машинобудівної та паливодобувних галузей з одночасним порушенням економічних зв’язків;

-       у регіонах розташування великих ТЕС загострилась екологічна ситуація через відсутність ефективного газоочисного устаткування та сучасних котлоагрегатів для спалювання низькоякісного вугілля з високим вмістом шкідливих речовин;

-       недостатній обсяг інвестицій у розвиток галузей паливно-енергетичного комплексу, розроблення і впровадження енергоефективних та енергозберігаючих технологій.

Виробництво електроенергії на ТЕС не відповідає сучасному світовому технічному рівню. Подальша експлуатація устаткування ТЕС без проведення реконструкції, технічного переоснащення, впровадження нових технологій може призвести до необоротного процесу деградації енергетики України, що негативно вплине на енергетичну безпеку держави.

Атомна енергетика України базується на роботі чотирьох АЕС: Запорізької, Рівненської, Хмельницької та Південно-Української. На кінець 2000 року на цих атомних електростанціях працювало 13 енергоблоків із загальною встановленою потужністю 11,818 млн. кВт (таблиця 2.3).

Досить значна кількість тепломеханічного та електротехнічного устаткування (від 2000 до 5000 одиниць на блок) потребує на заміну через закінчення терміну експлуатації.

Великим недоліком залишається відсутність необхідної інфраструктури для забезпечення надійної та безпечної роботи АЕС, включаючи наукову та інженерну підтримку їх експлуатації, забезпечення запасними частинами, змінним устаткуванням і матеріалами вітчизняного виробництва, економічно доцільну систему паливозабезпечення, поводження з відпрацьованим ядерним паливом і радіоактивними відходами.

З огляду на виняткову важливість надійного функціонування АЕС, їх значний внесок у загальне виробництво електроенергії, наявний дефіцит органічного палива в Україні, необхідний комплекс заходів щодо:

-       завершення робіт з комплексного аналізу безпеки діючих і споруджуваних енергоблоків, перехід на міжнародну систему їхнього ліцензування;

-       завершення реалізації програм модернізації діючих енергоблоків з метою подовження терміну їх роботи, підвищення безпеки та надійності їх експлуатації;

-       вирішення проблем надійного забезпечення АЕС паливом;

-       створення національної інфраструктури поводження з відпрацьованим ядерним паливом;

-       розроблення та реалізації галузевої програми поводження з радіоактивними відходами;

-       зняття з експлуатації об’єктів атомної енергетики;

-       вибору ядерних установок нового покоління з поліпшеними характеристиками щодо безпеки;

-       забезпечення фізичного захисту об’єктів ядерної енергетики;

-       забезпечення ефективної науково-інженерної підтримки експлуатації АЕС.

Таблиця 2.3 – Характеристика енергоблоків АЕС України

Назва АЕС
№ енерго-блока
Тип реактора
Встановлена елект-рична потужність, млн. кВт
Початок будів-ництва
Дата введення в експлуатацію

ЗАЕС
1

2

3

4

5

6
ВВЕР-1000/320

ВВЕР-1000/320

ВВЕР-1000/320

ВВЕР-1000/320

ВВЕР-1000/320

ВВЕР-1000/320
1000

1000

1000

1000

1000

1000
04.80

04.81

04.82

01.84

07.85

06.86
10.12.84

22.07.85

10.12.86

18.12.87

14.08.89

19.10.95

ПУАЕС
1

2

3
ВВЕР-1000/320

ВВЕР-1000/320

ВВЕР-1000/320
1000

1000

1000
03.77

10.79

02.85
31.12.82

06.01.85

20.09.89

РАЕС
1

2

3
ВВЕР-440/213

ВВЕР-440/213

ВВЕР-1000/320
402

461

1000
08.76

10.77

02.81
22.12.80

22.12.81

21.12.86

ХАЕС
1
ВВЕР-1000/320
1000
11.81
22.12.87

Гідроенергетика відіграє винятково важливу роль у функціонуванні української енергосистеми, оскільки ГЕС і ГАЕС є фактично єдиним джерелом її пікових потужностей.

