Вступ
Прискорений соціально-економічний розвиток країни нерозривно пов'язаний з рівнем розвитку всіх галузей паливно-енергетичного комплексу, вдосконалення енергетичного балансу з обов'язковим врахуванням досягнень науково-технічного прогресу. Всебічна інтенсифікація виробництва ставить перед паливно-енергетичним комплексом нові завдання, збільшує його роль у прискоренні темпів економічного зростання, у підвищенні продуктивності праці завдяки значному зростанню її енерго- та електроозброєності.
Відомо, що ефективність та інтенсивність суспільного виробництва значною мірою залежить від його енергозабезпеченості, бо енергетика створює особливі матеріальні ресурси – енергетичні, які обумовлюють функціонування практично всього виробничого апарату сучасної економіки. Тому в нових економічних умовах паливо і енергію слід розглядати і як матеріальний ресурс, і як матеріальний фактор суспільного виробництва.
На сучасному етапі роль паливно-енергетичного комплексу неухильно зростає. Його розвиток значною мірою обумовлює темпи, масштаби і економічні показники зростання продуктивних сил та їх розміщення, створює необхідні умови для подальшого покращання умов праці і підвищення рівня життя людей. В зв’язку з цим я вважаю, що вивчення галузевої структури ПЕК та чинників які впливають на розміщення його галузей е дуже актуальною темою для вивчення.
Ціллю курсової роботи є вивчення структури паливно-енергетичного комплексу, його проблем та основних чинників які впливають на розміщення його галузей.
1. Паливно-енергетичний комплекс та його економічні характеристики
1.1
Вугільний підкомплекс
Запаси вугілля на території України зосереджені в основному в трьох басейнах: Донецькому, Львівсько-Волинському та Дніпровському. В загальних запасах вугілля в Україні (117,1 млрд. т) найвища питома вага належить Донецькому басейну – 87,0% (101,9 млрд. т), Львівсько-Волинському та Дніпровському – відповідно 2,0% (2,3 млрд. т) та 3,5% (4,1 млрд. т).;
Крім того, запаси вугілля є на території Харківської і Полтавської областей – 8,7 млрд. т та Закарпатської вугленосної площі – 0,2 млрд. т. Із загальних запасів 42,5 млрд. т віднесено до прогнозних ресурсів.
Запаси вугілля в Україні цілком достатні для задоволення власних потреб і забезпечення експортних поставок. Однак складні гірничо-геологічні та технологічні умови розробки вугільних родовищ України, в першу чергу Донбасу, суттєво впливають на економічну ефективність виробництва у вугільній промисловості.
Таблиця 1. Розміщення основних запасів вугілля на території України на 01.01.2009 p.
| Запаси всього | Балансові запаси | Забалансові запаси | ||||||||
| басейни | млрд. | % | А+ В + С, | С2
|
Всього | млрд. т | % | |||
| млрд. т | % | млрд. т | % | млрд. т | % | |||||
| Україна | 117,1 | 100,0 | 45,7 | 100,0 | 11,2 | 100,0 | 56,9 | 100,0 | 17,4 | 100,0 |
| Донецький басейн | 101,9 | 87,0 | 42,2 | 92,3 | 10,7 | 95,5 | 52,9 | 93,0 | 16,7 | 96,0 |
| Львівсько-Волинський басейн | 2,3 | 2,0 | 1,2 | 2,6 | 0,25 | 2,2 | 1,5 | 2,6 | 0,4 | 2,3 |
| Дніпровський басейн | 4,1 | 3,5 | 1,9 | 4,2 | 0,25 | 2,2 | 2,2 | 3,9 | 0,2 | 1,1 |
Наведені в табл. 1 дані характеризують стан вугільних басейнів України. Вони свідчать про те, що геологічні запаси вугілля в Донецькому басейні зосереджені переважно в тонких і надто тонких пластах потужністю до 1,2 м. Середня глибина розробки родовищ наближається до 700 м, а максимальна – становить 1400 м. На горизонтах понад 600 м функціонує майже 60% шахт, на частку яких припадає понад половини всього видобутого вугілля. Пласти, які вважаються небезпечними щодо раптових викидів вугілля і газу, характерні для 40% шахт.
Умови розробки вугільних пластів Львівсько-Волинського і Дніпровського басейнів більш сприятливі. Максимальна глибина розробки пластів Львівсько-Волинського басейну становить 550 м, а потужність пластів вугілля – від 1 до 1,5 м. Небезпека раптових викидів вугілля і газу майже відсутня. Разом з тим зольність видобутого вугілля (47,6%) значно перевищує аналогічний показник в Донбасі (36,2%) і до того ж запаси вугілля досить обмежені (2,0% усіх запасів вугілля України).
В Дніпровському басейні зосереджені запаси бурого вугілля, яке на відміну від кам'яного має більш низьку теплотворну здатність і використовується головним чином для виробництва буро-вугільних брикетів, які споживаються населенням на комунально-побутові потреби. Розробка буровугільних родовищ проводиться підземним та відкритим способом. Частка відкритих розробок становить 88,2%. Глибина залягання пластів невелика – максимальна 100 м. Середня глибина розробки пластів на шахтах сягає 90 м, на розрізах – 64 м. Зольність видобутого вугілля нижча, ніж у Донбасі та Львівсько-Волинському басейні і становить 21,7%, однак запаси вугілля також невеликі (3,5% від усіх запасів вугілля України).
Великий вплив на ефективність роботи галузі має стан виробничих фондів шахт. Сьогодні до 40% шахт працює понад 50 років, а найбільш старі шахти мають строк служби понад 70 років. Лише 8% шахт експлуатуються менше 20 років.
Незважаючи на значний строк експлуатації шахт, обсяги реконструкції і будівництва нових шахт з 1975 р. стали різко зменшуватися. За останні 15–20 років у Донбасі не було закладено жодної шахти, у Львівсько-Волинському басейні – одна, в Дніпровському басейні – один розріз. Остання масова реконструкція вугільних шахт була проведена у другій половині 60-х – на початку 70-х років. Тоді вона була здійснена на 25% підприємств.
Однією з причин такого важкого стану було обмеження капітальних вкладень на оновлення виробничих потужностей вугільної промисловості України. Це пов'язано з тим, що протягом трьох останніх десятиліть вся інвестиційна діяльність у вугільній промисловості була орієнтована на розвиток видобутку вугілля у східних регіонах колишнього СРСР.
Усе це і визначило різке гальмування процесу оновлення виробничих потужностей і погіршення структури шахтного фонду в Україні.
Виробничі потужності, що вибули у 2008–2010 pp., склали 78,7 млн. т. Це призвело до зниження видобутку вугілля до надзвичайно низького рівня –30,79 млн. т в 2010 р. при 77,80 млн. т в 2008 p., або більше ніж у два разів (табл. 2).
Найбільше зниження обсягів видобутку відбулося за цей час у Дніпровському буровугільному басейні – на 96,9%, тоді як у Донецькому – на 95,5%, Львівському – 88,6% та Волинському – на 82.9%.