Встановлена потужність гідроелектростанцій України на кінець 2000 року становила 4,7 млн. кВт. Основою гідроенергетики України є ГЕС-ГАЕС Дніпровського каскаду (ДАЕГК “Дніпрогідроенерго”) сумарною встановленою потужністю 3906,9 МВт, у тому числі: Київська ГЕС – 361,2 МВт; Канівська ГЕС – 444 МВт; Кременчуцька ГЕС – 625 МВт; Дніпродзержинська ГЕС – 352 МВт; Дніпровська ГЕС – 1538,2 МВт; Каховська ГЕС – 351 МВт; Київська ГАЕС – 235,5 МВт. Усі ГЕС Дніпровського каскаду за тривалий час експлуатації зазнали серйозних змін. Устаткування станцій та споруди гідровузлів мають високий ступінь фізичного зносу і потребують реконструкції.

У стадії формування перебуває Дністровський каскад (ДАЕГК “Дністрогідроенерго”). Дністровська ГЕС-1 потужністю 702 МВт введена в дію 1983 року, є швидкореагуючим резервом потужності в ОЕС України. Завершується будівництво Дністровської ГЕС-2. Триває будівництво Дністровської ГАЕС з метою повного використання гідроенергетичного потенціалу Дністровського гідровузла і збільшення частки високоманеврових потужностей в ОЕС України, які регулюють частоту та забезпечують роботу атомних електростанцій.

Передбачено будівництво семи агрегатів загальною потужністю 2268 МВт. Ступінь готов­ності об’єктів першої черги ГАЕС становить близько 31%, у тому числі першого гідроагрегату – 55%.

З огляду на необхідність покриття пікових навантажень, убезпечення роботи АЕС у перехідних режимах і створення аварійного резерву потужності в енергосистемі південного регіону України важливим є спорудження і введення в експлуатацію першої черги (два гідроагрегати) Ташлицької ГАЕС.

Україна, особливо її правобережна частина та Карпати, має істотні резерви гідроресурсів. З огляду на значну економічну ефективність середніх і малих ГЕС ці ресурси в майбутньому повинні бути використані.

Електромережі української енергосистеми налічують понад мільйон кілометрів повітряних та кабельних ліній електропередач усіх класів напруги, а також 207144 трансформаторні підстанції напругою 6-750 кВ загальною потужністю 202418 МВА.

У цілому по Мінпаливенерго налічується 131 підстанція напругою 220 кВ і вище загальною потужністю 76075 МВА. Довжина повітряних ліній напругою 220-750 кВ становить майже 22 тис. км.

Розвиток магістральних електричних мереж напругою 330 кВ в Україні припав на 60-ті рр. із початком будівництва ряду підстанцій та системоутворюючих повітряних ліній електропередачі. Нині в експлуатації перебуває 86 підстанцій напругою 330 кВ загальною потужністю 48972,4 МВА і 13 тис. км ліній електропередачі напругою 330 кВ.

Для видачі потужності атомних і теплових електростанцій та створення магістральних і міждержавних електричних зв’язків було споруджено об’єкти електричних мереж з класом напруги 750 кВ. Це дало можливість збільшити дальність передачі електричної енергії до 1000 км, а також довести потужність, яка може передаватись, до 2500 МВА. В Україні функціонує сім підстанцій напругою 750 кВ загальною потужністю 14622 МВА: “Західноукраїнська”, “Вінницька”, “Запорізька”, “Дніпровська”, “Донбаська”, “Південнодонбаська” та “Новодонбаська”. Протяжність повітряних ліній електропередачі напругою 750 кВ становить 4,1 тис. км.

Електромережі напругою 800, 500 та 400 кВ, що споруджувалися для міждержавних та міжреспубліканських зв’язків, мають обмежене розповсюдження на території України. Функціонують одна підстанція напругою 500 кВ потужністю 1252 МВА та дві підстанції напругою 400 кВ потужністю 1339 МВА. Загальна протяжність повітряних ліній напругою 400, 500 та 800 кВ становить 753 км.

Розподільчі електромережі напругою 0,4-150 кВ охоплюють усю територію держави і виконують переважно функції розподілу та передачі електроенергії безпосередньо споживачам.

За станом на 31 грудня 2000 року розподільчі мережі Мінпаливенерго налічували:

-       923 тис. км повітряних ліній електропередачі напругою 0,4-150 кВ і 207013 трансформаторних підстанцій напругою 6-150 кВ загальною потужністю 126342,5 МВА, в тому числі близько 50 тис. км повітряних ліній і 1412 підстанцій напругою 110-150 кВ загальною потужністю 57370,4 МВА;

-       70,6 тис. км повітряних ліній електропередачі та 3866 підстанцій напругою 35 кВ загальною потужністю 25425,9 МВА; 330,2 тис. км повітряних ліній і 201735 підстанцій напругою 6-20 кВ сумарною потужністю 43546,2 МВА; 472,5 тис. км повітряних ліній напругою 0,4 кВ.

Довжина кабельних ліній електропередачі напругою 0,4-110 кВ становить 65667 км, у тому числі 25417 км – напругою 0,4 кВ, 39800 км – напругою 6-10 кВ, 447 км – напругою 35-110 кВ.

Через важке фінансове становище галузі витрати на проведення капітальних ремонтів та реконструкції електромереж протягом останніх п’яти років різко зменшились, унаслідок чого технічний стан мереж з кожним роком погіршується.

Нафтогазовий комплекс. Україна є однією з найстаріших нафтовидобувних держав світу. Видобуток нафти з її надр провадиться вже понад 100 років. На її території існують три нафтогазових регіони: Карпатський (Західний), Дніпровсько-Донецький (Східний) і Причорноморсько-Кримський (Південний). У межах цих регіонів відкрито 331 родовище нафти і газу з початковими видобувними запасами 3440 млн. т у.п. Із них – 238 родовищ перебувають у промисловій та дослідно-промисловій експлуатації, на решті проводяться геологорозвідувальні роботи, облаштування свердловин і родовищ, підготовка їх до промислової експлуатації.

За весь період експлуатації нафтових і газових родовищ України станом на 31 грудня 2000 року було видобуто 295 млн. т нафти, 64 млн. т конденсату, 1694 млрд. м3 природного газу і 72 млрд. м3 газу, розчиненого в нафті. Максимального видобутку нафти в обсязі 14,4 млн. т було досягнуто в 1972 році, а газу в обсязі 68,3 млрд. м3 – у 1975-му. Починаючи з другої половини 70-х рр., унаслідок виснаження великих родовищ і введення в розробку невеликих покладів, спостерігалось погіршення структури розвіданих запасів нафти і газу, що призвело до зменшення обсягів їх видобутку з середніми річними темпами 3,3-3,7%, які мали місце до 1993 року.

Комплекс заходів з підвищення ефективності використання виробничої та ресурсної баз, підтримання пластового тиску в основних нафтових родовищах, застосування методів інтенсифікації роботи свердловин дав змогу стабілізувати обсяги видобутку нафти і газу в Україні в 1994-2000 рр. на рівні 3,7-3,8 млн. т і 18,0-18,1 млрд. м3 (таблиця 2.4).

Таблиця 2.4 – Обсяги видобутку газу та нафти в Україні в 1990-2000 рр.

Показники
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000

Природний газ, млрд. м3
28,1
24,3
20,9
19,2
18,3
18,2
18,4
18,1
17,9
18,1
17,9

Нафта і газовий конденсат, млн. т
5,3
4,9
4,5
4,2
4,2
4,1
4,1
4,14
3,94
3,8
3,7

Україна володіє потужною газотранспортною системою, яка є її справжнім національним багатством. До її складу входять 36,7 тис. км газопроводів (у тому числі 23,5 тис. км магістральних газопроводів і 13,2 тис. км газопроводів-відводів), 72 компресорні станції загальною потужністю 5,4 млн. кВт, 14 підземних сховищ газу загальним активним об’ємом понад 30 млрд. м3, понад 1,3 тис. газорозподільних станцій.