Видобуток вугілля в Україні у 2008–2010 pp., млн. т
| Найменування об'єкту обліку | Факт, тис. тонн | Відхилення (+/–) від | |||
| плану | січня-грудня 2007 р. | ||||
| тис. тонн | % | тис. тонн | % | ||
| 1. Підприємства України загалом, | 77802,2 | +6846,4 | 109,6 | +2263,8 | 103,0 |
| в т.ч.: енергетичне | 50981,7 | +3398,4 | 107,1 | +3922,7 | 108,3 |
| коксівне | 26820,5 | +3448,0 | 114,8 | -1658,9 | 94,2 |
| в т.ч. підприємства Мінвуглепрому, | 45381,7 | +1499,9 | 103,4 | +3188,7 | 107,6 |
| в т.ч.: енергетичне | 35130,3 | +851,8 | 102,5 | +2706,1 | 108,3 |
| коксівне | 10251,4 | +648,1 | 106,7 | +482,6 | 104,9 |
| 2. Підприємства Донецької обл., | 33332,7 | +4129,9 | 114,1 | -843,1 | 97,5 |
| в т.ч. підпр-ва Мінвуглепрому | 21430,4 | +707,6 | 103,4 | +2140,7 | 111,1 |
| 3. Підприємства Луганської обл., | 26585,8 | +837,8 | 103,3 | +1319,7 | 105,2 |
| в т.ч. підпр-ва Мінвуглепрому | 20271,7 | +563,7 | 102,9 | +884,0 | 104,6 |
| 4. Підприємства Львівської обл. | 3105,3 | +204,3 | 107,0 | +67,2 | 102,2 |
| 5. Підприємства Волинської обл. | 574,2 | +24,2 | 104,4 | +96,6 | 120,2 |
| 6. Підприємства Дніпропетровської обл. | 14162,8 | +1892,8 | 115,4 | +1801,4 | 114,6 |
протягом січня-грудня 2009 року
| Найменування об'єкту обліку | Факт, тис. тонн |
Відхилення (+/–) від | |||
| плану | січня-грудня 2008 р. |
||||
| тис. тонн | % | тис. тонн | % | ||
| 1. Підприємства України загалом, | 72303,1 | +9020,5 | +14,3 | -5498,9 | -7,1 |
| в т.ч.: енергетичне | 46529,7 | +533,5 | +1,2 | -4451,8 | -8,7 |
| коксівне | 25773,4 | +8487,0 | +49,1 | -1047,1 | -3,9 |
| в т.ч. підприємства Мінвуглепрому, | 38440,3 | +1347,3 | +3,6 | -4571,3 | -10,6 |
| в т.ч.: енергетичне | 29305,2 | +875,1 | +3,1 | -3455,0 | -10,5 |
| коксівне | 9135,1 | +472,2 | +5,5 | -1116,3 | -10,9 |
| 2. Підприємства Донецької обл., | 31837,7 | +4040,2 | +14,5 | -1495,0 | -4,5 |
| в т.ч. підпр-ва Мінвуглепрому | 17964,3 | +700,8 | +4,1 | -2126,8 | -10,6 |
| 3. Підприємства Луганської обл., | 23504,1 | +5712,6 | +32,1 | -3081,7 | -11,6 |
| в т.ч. підпр-ва Мінвуглепрому | 17246,7 | +405,2 | +2,4 | -1994,3 | -10,4 |
| 4. Підприємства Львівської обл. | 2753,2 | +241,2 | +9,6 | -352,1 | -11,3 |
| 5. Підприємства Волинської обл. | 476,0 | 0 | 0 | -98,2 | -17,1 |
| 6. Підприємства Дніпропетровської обл. | 13732,1 | -913,5 | -6,2 | -430,7 | -3,0 |
протягом січня-травня 2010 року
Найменування об'єкту обліку |
Факт, тис. тонн |
Відхилення (+/–) від | |||
| плану | січня-травня 2009 р. |
||||
| тис. тонн | % | тис. тонн | % | ||
| 1. Підприємства України загалом, | 30791,1 | +4676,4 | +17,9 | +727,1 | +2,4 |
| в т.ч.: енергетичне | 19664,8 | +550,0 | +2,9 | +366,2 | +1,9 |
| коксівне | 11126,3 | +4126,4 | +58,9 | +360,9 | +3,4 |
| в т.ч. підприємства Мінвуглепрому, | 15467,0 | +595,2 | +4,0 | -804,5 | -4,9 |
| в т.ч.: енергетичне | 11914,0 | +479,2 | +4,2 | -373,2 | -3,0 |
| коксівне | 3553,0 | +116,0 | +3,4 | -431,4 | -10,8 |
| 2. Підприємства Донецької обл., | 13051,4 | +1882,2 | +16,9 | -191,3 | -1,4 |
| в т.ч. підпр-ва Мінвуглепрому | 6976,1 | +268,6 | +4,0 | -724,9 | -9,4 |
| 3. Підприємства Луганської обл., | 10012,2 | +2654,7 | +36,1 | +274,9 | +2,8 |
| в т.ч. підпр-ва Мінвуглепрому | 7174,9 | +202,4 | +2,9 | -66,4 | -0,9 |
| 4. Підприємства Львівської обл. | 1089,7 | +132,8 | +13,9 | +0,3 | 0 |
| 5. Підприємства Волинської обл. | 226,3 | -8,7 | -3,7 | -13,5 | -5,6 |
| 6. Підприємства Дніпропетровської обл. | 6411,5 | +15,4 | +0,2 | +656,6 | +11,4 |
Із загального обсягу постачання вугілля на територію України до 95% припадає на донецьке вугілля, з якого майже 30% становить коксівне. Львівсько-Волинське вугілля і буре вугілля Дніпровського басейну використовується головним чином як енергетичне паливо на електростанціях та в комунальному секторі економіки.
Основним споживачем донецького вугілля є Донецька, Дніпропетровська, Луганська і Запорізька області, де воно використовується головним чином для потреб енергетики та коксохімічної промисловості. В решту областей донецьке вугілля постачається лише для теплової електроенергетики.
Львівсько-Волинське вугілля постачається у західні області (Івано-Франківська, Львівська та ін.) і до того ж лише на енергетичні потреби. Буре вугілля використовується головним чином для виробництва буровугільних брикетів (Кіровоградська, Черкаська області).
Частина вугілля із Луганської, Дніпропетровської та Донецької областей постачається на експорт, головним чином у Молдову та країни далекого зарубіжжя.
Імпорт вугілля в Україну здійснюється в основному з Росії і Казахстану (для потреб коксохімічної промисловості) та Польщі.
Першочерговим завданням розвитку вугільної промисловості є компенсація вибуваючих потужностей за рахунок завершення вже початого будівництва і реконструкції ряду шахт. Крім того, слід закрити ряд нерентабельних шахт й переглянути політику цін на вугілля і вугільну продукцію. Це дасть змогу дещо сповільнити спад виробництва, а потім стабілізувати видобуток вугілля і створити передумови для його зростання завдяки будівництву нових шахт, збільшенню обсягів реконструкції діючих та приділенню особливої уваги технічному переозброєнню галузі.
Підприємства вугільної промисловості відносяться до екологонебезпечних, оскільки розробка вугільних родовищ істотно впливає на гідрохімічний режим експлуатації поверхневих і підземних вод, посилює забруднення повітряного басейну, погіршує родючість ґрунтів.
Специфічним забрудненням водних басейнів республіки є скидання значної кількості високомінералізованих шахтних вод у поверхневі водойми та водостоки, а також у накопичувачі, в яких відбувається відстій шахтного водозливу та зливу збагачувальних фабрик.
Вугільна промисловість забруднює і повітряний басейн. Викиди забруднених речовин в атмосферу підприємствами Мінвуглепрому становлять до 25% від викидів цих речовин по Україні. На очисні споруди направляється менше половини всіх викидів, з яких уловлюється й збезводнюється 95%. Решта викидів здійснюється без очистки у вигляді газоподібних та рідких речовин.
Значним джерелом забруднення повітряного басейну, поверхневих та підземних вод, а також зниження родючості ґрунтів є розміщення відходів вуглевидобутку і особливо вуглезбагачення в спеціальних природних відвалах та накопичувачах – щорічно у відвали скидається 60–70 млн. м3 породи. Кількість природних відвалів становить майже 1300, з яких близько 300 – це ті, що горять. Втрата родючості земель під відвалами становить більш як 7000 гектарів.
Незадовільний екологічний стан у вугледобувних районах, особливо у Донбасі, посилюється також високим рівнем концентрації підприємств металургійної та хімічної промисловості, що посилює техногенне навантаження на навколишнє середовище і характеризує його як надзвичайно небезпечне для здоров'я населення.
1.2
Нафтовий підкомплекс
На території України вперше видобуток нафти розпочато в Передкарпатті на початку XVII ст. Як галузь промислового виробництва нафтова промисловість розвивалась на базі Бориславського нафтового родовища в кінці XIX – на початку XX ст. із застосуванням глибокого буріння свердловин.
У той же час було відкрито і ряд інших родовищ у Передкарпатті. Найбільшого рівня видобуток нафти досяг в цьому районі у 1909 р. (2053,1 тис. т), однак у подальшому він почав знижуватися і становив у 1938 р. 370 тис. т.
У повоєнні роки нафтова промисловість Передкарпаття швидко розвивалась. Було здійснено докорінну реконструкцію підприємств галузі на новій технічній основі. В результаті значного розширення обсягів геологорозвідувальних робіт на нафту й газ було відкрито нові родовища в Передкарпатті – Долинське і Північно-Долинське, Бітків-Бабчинське, Орів-Уличнянське та ін.
В результаті зосередження геологорозвідувальних робіт на нафту і газ у східних районах України було відкрито майже 150 нафтових родовищ у Полтавській, Сумській та Чернігівській областях, які за видобувними запасами нафти значно перевищували родовища Передкарпаття. До найбільших належать – Гнідинцівське, Леляківське, Глинсько-Розбишівське, Рибальське, Качанівське, Новогригорівське та ін. Розробка цих родовищ стала основною базою для розвитку нафтовидобувної промисловості республіки.
Найбільшого розвитку нафтова промисловість досягла в роки дев'ятої п'ятирічки. Так, максимального рівня видобутку нафти й газового конденсату (14,5 млн. т.) було досягнуто у 1972 р. Потім обсяги видобутку нафти стали скорочуватися, і зараз вони становлять близько 4 млн. т. за рік. Тільки за 1990–1997 pp. видобуток нафти в Україні знизився майже на 22%.
Основний видобуток нафти припадає на Східний нафтогазоносний регіон. Його питома вага у загальному видобутку нафти в країні досягає майже 80%. У Південному нафтогазоносному регіоні балансові видобувні запаси становлять 3% від запасів України, тому видобуток нафти практично відсутній.
Тенденція до скорочення видобутку нафти в Україні пояснюється не лише вичерпністю її запасів, а й тим, що більше ніж 90% механізованих свердловин мають насоси, які можуть працювати на глибині до 2000–2500 м, в той час як середня глибина основних покладів нафти становить 3000–4000 м.
Крім цього, застарілим є основний фонд більшості свердловин та їхнього обладнання. Так, загальне спрацювання основних фондів по AT «Укрнафта» становить майже 60%, не вистачає міцних труб, насосів, агрегатів.
Подальший розвиток нафтової промисловості в Україні обумовлює необхідність вирішення цілого ряду проблем. Одна з найголовніших – це пошук шляхів стабілізації та подальшого приросту видобутку нафти в Україні.
Зростання глибини залягання продуктивних покладів нафти, ускладнення технології їх освоєння, зниження темпів приросту промислових запасів є стримуючими факторами щодо збільшення видобутку нафти. Одночасно наявність на території України значної кількості науково обгрунтованих прогнозних запасів високоякісної нафти з низьким вмістом сірчаних сполук, високим виходом світлих фракцій, а також зросла потреба в нафтопродуктах стимулюють розвиток нафтовидобувної промисловості. Успіхи цієї галузі прямо залежать від результатів геологорозвідувальних робіт по пошуку нафти.
Необхідно відзначити, що ці роботи проводились в останні роки з низькою ефективністю та систематичним невиконанням завдань щодо приросту промислових запасів. Практично в останні роки не було відкрито жодного нафтового родовища не тільки велико-об'ємного за запасами, але й середньо об'ємного.
У нафтовидобувній промисловості країни необхідно різко збільшити обсяги експлуатаційного буріння на діючих родовищах, значно прискорити освоєння нових родовищ, які передбачається відкрити в процесі геологорозвідувальних робіт, ущільнити мережу свердловин, а також впровадити комплекс методів щодо поліпшення стану заводнення та нових методів нафтовіддачі.
В Україні розміщені і функціонують шість основних нафтопереробних заводів (НПЗ) – Кременчуцький, Лисичанський, Херсонський, Одеський, Дрогобицький, Надвірнянський. Відносно новими і надпотужними заводами є Кременчуцький та Лисичанський. Перший з них побудований у 1966 p., його потужність з первинної переробки нафти становить зараз 18,6 млн. т. за рік. Другий побудований у 1976 р. і має потужність 16,0 млн. т за рік. Решта заводів (крім Дрогобицького) споруджені ще в довоєнні роки і мають значно меншу потужність. У повоєнний період в результаті реконструкції їх потужності зросли до 2,7–7,1 млн. т за рік (1997 p.). Разом з тим глибина переробки нафти в країні залишилась досить низькою – до 60%. У Західній Європі вона досягла узагальнено 80%, а у США – понад 90%. Зазначені дані по Україні свідчать про те, що значна частка обсягу вироблених нафтопродуктів припадає на паливний мазут. Сумарна потужність вторинних процесів (по всіх НПЗ) становить приблизно 35% потужності первинних процесів (близько 12% з 35% – поглиблення переробки нафти, 23% облагородження нафтопродуктів), що, звичайно, недостатньо, виходячи з сучасного світового рівня розвитку нафтопереробки.
У листопаді 2010 року на нафтопереробні заводи (НПЗ) та Шебелинський ГПЗ поставлено 768,4 тис. тонн нафтової сировини, що порівняно із листопадом 2009 року менше на 443,3 тис. тонн (на 36,6%).
В тому числі, на Шебелинський ГПЗ поставлено 61,7 тис. тонн газового конденсату власного видобутку, що на 2,3 тис. тонн (на 3,9%) більше ніж у листопаді 2009 року.
Протягом листопада 2010 року на НПЗ надійшло 674,6 тис. тонн нафти, в тому числі: 192,1 тис. тонн – власного видобутку (28,5% від загального обсягу поставки), 482,5 тис. тонн імпортовано (відповідно – 71,5%), в тому числі: 329,5 тис. тонн – з Російської Федерації (відповідно – 48,8%). Порівняно із листопадом 2009 року обсяг поставки нафти зменшився на 408,0 тис. тонн (на 37,7%).
Протягом 11 місяців 2010 року на НПЗ та Шебелинський ГПЗ поставлено 10 264,3 тис. тонн нафтової сировини, що менше аналогічного показника 2009 року на 181,5 тис. тонн (на 1,7%).
В тому числі, на Шебелинський ГПЗ поставлено 605,0 тис. тонн газового конденсату власного видобутку, що на 71,5 тис. тонн (на 10,6%) менше порівняно з січнем – листопадом 2009 року.
За 11 місяців 2010 року на НПЗ надійшло 9 291,9 тис. тонн нафти, в тому числі: 2 141,7 тис. тонн – власного видобутку (23,0% від загального обсягу поставки), 7 150,2 тис. тонн імпортовано (відповідно – 77,0%), в тому числі: 5 593,3 тис. тонн – з Російської Федерації (відповідно – 60,2%). По відношенню до показника 2009 року обсяг поставки нафти збільшився на 452,8 тис. тонн (на 5,1%).
Обсяги переробки нафтової сировини в Україні у листопаді 2010 року склали 782,8 тис. тонн, що на 477,1 тис. тонн (або на 37,9%) менше обсягів переробки за листопад 2009 року.
Протягом 11 місяців 2010 року обсяг переробки нафтової сировини склав 10 141,6 тис. тонн, зменшившись порівняно з аналогічним періодом 2009 року на 281,2 тис. тонн, або на 2,7%.
Виробництво бензинів за січень – листопад 2010 року порівняно із відповідним періодом 2009 року зменшилось на 261,4 тис. тонн (або на 8,5%); дизельного пального – зменшилось на 38,1 тис. тонн (або на 1,2%) та мазуту – на 109,0 тис. тонн (або на 5,1%) менше.
Загальні потужності з первинної переробки нафти за 11 місяців 2010 року завантажено в середньому на 20,65% (у 2009 році – 21,10%).
Низький технічний рівень виробництва нафтопереробної промисловості України, недосконалість технологічних схем НПЗ, випуск неякісних нафтопродуктів викликають інтенсивне забруднення навколишнього середовища. Основними забрудниками від нафтопереробних заводів є сірчані сполуки, окисли вуглецю, сірки азоту, сажа тощо.
У зв'язку з незначним видобутком нафти в Україні обсяги її переробки значною мірою залежать від масштабів поставок її з-за меж країни. Фактична забезпеченість споживання нафтопродуктів на території України власною нафтою за останні роки показана в табл. 10. Зовнішні поставки нафти здійснюються головним чином з Російської Федерації. В Україні склалася вкрай несприятлива ситуація, коли наші нафтозаводи, маючи достатні потужності для виробництва в необхідних обсягах нафтопродуктів (з усіх основних найменувань), простоюють. З 1991 р. подача нафти в Україну з Росії різко знижувалась. Відповідно скорочувалися і обсяги нафтопереробки. Якщо в 1990 р. було перероблено 58,1 млн. т, то у 1997 р. – лише 12,3 млн. т (табл. 11). До того ж якість багатьох нафтопродуктів не відповідає вимогам споживачів. Разом з тим готова продукція імпортується з Росії, Білорусі та інших країн. Але орієнтація на масовий імпорт готових нафтопродуктів є марнотратною для будь-якої країни, тим більше для України в період кризи її економіки.
1.3
Газовий підкомплекс
Газова промисловість України, як і нафтова, також зародилася у Прикарпатті.Розвиток газової промисловості в Україні розпочався наприкінці XIX ст. На той час будувалися заводи з виробництва штучного газу, який використовувався переважно для освітлення вулиць, особняків, вокзалів тощо. У промисловості такий газ майже не використовувався.
Для газової промисловості України в першій половині XX ст. характерними були незначні обсяги виробничого та видобувного газу, його висока собівартість та низька продуктивність праці.
Незначний розвиток газової промисловості у довоєнний період пояснюється певною мірою відсутністю спеціального оснащення для газових промислів і надто обмеженою кількістю розвіданих газових родовищ. Разом з тим у 40-х роках XX ст. були створені відповідні передумови для відокремлення газової промисловості у самостійну галузь паливної індустрії.
Якісно новий період у розвитку газової промисловості настав після другої світової війни, коли розпочалася інтенсивна експлуатація вже відкритих родовищ природного газу у західних областях і активізувались пошуки по всій території республіки.
Завдяки зростанню обсягів геологічної розвідки та буріння свердловин у 1946–1950 pp. було відкрито Шебелинське, Радченківське, Більче-Волицьке газові родовища, а також нові горизонти на Опарському та Дашавському родовищах. Було введено в експлуатацію Угерське та Хідновицьке родовища.
Відкриття і введення в експлуатацію в останні роки нових газових родовищ створили передумови для перебудови системи газотранспортних магістралей значної протяжності.У 1948 р. завершилося будівництво найбільшого на той час у Європі газогону Дашава – Київ (відтинок Дашава – Львів довжиною 81 км, діаметром 150 мм був побудований ще у 1929 р., а діаметром 300 мм – у 1941 р.). У 1955 році цей газогін був продовжений до Москви (787 км).
Також були прокладені газогони Дашава – Мінськ – Вільнюс – Рига, Дашава – Ленінград. У 1946–49 рр. були відкриті потужні Угерське, Більче-Волицьке й Рудківське газові родовища. Внаслідок цього видобуток природного газу у Прикарпатті досяг 1,4 млрд. куб. м у 1950 р., що у 7 разів перевищує рівень 1938 р. У 1951 році видобуток газу у Прикарпатті становив 42,2%, у 1957 р. – 26,4%, у 1965 р. – близько 10% видобутку тодішнього СССР. У 60-і роки розпочався інтенсивний видобуток газу у Донецько-Придніпровській западині (Шебелинське, Єфремівське, Хрестищенське родовища). Були введені в експлуатацію газогони Шебелинка – Харків, Дніпропетровськ – Запоріжжя, Новомосковськ – Полтава, Шебелинка – Бєлгород – Брянськ – Москва. В подальшому були відкриті такі великі газові родовища, як Кегичівське, Єфремівське, Глинсько-Розбишівське, Машівське, Пролетарське та Рибальське (на сході України), а також Хідновицьке, Пинянське, Бітків-Бабчинське (на заході).
Це привело до того, що в розміщенні газової промисловості республіки за 1950–1970 pp. відбулися суттєві зміни. Так, якщо раніше провідну роль відігравала західноукраїнська нафтогазоносна область, то вже в 60-х роках акцент в розміщенні сировинних ресурсів був перенесений на схід України (Дніпровсько-Донецька западина). За двадцятиріччя (1950–1970 pp.) питома вага Східного регіону у видобутку газу зросла від нуля до 76%, тоді як доля Західного регіону зменшилась від 100% до 22,6%. Разом з тим розпочався видобуток газу і на півдні республіки.
За цей же період значно зросла кількість газифікованих міст республіки, розширилась сфера застосування природного газу. Видобуток газу збільшився з 1,5 млрд. 1950 р. до 60,9 млрд. м3 у 1970 p., або більше ніж в 40 разів.
Власний видобуток газу в Україні.