Структура газопроводів України станом на 2000 рік мала такий вигляд: діаметр 1420 мм – 16,4%; діаметр 1020-1200 мм – 24,6%; діаметр 720-820 мм – 16%; діаметр 100-520 мм – 43%.

По вхідних газопроводах на кордоні України потужність ГТС перевищує 230 млрд. м3 на рік, по вихідних – 170 млрд. м3.

За термінами служби газопроводи характеризуються таким чином: до 10 років – 36%; 10-20 років – 30%; 20-30 років – 16%; понад 30 років – 18%.

У складі ГТС України експлуатуються 20 типів газоперекачувальних агрегатів, 76,7% з них мають газотурбінні двигуни вітчизняного та іноземного виробництва. Загальна кількість ГПА становить близько 450 установок з одиничною потужністю від 2,6 до 25 МВт. У таблиці 2.5 наведено протяжність газопроводів і кількість компресорних цехів ГТС України за періодами до 2000 року включно.

Таблиця 2.5 – Протяжність газопроводів і кількість компресорних цехів ГТС України

Показники
1975
1980
1985
1990
2000

Протяжність, тис. км
10,1
20,3
25,9
30,6
34,3

Кількість компресорних цехів
43
73
104
114
121

Більше половини встановленої потужності ГТС України використовується для забезпечення експортних поставок газу.

Такі потужні газопроводи, як “Союз”, “Прогрес” та Уренгой-Ужгород будувались і використовуються як суто транзитні. На більшості КС цих газопроводів встановлено імпортне високотехнологічне устаткування, але значна його частина вже потребує на заміну та реновацію. Динаміку зростання продуктивності ГТС України та обсягів транспорту природного газу на експорт за період з 1980-го по 2000 рік наведено в таблиці 2.6.

Таблиця 2.6 – Динаміка зростання продуктивності ГТС України та обсягів транспорту газу на експорт

Показники
1980
1985
1990
2000

Продуктивність, млрд. м3/рік
135
177
215
235

Експорт в Європу, млрд. м3/рік
53,8
68,3
104,1
109,3

Ці характеристики свідчать про унікальність, розвиненість і досить високий технічний рівень системи газопостачання України. Окрім наведеного є ще одна особливість, яка ще більше підкреслює унікальність і багатство української системи газопостачання. Велике надбання цієї системи становить наявність потужних підземних сховищ газу (ПСГ). Зазначимо, що ПСГ суттєво підвищують маневреність і надійність системи газопостачання, цими характеристиками вона вигідно відрізняється, наприклад, від російської системи, а за загальною ємністю ПСГ посідає одне з перших місць у світі.

На сьогодні в Україні діє 14 ПСГ з активним об’ємом понад 35 млрд. м3, потенційний їх активний об’єм сягає 40 млрд. м3.

Фонд експлуатаційних свердловин ПСГ становить понад 1100 одиниць, встановлена потужність 13 компресорних станцій – 660 МВт.

Продуктивність ПСГ характеризується такими основними показниками: максимальне добове закачування газу – 200 млн. м3, добовий відбір – 240 млн. м3 за їх потенційних можливостей 320 і 380 млн. м3 відповідно. Основні технічні характеристики ПСГ України наведено в таблиці 2.7.

Безпосереднє постачання споживачів природним газом забезпечують газорозподільні мережі. Станом на 2000 рік загальна протяжність мережі розподільних газопроводів становить 232,4 тис. км. У цій мережі налічується 15446 газорозподільних і 27613 шафних пунктів. З метою захисту газопроводів від дії електромагнітної корозії встановлено 26 тисяч станцій катодного захисту, що дозволяє захистити майже 90% усіх розподільних газопроводів. У галузі триває поступовий перехід на спорудження розподільних газопроводів з поліетиленових труб, загальна протяжність яких сягатиме 2,6 тис. км.