Видобувати «блакитне пальне» ми почали в 1924 році, після відкриття запасів у Шебелинці (Харківська область). Стрімкого зростання обсягів видобутку досягли в 1950-х роках.
1960 рік – 14,3 млрд. кубометрів
1965 рік – 39,4 млрд. кубометрів
1970 рік – 60,9 млрд. кубометрів
1975 рік – 68,7 млрд. кубометрів
(історичний максимум)
1980 рік – 56,6 млрд. кубометрів
1985 рік – 42,9 млрд. кубометрів
1990 рік – 28,1 млрд. кубометрів
1991 рік – 24,4 млрд. кубометрів
2001 рік – 18,1 млрд. кубометрів
2002 рік – 18,4 млрд. кубометрів
2003 рік – 18,8 млрд. кубометрів
2004 рік – 19,5 млрд. кубометрів
2005 рік – 20,6 млрд. кубометрів
2006 рік – 20,8 млрд. кубометрів
2007 рік – 20,7 млрд. кубометрів
2008 рік – 21,1 млрд. кубометрів
2009 рік – 21,2 млрд. кубометрів
2010 рік – 35,3 млрд. кубометрів
Ми можемо бачити, що максимальна кількість газу було видобуто у 1975 році (68,7 млрд. к.). У наступний період після 1975 р. мала місце тенденція зниження видобутку газу в Україні. Але вже з 2001 по 2009 була біль-меньш постійна цифра видобуття газу (18,1 – 21,2 млрд. кубометрів)
У листопаді 2010 року в Україні видобуто нафти з газовим конденсатом на 24,0 тис. тонн (або на 7,8%) менше ніж у листопаді 2009 року, що становить 282,4 тис. тонн, у тому числі підприємствами НАК «Нафтогаз України» зменшено обсяги видобутку на 23,3 тис. тонн (або на 8,3%), що становить 256,8 тис. тонн.
Обсяги видобутку нафти з газовим конденсатом протягом 11 місяців 2010 року зменшились на 357,1 тис. тонн (або на 9,8%) по відношенню до аналогічного показника 2009 року та дорівнюють 3 290,6 тис. тонн, у тому числі обсяги видобутку підприємствами НАК «Нафтогаз України» у порівнянні з показником минулого року зменшились на 371,8 тис. тонн (або на 11,1%) та становлять 2 990,0 тис. тонн.
Обсяги видобутого газу у листопаді 2010 року в Україні зменшились на 66,4 млн. куб. м (або на 3,8%) порівняно з листопадом минулого року та склали 1 659,0 млн. куб. м, у тому числі підприємствами НАК «Нафтогаз України» видобуток газу менше рівня показника 2009 року на 79,8 млн. куб. м та дорівнює 1 494,4 млн. куб. м.
За 11 місяців 2010 року видобуток газу на 1 062,6 тис. тонн (або на 5,5%) менше ніж за 11 місяців 2009 року та дорівнює 18 353,9 млн. куб. м, у тому числі обсяг видобутку газу підприємствами НАК «Нафтогаз України» менше на 952,0 млн. куб. м та становить 16 783,1 млн. куб. м.
За даними державної статистичної звітності (2ТП-повітря) основну частку викидів (» 95%) стаціонарними джерелами (газоперекачувальні агрегати, резервуарні парки, котельні тощо) в навколишнє середовище складають газоподібні та рідкі речовини, а саме: неметанові леткі органічні сполуки, метан, сполуки азоту, вуглецю, сірки.
Обсяг викидів забруднюючих речовин під час видобутку нафти, газу і конденсату у 2005 році становив 46,8 тис. тонн. За результатами проведеного аналізу, у разі невжиття конкретних заходів щодо модернізації та ремонту обладнання, за незначного зростання обсягів видобутку нафти, газу і конденсату обсяги викидів щороку зростатимуть на 3 тис. тонн і у 2010 році показник обсягів викидів може зрости до 68 тис. тонн. Обсяг викидів під час транспортування нафти у 2005 р. склав 1,9 тис. тонн. За оцінками, завдяки комплексу інноваційних заходів збільшення обсягів транспортування нафти у 2010–2030 рр. не призведе до зростання викидів забруднюючих речовин.
1.4 Енергетичний підкомплекс
Важлива роль енергетики у розвитку народного господарства визначається тим, що будь-який виробничий процес чи будь-який вид обслуговування населення пов'язаний з використанням енергії.
В процесі розвитку продуктивних сил безперервно змінюються і вдосконалюються джерела та види споживаної енергії. У далекому минулому енергетичною базою виробництва була мускульна сила людей, яку доповнювали силою тварин, води та вітру. З відкриттям енергії пари пов'язана промислова революція XVIII ст., наступний технічний прогрес виробництва і зростання продуктивності праці. Енергетичною основою розвитку продуктивних сил на сучасному етапі технічного прогресу є електрична енергія. Застосування електроенергії дало змогу просторово роз'єднати робочі машини і первинні генератори, відокремити місце виробництва енергії від її споживачів. В результаті виробництво енергії, її передача і розподіл відокремились у самостійну галузь – електроенергетику, а споживачі енергії розосередились по різних галузях промисловості і народного господарства. Це відкрило простір для концентрації виробництва в різних галузях і розміщення виробництва на відстані від енергетичних джерел.
Електроенергетика є високомеханізованою галуззю промисловості.
Електроенергію в Україні виробляють теплові (ТЕС), гідравлічні (ГЕС), гідроакумулятивні (ГАЕС) та атомні (АЕС) станції. У перспективі набуде поширення використання екологічно чистої енергії Сонця і вітру. Потужність електростанцій України – 54,0 млн. кВт.
Таким чином, електроенергетика є провідною галуззю промисловості, а використання її продукції – електричної енергії – забезпечує підвищення технічної озброєності і зростання продуктивності праці.
Створення матеріально-технічної бази існування будь-якого суспільства нерозривно пов'язане з електрифікацією і вдосконаленням на цій основі техніки, технології і організації виробництва. У промисловості електроенергія використовується на здійснення силових, теплових, електрохімічних процесів та на освітлення.
Великий економічний ефект дає електрифікація транспорту і сільського господарства. Перехід на електротягу дозволяє збільшити вагу та швидкість руху поїздів. В сільському господарстві електрифікація є основою його комплексної механізації, покращання умов праці і побуту.
Умови і фактори розміщення об'єктів електроенергетики залежно від типу генеруючих потужностей та напруги передачі електроенергії різні.
Район розміщення теплової електростанції і її потужність повинні визначатися з урахуванням розвитку електроспоживання, наявності паливних ресурсів та відомостей щодо гідрології районів. Варіант розміщення електростанції вибирається після проведених порівняльних розрахунків вартості перевезення палива та передачі електроенергії в район споживання. При виборі конкретного місця будівництва ТЕС, яка працює на твердому паливі, повинна враховуватись можливість збільшення вантажопотоків по залізницях та водних шляхах сполучень. Для електростанції на рідкому чи газоподібному паливі враховується розвиток трубопровідного транспорту. При виборі місця будівництва уточнюється можлива остаточна потужність електростанції щодо водопостачання, паливопостачання та генерального плану розміщення об'єкта.
Теплові електростанції розміщуються, як правило, з орієнтацією на наявність великих запасів дешевих паливно-енергетичних ресурсів та потужного споживача.
Площадки для розміщення ТЕС необхідно вибирати з урахуванням таких вимог:
• електростанції повинні бути максимально наближені до джерел палива і водопостачання, споживача енергії і під'їзних шляхів;
• рівень ґрунтових вод має бути нижче глибини підвалів, останні не повинні затоплюватися паводковими водами;
• не можна розташовувати станції над заляганням корисних копалин, а також на зсувних ділянках;
• ухил площадки розміщення не повинен перевищувати – 0,5°–1°;
• електростанції повинні розміщатися поблизу населеного пункту з урахуванням санітарної зони;
• шлако- і золовідвали повинні розміщатися на негожих земельних ділянках, якомога ближче до площадки електростанції.
Теплові атомні станції, враховуючи великі обсяги споживання води, слід розміщувати поблизу водних об'єктів. Крім цього, атомні станції повинні будуватися на значній відстані від великих міст. ГЕС та ГАЕС розміщуються біля водних об'єктів з мінімальним затопленням земель під водосховища.
Одним з важливих факторів розміщення об'єктів електроенергетики є екологічна безпека, додержання санітарних норм і мінімізація екологічних втрат як при будівництві, так і при експлуатації об'єкта.
Нині в Україні експлуатуються три типи генеруючих потужностей: теплові (паротурбінні та дизельні), гідравлічні (гідроелектростанції, гідроакумулюючі станції) та атомні.
Сумарна встановлена потужність електростанцій України становила 51,87 млн. кВт, у тому числі за типами: теплові – 31,72 млн. кВт (61,2%), атомні – 12,82 млн. кВт (24,7%), ГЕС + ГАЕС – 4,69 млн. кВт (9,0%) і блок-станції промислових підприємств – 2,64 млн. кВт (5,1%).
Електростанціями України в 2009 р. було вироблено 173,6 млрд. кВт – год. Електроенергії.
В таблицях наведено дані про виробництво електроенергії на існуючих типах електростанцій об'єднаної енергетичної системи України у 1992, 1998 і 2001 pp. та його розподіл по областях в регіонах.
Виробництво електроенергії об'єднаною енергетичною системою України у, 2001,2006–2009 рр.
| 2001 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | |
| Всі електростанції системи | 172,0 | 193,4 | 196,3 | 192,6 | 173,6 |
| у тому числі: АЕС | 75,2 | ||||
| ТЕС | 77,4 | ||||
| ГЕС + ГАЕС | 15,9 | ||||
| Промстанції | 3,5 |
Теплові електростанції
ВАТ «Дніпроенерго»
За 2009 рік ТЕС ВАТ «Дніпроенерго» вироблено 12933,4 млн. кВтг, що на 19,5% (3128,1 млн. кВтг) менше ніж у 2008 році, у тому числі:
Криворізька ТЕС – зменшення на 19,4% (1227,8 млн. кВтг);
Придніпровська ТЕС – зменшення на 13,9% (563,7 млн. кВтг);
Запорізька ТЕС – зменшення на 23,6% (1336,5 млн. кВтг).
Зменшення виробітку електроенергії зумовлене зменшенням попиту на електроенергію і, як наслідок, зменшенням годин роботи та навантаження працюючого обладнання електростанцій, роботою, в основному, мінімально-допустимим складом обладнання.
ВАТ «Донбасенерго»
За 2009 рік ТЕС ВАТ «Донбасенерго» вироблено 7884,3 млн. кВтг, що на 9,6% (687,9 млн. кВтг) більше ніж у 2008 році, у тому числі:
Старобешівська ТЕС – збільшення на 4,6% (219,7 млн. кВтг);
Слов’янська ТЕС – збільшення на 19,7% (468,2 млн. кВтг).
ВАТ «Західенерго»
За 2009 рік ТЕС ВАТ «Західенерго» вироблено 12793,8 млн. кВтг, що на 14,4% (2144,0 млн. кВтг) менше ніж у 2008 році, у тому числі:
Бурштинська ТЕС – зменшення на 17,0% (1516,4 млн. кВтг);
Добротвірська ТЕС – зменшення на 15,8% (318,6 млн. кВтг);
Ладижинська ТЕС – зменшення на 7,7% (309,0 млн. кВтг).
Зменшення виробітку електроенергії Бурштинською та Добротвірською ТЕС спричинене зниженням експортних поставок електроенергії з «Бурштинського острова» та відсутністю експорту у Польщу (за винятком вересня – листопада 2009 року).
Зменшення виробітку електроенергії Ладижинською ТЕС пояснюється роботою цієї електростанції, в основному, мінімально – допустимим складом обладнання з мінімальним навантаженням у зв’язку із дефіцитом вугілля «газової» групи.
ВАТ «Центренерго»
За 2009 рік ТЕС ВАТ «Центренерго» вироблено 13541,8 млн. кВтг, що на 13,7% (2145,5 млн. кВтг) менше ніж у 2008 році, у тому числі:
Вуглегірська ТЕС – зменшення на 21,0% (1075,8 млн. кВтг);
Трипільська ТЕС – зменшення на 8,4% (377,7 млн. кВтг);
Зміївська ТЕС – зменшення на 11,4% (692,1 млн. кВтг).
Зменшення виробітку електроенергії зумовлене зменшенням попиту на електроенергію і, як наслідок, зменшенням годин роботи та навантаження працюючого обладнання електростанцій, роботою мінімально-допустимим, а у деякі періоди навіть нижче мінімально-допустимого, складом енергоблоків.
Таким чином ми можемо бачити, що у 2009 році тільки на Донбасенерго було вироблено більше енергії ніж у попередньому 2008 році на 9,6%. В усіх інших показники вироблення енергії були нижче ніж у попередньому році.
У межах України зараз виділяється дев'ять нафтогазоносних областей, розміщення яких дозволяє об'єднати їх в три нафтогазоносні регіони: Східний – Дніпровсько-Донецька газонафтоносна область; Західний – Передкарпатська, Складчаті Карпати, Закарпатська і Волино-Подільська та Південний – Переддобруджинська, Причорноморсько-Кримська, Індоло-Кубанська, Азово-Березанська область.
При цьому Східний регіон охоплює Сумську, Полтавську, Харківську, Дніпропетровську, Донецьку, Луганську і Чернігівську області; Західний – Волинську, Львівську, Івано-Франківську, Чернівецьку і Закарпатську області; Південний–Запорізьку і Херсонську області, а також Автономну Республіку Крим.
У 2011 році Україна планує збільшити виробництво електроенергії на 6,2%, або на 11,4 млрд. кВт/год, – до 194,839 млрд. кВт/год, порівняно з прогнозом виробництва в 2010 році.
Про це сказано в Прогнозному балансі електроенергії на 2011 рік, затвердженому Міністерством палива і енергетики у редакції від 31 серпня, текст якого має в розпорядженні УНІАН.
Згідно з документом, виробництво електроенергії на ТЕС наступного року прогнозується на рівні 86,433 млрд. кВт/год (у тому числі ТЕС НАК «Енергетична компанія України» – 56,164 млрд. кВт/год, ТЕС ТОВ «Східенерго» – 19,7 млрд. кВт/год), на АЕС – 90 млрд. кВт/год, на ТЕЦ – 10,569 млрд. кВт/год, на ГЕС – 10,143 млрд. кВт/год, на ГАЕС – 463 млн. кВт/год, на блок-станціях та інших джерелах – 7,8 млрд. кВт/год.
2. Аналіз галузей паливно-енергетичного комплексу. Паливно-енергетичний фактор розміщення продуктивних сил
паливний енергетичний продуктивний нафтовий
2.1 Паливно-енергетичний баланс
Паливно-енергетичний баланс (ПЕБ) складається з прибуткової і витратної частин. У прибутковій частині балансу зафіксовані такі показники, як видобуток природного палива – вугілля, газу, нафти, торфу, дров (природні ресурси) і виробництво природних енергетичних ресурсів, які включають виробництво електро- і теплоенергії на теплових (ТЕС) і атомних електростанціях (АЕС). Крім того, до цієї частини балансу відносять нетрадиційні природні енергетичні ресурси (енергія вітру, сонця, геотермальна, низько-потенціальне тепло та ін.), а також відбір газу з підземних сховищ газу, імпорт енергоресурсів та залишок ресурсів на початок року.
Друга частина балансу (витратна) включає споживання енергетичних ресурсів.
В структурі виробництва (видобутку) палива в Україні переважає вугілля. Питома вага вугілля становить майже 60%, тоді як на нафту припадає близько 7%, на природний газ – 25%. Разом з тим в споживанні паливно-енергетичних ресурсів домінуюча роль належить природному газу. Питома вага природного газу в загальному споживанні котельно-пічного палива становить близько 54%, тоді як вугілля – лише 24%, паливного мазуту – 6%.
Таким чином, якщо в структурі виробництва власних енергетичних ресурсів переважає вугілля, то в структурі споживання провідна роль належить природному газу.
Розрив господарських зв'язків з республіками колишнього СРСР, який в основному і призвів до енергетичної кризи в Україні, посилює негативний вплив на забезпечення країни паливно-енергетичними ресурсами. Забезпеченість потреб України у природному газі і нафті за рахунок власного виробництва надто низька. В основному вся потреба в цих видах енергетичних ресурсів забезпечується за рахунок постачання з-за меж України (переважно з Росії та Туркменістану). Разом з тим відсутність валютних коштів на закупівлю необхідної кількості цих видів ресурсів лише погіршує стан в економіці. За цих умов надійне забезпечення народногосподарських потреб паливно-енергетичними ресурсами – найважливіша умова стійкого функціонування економіки України. Тому концепція формування паливно-енергетичного балансу України на довгострокову перспективу повинна випливати з необхідності саме цієї умови.
2.2
Паливно-енергетичний фактор розміщення продуктивних сил
Цей фактор, за характером впливу на розміщення виробництва, близький до сировинного, бо паливо, як і багато інших видів сировини, теж мінеральний ресурс. Виробництва, що зазнають сильного впливу паливно-енергетичного фактора, називаються енергомісткими. Вони поділяються на електромісткі й паливомісткі.
За ступенем енергомісткості виділяються високоенергомісткі види виробництва (частка паливно-енергетичних витрат становить 30–45% витрат на вироблення продукції), середньоенергомісткі (15–30%) та неенергомісткі (менше за 15%).
До електромістких видів виробництва зараховують виплавляння легких металів (алюміній, титан, магній), електролітичне виплавляння міді, нікелю, феросплавів та сталі, виробництво віскозного шовку, синтетичного каучуку. Такі виробництва повинні розміщуватись поблизу великих джерел електроенергії, – бажано біля гідроелектростанцій, що дають дешеву електроенергію. Так, найбільший український алюмінієвий завод розташований у Запоріжжі, біля Дніпрогес.
Власне, тепер нема такої галузі народного господарства, де не використовувалася б електроенергія. Проте більшість споживає її відносно небагато, а тому вважається неелектромісткою. Зокрема, до таких галузей зараховується машинобудування, легка й харчова промисловість.
До паливомістких зараховуються виробництва, що поглинають багато тепла. Сюди відноситься виробництво глинозему (напівфабрикат для одержання алюмінію), на одну тонну якого витрачається 3 тонни умовного палива, віскозного шовку (15 т.у.п.), випічка хліба (2 т.у.п.), виплавляння нікелю (50 т.у.п.), виробництво соди (0,5 т.у.п.), синтетичного каучуку, целюлози, цементу, скла, виплавляння цинку тощо.
Паливомісткі види виробництва розташовуються поблизу паливних баз. Наприклад, у Костянтинівці (Донбас) є великий завод з виробництва цинку. Транспортні витрати на перевезення руди в цьому випадку менші, ніж на перевезення палива. Аналогічний завод, що працює на місцевому кузнецькому вугіллі й привезеній руді, є у м. Бєлово (Кемеровська область). А от глиноземний завод у Миколаєві побудований на розхресті: імпортні боксити вивантажуються у порту, куди також підвозиться донецьке вугілля. Оскільки Миколаїв розташований неподалік від Донбасу, такі перевезення виправдані.