Таблиця 2.7 – Основні характеристики ПСГ України

 
1975
1980
1985
1990
2000

Активна ємність, млрд. м3
2,4
6,1
12,5
32,2
35,0

Закачування газу, млрд. м3
2,4
2,0
12,7
18,0
16,0

Відбір газу, млрд. м3
1,1
2,8
7,0
20,2
16,0

Усього в Україні налічується понад 15,5 млн. газифікованих квартир, у населення встановлено 15,4 млн. газових плит, 3,1 млн. водонагрівачів і 2,2 млн. опалювальних котлів.

Починаючи з 1994 року, розпочалося широке впровадження приладного обліку газу в наявному житловому фонді. На середину 2001 року встановлено 3 млн. побутових лічильників газу, що становить близько 30% від планових завдань.

Україна має також розвинену нафтопровідну систему. Вона складається з двох з’єднаних між собою частин: східної – “Придніпровські магістральні нафтопроводи” та західної – “Магістральні нафтопроводи “Дружба””. Загальна довжина нафтопроводів становить 4520 км, в їх складі працюють 37 нафтоперекачувальних станції загальною встановленою потужністю 550 тис. кВт. Загальна ємність резервуарного парку – 800 тис. м3. За останні роки обсяги транспортування нафти українськими нафтопроводами становили 64-66 млн. т/рік, експортний транзит – 53-55 млн. т/рік.

Розвиток нафтопровідної системи України пов’язується, насамперед, з реалізацією проекту євразійського нафтотранспортного маршруту Одеса – Броди – Гданськ. За цим проектом на території України вже завершено будівництво нафтопроводу Одеса – Броди та терміналу “Південний” в районі Одеси. Цим нафтопроводом можна буде транспортувати до дев’яти млн. т нафти щорічно, а після завершення будівництва його другої черги технологічна потужність системи сягне 40 млн. т на рік, з яких 30 млн. т можливо подавати на експорт в Європу.

Нафтопровід Одеса – Броди є найкоротшим шляхом від Чорного моря до південної гілки нафтопроводу “Дружба”, який на сьогодні недозавантажений на 5-6 млн. т нафти на рік. Спорудження нафтопроводу дозволить подавати нафту до НПЗ Словаччини, Чехії, Угорщини, а після будівництва з’єднувальних нафтопроводів – до Австрії та Німеччини.

Продовження нафтопроводу до польського міста Адамова Застава з’єднає українську систему із західною гілкою нафтопроводу “Дружба”, що дозволить транспортувати нафту з Чорного моря на ринки Польщі, Німеччини та регіону Балтійського моря.

В Україні створено потужну нафтопереробну промисловість, шість вітчизняних нафтопереробних заводів до 1990 року переробляли близько 62 млн. т нафти на рік. При цьому середньорічна потужність Кременчуцького НПЗ (зараз ВАТ “Кременчукнафто­оргсинтез”) становила 18,6 млн. т/рік, Херсонського (ВАТ “Херсоннафтопереробка”) – 8,6 млн. т, Одеського (ВАТ “Лукойл-Одеський НПЗ”) – 3,9 млн. т, Дрогобицького (ВАТ “НПК-Галичина”) – 3,9 млн. т, Надвірнянського (ВАТ “Нафтохімік Прикарпаття”) – 3,4 млн. т, Лисичанського (ВАТ “Лисичанськнафтооргсинтез”) – 23,5 млн. т. Особливість вітчизняної нафтопереробної промисловості полягає у незначній глибині переробки нафти (1990 року – близько 55%), що частково зумовлювалося значними потребами в мазуті як енергетичному паливі.

Відносно мала глибина переробки нафти за істотної різниці у світових цінах на важкі та легкі нафтопродукти робить економічно недоцільною переробку імпортної нафти на вітчизняних НПЗ навіть за умов зростання останнім часом глибини переробки до 60-65%. Винятком є лише робота за давальницькими схемами. Тому обсяги переробки нафти в Україні за даними 2000 року скоротилися до 12-13 млн. т, наявні потужності (приблизно 50-52 млн. т на рік) завантажені лише на 20-25%, а близько 65-70% загальної переробки нафти здійснюється за давальницькими схемами. За таких умов значно зросла частка (приблизно до 30%) власної нафти у загальних обсягах її переробки.