Щодо таких паливомістких видів виробництва, як содове, випуск синтетичного каучуку, целюлози, то вони тяжіють до сировини, бо для їхнього одержання треба набагато більше сировини, ніж палива. Як виняток з цього правила можна назвати завод синтетичного каучуку в Темиртау (Казахстан), який працює на карагандинському вугіллі.
Особливе місце серед паливомістких галузей належить теплоелектростанціям. Для ДРЕС потужністю 3 млн. кВт (таку потужність має низка теплоелектростанцій у Донбасі й Придніпров’ї) треба приблизно 6,5 млн. т.у.п: на рік. Зрозуміло, що ДРЕС, які обслуговують широке коло споживачів електроенергії, повинні розташовуватись поблизу джерел палива. Оскільки передавати електроенергію на великі відстані невигідно через чималі втрати у мережі, – ДРЕС «притягують» до себе енергомісткі виробництва. Це можна сказати про великі теплові електростанції Донецько-Придніпровського району (Придніпровська, Слов’янська, Вуглегірська тощо).
Водночас невеликі теплоелектростанції, а також ТЕЦ, які покликані постачати електроенергію й тепло населенню та звичайному (неенергомісткому) виробництву, розташовуються ближче до споживача.
3. Шляхи та способи ефективного використання пек
3.1 Проблеми та шляхи ефективного використання паливно-енергетичного комплексу
Паливно-енергетичний комплекс (ПЕК) – це складна міжгалузева система видобутку та виробництва палива, енергії, їх транспортування, розподілу та використання, який складається з паливної промисловості (нафтової, газової, вугільної, сланцевої, торфової) та електроенергетики.
Від вирішення паливно-енергетичної проблеми залежать можливості, темпи та напрями економічного то соціального розвитку. Вугілля оцінюється за глибиною залягання та за марочним складом і якістю (кам’яне, буре, коксівне, енергетичне). Потенційні запаси нафти в надрах становлять 185–390 млрд. т. Загальні запаси торфу оцінюють в 1,9 млрд. т. Нафтопереробні заводи є більш ніж в 90 країнах світу. Достовірні запаси природного газу на початок 90-х років становили 142 трлн. м.
Електроенергетика є капіталомісткою складовою частиною паливно-енергетичного комплексу держави, являючись його
3.2 Проблеми та перспективи розвитку енергетики
Електроенергетика є складовою частиною енергетичного комплексу України, яка впливає на розвиток народного господарства, територіальну організацію продуктивних сил. Електронний транспорт розширює територіальні межі промисловості. Забезпеченість у достатній кількістю електроенергією притягує підприємства та виробництва, у яких частка паливо – енергетичних витрат у собівартості продукції вища проти традиційних галузей промисловості. У ряді районів України електроенергетика визначає виробничу спеціалізацію, є основою формування ТВК.
Виділяються наступні принципи розвитку та розміщення електроенергетики:
· концентрація електроенергії;
· комбінування виробництва електроенергії та тепла;
· широке освоєння гідроенергоресурсів;
· прогресивний розвиток атомної енергетики.
Розміщення електроенергетики залежить від наявності паливо – енергетичних ресурсів та споживачів. Близько 33% електроенергії виробляється у районах споживання, понад 66% споживається у районах її виробництва.
У відповідності з розробленою Національною енергетичною програмою України до 2010 р. електроенергетика матиме кілька напрямів розвитку.
Рівень електроспоживання. Для визначення оптимальних рівнів споживання електроенергії враховувались майбутні структурні зрушення в економіці України, зокрема:
розвиток промислового потенціалу для виробництва продукції, яка забезпечить першочергові потреби в продовольчих та промислових товарах;
прискорений розвиток агропромислового потенціалу, паливно-енергетичного комплексу, переорієнтація машинобудування на виробництво складної наукомісткої і конкурентоспроможної продукції;
збільшення обсягів експортної продукції та імпортозамінної продукції;
зниження обсягів виробництва неконкурентоспроможної продукції та ін.
У відповідності з цими напрямами розвитку економічного потенціалу та з урахуванням прогнозу чисельності населення, житлового фонду, розвитку комунальної і соціально-економічної сфер обсяги споживання електроенергії досягли в 2000 р. 185 млрд. кВт • год, 2005 р. – 176,9 млрд. кВт • год, 2010 р. – 198,9 млрд. кВт • год.
Електроенергетика України являє собою складну організаційно-технічну систему, численні об'єкти якої (ГРЕС, ТЕЦ, ГЕС, АЕС, лінії електропередач, водойми – охолоджувачі, шлакоохолоджувачі, шлакозоловідвали, сховища радіоактивних відходів та ін.) розосереджені по території, функціонують у безперервно змінних умовах природного середовища. Серед забруднювачів природного середовища найбільш масштабними і шкідливими є газопилові викиди теплової енергетики. Небезпека об'єктів теплової енергетики для населення і природного середовища України обумовлена їх розміщенням (особливо потужних ТЕС) у великих містах та густонаселених районах, а також наявністю в їх викидах, крім основних токсичних домішок (сірчистий ангідрид та окисли азоту), дрібнодисперсного попелу окису вуглецю і таких канцерогенів, як бензопірен, окис ванадію, високомолекулярних органічних сполук тощо.
Крім забруднення атмосфери, викиди енергетики інтенсивно забруднюють атмосферну вологу і опади за рахунок розчину в них окислів сірки і азоту; поверхню, грунти, рослинність – за рахунок випадання на них пилу, забрудненого дощу та снігу; поверхню вод – за рахунок осідання на водні об'єкти шкідливих речовин та змиву їх у річки і водойми дощовими струмками. Наслідком такого забруднення земної поверхні є закислення сільськогосподарських земель та накопичення у ґрунтах важких металів з вугільного попелу, що пригнічує розвиток лісових біоценозів, знижує урожайність сільськогосподарських культур і забруднює небезпечними для людини сполуками продукти харчування. Найбільш небезпечними в цьому відношенні є вугільні ТЕС, які використовують високозольне і сірчане вугілля.
З інших (крім пилогазових викидів) небезпечних для навколишнього середовища видів впливу ТЕС слід відзначити скиди хімічно забруднених стоків в річки і водойми, теплове їх забруднення, що різко змінює і погіршує термічний і гідрохімічний режим поверхневих вод, пригнічує водні біоценози.
Небезпечний локальний вплив на навколишнє середовище ТЕС здійснюють і шлакозоловідвали. Вони є причиною інтенсивного забруднення ґрунтів та місцевих поверхневих і ґрунтових вод. Зараз під шлакозоловідвалами ТЕС зайнято майже 3 тис. га, на яких заскладовано понад 300 млн. т. золошлаків. Щорічне зростання цих золошлаків становить 12 млн. т.
Крім хімічного забруднення, електроенергетика здійснює ряд фізичних впливів, до яких належать: теплове забруднення атмосфери паровими викидами великих градирень охолоджуючих водоймищ ТЕС і АЕС, що викликає негативні зміни місцевого клімату; значний шумовий вплив на навколишні території; утворення постійно діючих потужних електромагнітних полів вздовж трас високовольтних ЛЕП, а також формування під факелами аерозольних викидів потужних ТЕС небезпечного для здоров'я людини електричного поля. Серед фізичного впливу слід також відзначити і радіаційний вплив на населення і біосферу радіоактивних викидів атомних, деяких вугільних теплових електростанцій, попіл яких може мати радіоактивні речовини.
Шкідливий вплив на природне середовище здійснюють і хімічно чисті гідравлічні та гідроакумулюючі електростанції, водойми яких призводять до затоплення і виведення з господарського використання значних площ високопродуктивних земель та ріллі, формування екологічно шкідливих мілин, а також суттєвих змін гідрологічного і погіршення гідрохімічного режимів регульованих цими водоймами рік.
З точки зору хімічного забруднення природного середовища найбільш чистими вважаються атомні електростанції. Разом з тим вони є потенційно небезпечними з точки зору радіоактивного забруднення, про що свідчить аварія на Чорнобильській АЕС, яка призвела до глобальної радіоекологічної катастрофи, негативні наслідки якої будуть відчуватися на території України, Росії, Білорусі ще багато десятиліть.
Одним із перспективних напрямків розвитку енергетики є використання нетрадиційних джерел електроенергії.
Учені вважають, що вихід із енергетичної кризи, яка насувається на нашу планету, – це масштабне використання джерел поновлюваної енергії: сонячної, вітрової, океанічної. Найбільше енергії може дати сонячне випромінювання. Без шкоди для біосфери можна використати 3% сонячного потоку, що надходить до Землі. Це дасть енергію потужністю 1000 млрд кВт, що у 100 раз перевищує сучасну потужність виробництва енергії в світі. В Криму продовжуються роботи по використанню сонячної енергії. Споруджується перша в Україні дослідно-промислова геліостанція поблизу селища Щалкіно у східній частині Криму.
Першу вітроелектростанцію в Україні і в світі було збудовано в 1931 р. поблизу Севастополя.
Серед нетрадиційних джерел енергії можливе використання біомаси і створення на її основі біогазу. Для України перспективною є розроблена технологія перетворення вугілля в газоподібній чи рідкий стан. З’явилися і методи вирощування рослин, які дають нафту.
Нині загальний технічний стан електроенергетики України незадовільний. Це пов’язано з тим, що впродовж десятиліть не проводилася модернізація теплоенергетичного господарства. Внаслідок цього понад 20% енергетичного устаткування повністю зношене, а 70% обладнання виробило свій ресурс.
Найстарішими в Україні є теплоелектростанції Донбасу, тому вони і опинилися в найважчому стані. Застаріла технологія спалювання вугілля, мазуту, газу, а також високий рівень спрацювання обладнання призводять до перевитрат палива і величезних викидів шкідливих речовин в повітря.
За рівнем енергоспоживання на людину (понад 5 тис кВт/год на рік) Україна належить до країн, що мають середні показники. Проте структура цього споживання дуже сильно відрізняється від розвинутих країн світу. Основна частка електроенергії використовується для промислових потреб, де великі втрати електроенергії внаслідок безгосподарності і неефективних технологій виробництва. Водночас для комунальних потреб використовується тільки тисячу кВт/год на одного міського жителя. Для сільських жителів цей показник ще нижчий і становить 500 кВт/год. Він є одним із найнижчих у світі.
Одним з провідних чинників, що обмежує розвиток електроенергетики в Україні, є економічний. Викиди від роботи цієї галузі становлять близько 30% всіх твердих часток, що надходять в атмосферу внаслідок господарської діяльності людини. За цим показником електростанції зрівнялися з підприємствами металургії випереджають всі інші галузі промисловості.
Важливою для України є безпека атомних електростанцій. Проблема зберігання відходів ядерного палива стала актуальною для України з часів розпаду Радянського Союзу. Нині відходи ядерного палива, яке використовують вітчизняні АЕС, відправляють на захоронення до сусідньої Росії, бо на території України немає умов для їх захоронення. Минулого року Росія приймала наші радіоактивні відходи за ціною 65 доларів за кілограм. Щорічна вартість вивезення Україною відпрацьованого палива становить 100 мільйонів доларів на рік. Однак, вже в двотисячному році ціна за захоронення підвищилася до 100–120 доларів, що звісно, для України невигідно. Тому Україна намагається власноруч ховати відходи ядерного палива, що за підрахунками вчених значно дешевше для України. Для цього на території Запорізької АЕС в першому кварталі цього року буде пущена перша черга сухих сховищ відпрацьованого ядерного палива (ССВЯП). В перспективі, крім Запорізької АЕС, ССВЯП планується побудувати в Рівному, Південноукраїнську і Хмельницьку.
Повна вартість будівництва сховищ на одній АЕС становитиме 85 млн. доларів, що значно менше ніж щорічна оплата Росії.
Щодо проблем вітрової енергетики, то тут слід підкреслити умови будівництва та наступної експлуатації.
Тут проблема полягає в тому, що ВЕС є невигідними для України. По-перше, вітрові агрегати дуже дорогі, а по-друге умовою для будівництва ВЕС є постійний вітер не менше 6–8 а/с. Для будівництва ВЕС існує багато обмежень:
· їх треба споруджувати віддалік від промислових та житлових об’єктів, сільськогосподарських угідь, водоймищ, рекреаційних та заповідних зон тощо;
· необхідно прокладати до ВЕС дорожньо-транспортні магістралі, підводити лінії електропередачі та телефонного зв’язку.
4. Прогнозування паливно-енергетичних ресурсів
4.1 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 | ||||||||
| І | ІІ | ІІІ | І | ІІ | ІІІ | І | ІІ | ІІІ | І | ІІ | ІІІ | |||
| ПРИБУТКОВА ЧАСТИНА | ||||||||||||||
| І. Ресурси, усього | млн. т у.п. | 208,8 | 245,5 | 235,9 | 222,2 | 270,9 | 255,6 | 231,8 | 300,2 | 278,2 | 241,9 | 376,7 | 341,2 | 308,3 |
| 1.1. Видобуток органічного палива, усього | млн. т у.п. | 86,2 | 115,7 | 106,2 | 100,2 | 139,0 | 130,2 | 112,7 | 152,6 | 142,7 | 123,0 | 185,0 | 173,5 | 157,3 |
| 1.2. Виробництво електроенергії без витрат органічного палива, у тому числі: | млрд. кВтгмлн. т у.п. | 101,134,9 | 113,839,3 | 113,839,3 | 110,938,3 | 125,944,1 | 125,944,1 | 122,242,8 | 184,562,7 | 177,160,2 | 144,145,0 | 259,085,5 | 239,779,1 | 20467,3 |
| 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 | ||||||||||||||
| ІІ. Розподіл ресурсів, усього | млн. т у.п. | 208,8 | 245,5 | 235,9 | 222,2 | 270,9 | 255,6 | 231,8 | 300,2 | 278,2 | 241,9 | 376,7 | 341,2 | 308,3 |
| 2.1. Споживання в Україні, усього, у тому числі: | млн. т у.п. | 200,6 | 220,2 | 211,6 | 199,2 | 241,2 | 227,0 | 205,1 | 262,8 | 244,3 | 211,8 | 335,4 | 302,7 | 272,8 |
| 2.1.1. Вугілля | млн. т у.п. | 43,5 | 63,0 | 58,3 | 53,9 | 81,8 | 73,0 | 58,0 | 91,6 | 80,7 | 63,2 | 120,0 | 101,0 | 89,0 |
| 2.1.2. Нафта | млн. т у.п. | 25,7 | 28,3 | 27,6 | 26,7 | 31,2 | 29,9 | 28,3 | 31,5 | 30,0 | 28,5 | 34,6 | 34,0 | 33,2 |
| 2.1.3. Природний газ | млн. т у.п. | 87,9 | 78,4 | 77,7 | 74,0 | 73,4 | 71,8 | 67,3 | 64,4 | 61,8 | 59,6 | 59,8 | 56,9 | 56,0 |
| 2.1.4. Інші види палива (шахтний метан, біопаливо, торф тощо) | млн. т у.п. | 11,0 | 14,5 | 12,0 | 11,5 | 15,4 | 13,2 | 12,3 | 16,2 | 14,1 | 13,1 | 18,7 | 16,8 | 14,9 |
| 2.1.5. Електроенергія, вироблена без витрат органічного палива** | млн. т у.п. | 32,0 | 35,3 | 35,4 | 32,6 | 37,1 | 37,1 | 37,5 | 54,2 | 53,4 | 43,9 | 75,6 | 70,9 | 60,7 |
| 2.1.6. Теплова енергія, вироблена на атомних 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 |
4.1.1 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.
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%.
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-всьогоТемпи приросту до попереднього періоду, %у тому числі: | 185236- | 21020013,5% | 25100019,4% | 30700022,3% | 42010036,8% |
| 1). Електростанціями загального користуванняу тому числі: | 176592 | 200290 | 239450 | 294100 | 404600 |
| А). ТЕС та ТЕЦу відсотках до загального виробництва | 7551540,8% | 8659041,2% | 11435045,6% | 11860038,6% | 16700039,8% |
| Б). ГЕС*у відсотках до загального виробництва | 121286,5% | 103004,9% | 114004,5% | 127004,1% | 141003,4% |
| В). ГАЕСу відсотках до загального виробництва | 1930,1% | 22001,0% | 32001,3% | 39001,3% | 45001,1% |
| Г). АЕСу відсотках до загального виробництва | 8875647,9% | 10120048,1% | 11050044,0% | 15890051,8% | 21900052,1% |
| 2). Блок-станціями та іншими джереламиу відсотках до загального виробництвау тому числі: | 86444,7% | 99104,7% | 115504,6% | 129004,2% | 155003,7% |
| А). Блок-станціями** | 8593 | 9775 | 10665 | 11300 | 13400 |
| Б). Електростанціями на відновлюваних джерелах енергії (без врахування малих ГЕС) | 51 | 135 | 885 | 1600 | 2100 |
| у тому числі: іншими локальними джерелами | 43 | 85 | 85 | 100 | 100 |
| II. Імпорт електроенергії | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Б. Попит – всього | 185236 | 210200 | 251000 | 307000 | 420100 |
| I Споживання електроенергії (брутто)Темпи приросту до попереднього періоду, % | 176884- | 19885012,3% | 23100016,2% | 28700024,2% | 39510037,7% |
| 1.1. Споживання електроенергії (нетто)Темпи приросту до попереднього періоду, %у тому числі: | 151849- | 17555015,6% | 20850018,8% | 26290026,1% | 36320038,2% |
| 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 мережаху відсотках до надходження електроенергії в мережу | 25035 14,7% |
23300 12,2% |
22500 9,8% |
24100 8,6% |
31900 8,2% |
| II. Експорт електроенергії | 8352 | 11350 | 20000 | 20000 | 25000 |
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, %.
4.1.2 Баланс вугілля
При прогнозуванні обсягів споживання вугілля враховувались: можливості суттєвого підвищення якості вугілля; використання нових, більш екологічно чистих технологій його спалювання; наявність у споживачів ефективного вуглевикористовуючого обладнання; показники екологічних витрат при споживанні вугілля; заміщення вугіллям інших, більш дефіцитних видів енергоресурсів тощо.
У 2005 році обсяг споживання вугілля власними споживачами становив 59,6 млн. тонн. Прогнозом передбачено зростання обсягів його споживання до 78,9 млн. тонн у 2010 р.; 98,7 млн. тонн – 2015 р.; 107,6 млн. тонн – 2020 р.; 130,3 млн. тонн – 2030 році.
Попит у вугільній продукції планується задовольнити за рахунок збільшення власного видобутку без суттєвого збільшення обсягів її імпорту.