Для того щоб повністю та всесторонньо розглянути мою тему нам також необхідно розглянути стан енергетичної безпеки. Отже розглянемо стан енергетичної безпеки.

Енергетична незалежність багато в чому визначає рівень національної безпеки. На сьогодні рівень енергетичної безпеки нашої країни критично низький. Обумовлене це не тим, що власними природними енергоресурсами Україна забезпечує свої потреби приблизно на 47% (паливними - на 37%). Більшість країн світу має такий або навіть гірший рівень енергетичної самозабезпеченості. Проблема полягає в іншому - в монопольному характері залежності енергетики України від імпорту.

Досвід та практика забезпечення імпортованими енергоресурсами в розвинених країнах свідчать про те, що воно повинно здійснюватись щонайменше з трьох-чотирьох незалежних та стабільних джерел. Небезпечна ситуація, коли біля 78% всього споживаного в країні газу постачається з території однієї держави, повною мірою себе ще не проявила. Єдиною причиною, що стримує катастрофу, є монопольне становище України по відношенню до Росії у транспортуванні російського газу в Західну Європу (біля 90% експортних поставок газу Росія реалізує через українські транзитні газопроводи).

Останнім часом Росія здійснює ряд заходів щодо прокладення нових експортних газопроводів у Західну Європу в обхід України. Підвищена увага до цих подій обумовлена в основному негативною перспективою зменшення обсягів транзиту газу через українську територію та відповідного зменшення його оплати. Поза увагою залишається те, що після спорудження Росією обхідних газопроводів Україна втратить монополію на транзит російського газу, яка досі певною мірою стримувала реалізацію можливостей Росії як монопольного постачальника природного газу в Україну. Про перспективу подальшого стану за таких умов свідчать наступні дані: з моменту здобуття незалежності Україна платила Росії за природний газ за цінами, які в 2,5-3 рази перевищують ціни для країн Західної Європи (з урахуванням витрат на його транспортування). За цей період збитки України склали декілька мільярдів доларів США.

Закупівля великих обсягів природного газу за високими цінами важким тягарем лягає на економіку країни. У майбутньому за умов збереження монополізму на постачання газу в Україну і спорудження обхідних газопроводів один цей фактор в змозі повністю зруйнувати економіку, оскільки за таких умов ціни на газ можуть бути ще суттєво підвищені.

Тому на сьогодні немає іншого напрямку забезпечення енергетичної та національної безпеки, окрім вирішення проблеми диверсифікації джерел постачання природного газу в Україну. Реалізація такої стратегії потребує значних коштів, однак їх обсяги значно менші за збитки, яких ми вже зазнали, і набагато менші за майбутні втрати.

Для того, щоб повністю розглянути цю тему необхідно також аналізувати енергетичну безпеку. Отже розглянемо питання енергетичної безпеки. Енергетична безпека країни визначається сукупністю внутрішніх і зовнішніх факторів. Основними внутрішніми факторами є фізичний та технологічний стан устаткування в галузях ПЕК, структура споживання енергоресурсів в країні, її паливно-енергетичні баланси, фінансовий стан енергетичних підприємств, кадрове забезпечення енергетичних галузей.

Головними зовнішніми факторами енергетичної безпеки є абсолютні та відносні обсяги імпорту енергоресурсів, структура імпорту ПЕР і ступінь диверсифікації джерел імпорту енергоносіїв. Енергетичну безпеку справедливо пов’язують із національною безпекою держави. Більшість країн світу створюють сприятливі умови для раціонального розвитку і функціонування власної енергетики. В Україні таких умов немає, натомість тут сформувалася протилежна тенденція.

Нафтогазовий комплекс та електроенергетична галузь фактично є “донорами” для інших галузей економіки. Підтримання загального соціально-економічного рівня здійснюється шляхом систематичного виснаження власної енергетики.Починаючи з 1991 року в структурі тарифів на електроенергію не було передбачено витрат на відновлення та реконструкцію основного устаткування. Внаслідок цього нині понад 96% устаткування теплових електростанцій уже відпрацювало свій ресурс, а 73%