Прогнозний баланс видобутку та споживання вугілля до 2030 року (базовий сценарій)
| Показники | 2005 | 2010 | 2015 | 2020 | 2030 |
| Видобуток вугілля, усього, млн. тонн | 78,0 | 90,9 | 110,3 | 115,0 | 130,0 |
| Зольність видобутого вугілля, % | 38,1 | 35,3 | 29,7 | 29,0 | 28,1 |
| І. Товарне вугілля, усього, млн. тонн | 64,6 | 81,9 | 98,8 | 107,6 | 130,3 |
| у тому числі: | |||||
| 1.1. Власне вугілля, млн. тонн | 56,9 | 72,7 | 91,8 | 100,2 | 115,7 |
| Зольність відвантаженого вугілля, % | 25,2 | 23,6 | 22,3 | 21,8 | 20,7 |
| 1.2. Імпорт, млн. тонн | 7,7 | 9,2 | 7,0 | 7,4 | 14,6 |
| у т.ч. енергетичне вугілля, млн. тонн | 0,8 | 3,5 | 0 | 0 | 2,5 |
| ІІ. Споживання, млн. тонн | 59,6 | 78,9 | 98,7 | 107,6 | 130,3 |
| у тому числі: | |||||
| 2.1. Електростанції на органічному паливі | 27,5 | 33,4 | 49,6 | 54,0 | 78,1 |
| 2.2. Коксохімічна промисловість | 17,0 | 32,0 | 36,2 | 41,2 | 41,5 |
| 2.3. Комунально-побутові потреби підприємств | 2,0 | 1,9 | 1,8 | 1,7 | 1,6 |
| 2.4. Комунальне господарство | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,1 |
| 2.5. Інші споживачі | 11,6 | 10,1 | 9,7 | 9,4 | 8,0 |
| ІІІ. Експорт | 5,0 | 3,1 | 0 | 0 | 0 |
4.1.3 Баланс нафти
Прогнозні обсяги споживання нафти визначались з потреб нафтопродуктів для українських нафтопереробних заводів з урахуванням збільшення глибини її переробки з 70% в 2005 р. до 90% і вище в 2030 р.
Споживання нафти разом з переробкою для експорту у 2005 р. становило 19,0 млн. тонн;
у 2010 р. прогнозується на рівні 32 млн. тонн; 2015 р. – 36 млн. тонн; 2020 р. – 40 млн. тонн;
2030 р. – 45 млн. тонн, в т.ч. для внутрішніх потреб 23,8 млн. тонн. Попит у нафтовій продукції планується задовольнити переважно за рахунок збільшення імпортних поставок нафти.
Прогнозний баланс видобутку, імпорту та споживання нафти та газового конденсату до 2030 року, млн. тонн (базовий сценарій)
| 2005 | 2010 | 2015 | 2020 | 2030 | |
| І. Видобуток нафти, усього | 4,3 | 8,7 | 9,3 | 10,9 | 14,6 |
| у тому числі: | |||||
| 1.1. Видобуток з власних запасів | 4,3 | 5,1 | 5,3 | 5,3 | 5,4 |
| 1.2. За межами України* | 0 | 3,6 | 4,0 | 5,6 | 9,2 |
| II. Імпорт | 14,7 | 23,3 | 26,7 | 29,1 | 30,4 |
| ІІI. Споживання (разом з переробкою для експорту) | 19,0 | 32,0 | 36,0 | 40,0 | 45,0 |
| 3.1. Споживання для внутрішніх потреб | 18,0 | 19,3 | 20,9 | 21,0 | 23,8 |
Прогнозна динаміка видобутку та імпорту сирої нафти і газового конденсату для забезпечення власного споживання, млн. тонн.
4.1.4 Баланс газу
Під час формування прогнозних балансів газу взято до уваги заходи з використання менш енергозатратних технологій, враховувалось збільшення рівня газифікації житлового фонду, зростання темпів промислового виробництва, вдосконалення приладного обліку газу, а також суттєве поліпшення дисципліни газоспоживання, пов’язане з остаточним переходом до функціонування в умовах цивілізованого ринку природного газу.
Споживання газу в Україні у 2005 р. становило 76,4 млрд. м3; у 2010 р. становитиме 67,6 млрд. м3; 2015 р. – 62,4 млрд. м3; 2020 р. – 53,7 млрд. м3; 2030 р. – 49,5 млрд. м3.
Прогнозний баланс надходження та розподілу природного газу до 2030 року, млрд. м3 (базовий сценарій)
| 2005 | 2010 | 2015 | 2020 | 2030 | |
| І. Ресурси газу, усього | 76,4 | 67,6 | 62,4 | 53,7 | 49,5 |
| у тому числі: | |||||
| 1.1. Видобуток газу, усього | 20,5 | 25,5 | 31,1 | 32,9 | 40,1 |
| у тому числі: | |||||
| видобуток з власних запасів | 20,5 | 23,2 | 25,0 | 26,1 | 28,5 |
| за межами України* | 0 | 2,3 | 6,1 | 6,8 | 11,6 |
| 1.2. Імпорт | 55,9 | 42,1 | 31,3 | 20,8 | 9,4 |
| ІІ. Споживання газу, усього | 76,4 | 67,6 | 62,4 | 53,7 | 49,5 |
| у тому числі: | |||||
| 2.1. Виробничо-технологічні потреби, сировина та витрати (втрати) при 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 |
Прогнозна динаміка видобутку та імпорту природного газу для забезпечення власного споживання, млрд. м3.
Висновок
Забезпечення зростаючих потреб в паливно-енергетичних ресурсах до 2030 року планується здійснити за умов:
o зменшення енергоємності ВВП та збільшення рівня енергозабезпеченності країни;
o збільшення власного видобутку вугілля, нафти, газу та урану;
o виробництва електричної енергії на атомних електростанціях на власному ядерному паливі;
o збільшення експорту нафтопродуктів за рахунок збільшення обсягів переробки нафти;
o реалізації програм енергозбереження в галузях економіки і в соціальній сфері;
o збільшення використання нетрадиційних і відновлювальних джерел енергії;
o зменшення рівня енергетичної залежності країни від зовнішніх поставок палива та збільшення обсягів споживання власних енергетичних продуктів.
Висновки
Таким чином, паливно-енергетичний комплекс відіграє дуже важливу роль у народногосподарському комплексі України, так як є базовою галуззю для стратегічних виробництв: металургійного комплексу, коксохімічної промисловості, які забезпечують життєдіяльність будь-якої країни.
Паливно-енергетичний комплекс складається з паливної промисловості (вугільна, нафтова і газова, торфова) та електроенергетики. Від розвитку паливно-енергетичного комплексу значною мірою залежать динаміка, масштаби і техніко-економічні показники суспільного виробництва, насамперед промисловості.
В Україні склалися достатньо сприятливі соціально-економічні та природні передумови для розвитку паливно-енергетичного комплексу.
Відмічається нерівномірність розміщення галузей по території України: найбільша концентрація вугільних підприємств спостерігається на Південному Сході та в Карпатському регіоні, де розташовані вугільні басейни; видобуток нафти і газу сконцентровано на Лівобережжі, Передкарпатті та Криму; основні теплові електростанції розміщенні в Донбасі, гідроелектростанції – у Придніпров’ї.
Стан внутрішнього ринку в останні роки зумовлюється переважно заходами уряду по його регулюванню, а також загальною економічною кризою в країні. У зовнішній торгівлі частка експорту продукції вугільної промисловості є досить значною, що зумовлено наявністю багатої сировинної бази. Також відмічається переважання імпорту нафти і газу.
Крім екологічних існують також інші проблеми, які потребують комплексного вирішення на рівні держави: масові неплатежі, несвоєчасна та неповна виплата заробітної плати, страйки працівників галузі, а також інші проблеми, але їх вирішення залежить від перспектив зовнішньоекономічного розвитку нашої держави.
Список використаної літератури
1.Інформаційна довідка «Укртранснафта» http://www.ukrtransnafta.com/ua/press/service
2.Розміщення продуктивних сил за редакцією Є. Качана – Київ: «Вища школа», 1998 р.
3.Розміщення продуктивних сил України. /За ред. П.М. Качана. – К.: Техніка. – 1997. – 123 с.
4.Інформаційна довідка про основні виробничі показники роботи енергогенеруючих компаній та електростанцій НАК «Енергетична компанія України» за вересень та 9 місяців 2010 року: http://www.ecu.gov.ua/ua/activity/stat.html?_m=publications&_t=rec&id=872
5.Інформаційно-аналітична довідка щодо виконання паливно-енергетичного балансу енергогенеруючими компаніями теплових електростанцій НАК «Енергетична компанія України» за 2009 рік http://www.ecu.gov.ua/ua/activity/stat.html?_m=publications&_t=rec&id=830
6.№1.1, 26.02.2010, Рішення, Про підсумки роботи підприємств паливно-енергетичного комплексу України за 2009 рік та завдання на 2010 рік, Міністерство палива та енергетики України http://news.yurist-online.com/laws/17642/
7.Статистичні, аналітичні матеріали міністерства вугільної промисловості http://www.mvp.gov.ua/mvp/control/portalmap
8.Притика О. Вугільна промисловість – чорна діра державного бюджету чи основа енергетичної безпеки України? / О. Притика. – №14 (693) 12 – 18 квітня 2008.
9.Перспективи розвитку вугільної галузі України у сучасних умовах. Круглий стіл. Національний інститут стратегічних досліджень спільно з Міністерством вугільної промисловості України, Інститутом економіки промисловості НАН України – [Електронний ресурс]. – Режим доступу: www.niss.gov.ua/Table/22102008/221008.htm – 15k
10.Енергетика України: історія становлення і сучасний стан, Ярослав Булич http://www.ji.lviv.ua/n41texts/bulych.htm
11.Україна молода щоденна інформаційно-політична газета http://www.umoloda.kiev.ua/number/1351/159/47642/
12.МІНІСТЕРСТВО ЕНЕРГЕТИКИ ТА ЕЛЕКТРИФІКАЦІЇ УКРАЇНИ/ Енергетична стратегія УкраЇни на період до 2030 року http://www.energo.uz.ua/pers/Progbalans.html
13.Аналіз вугільного ринку України. – [Електронний ресурс]. – Режим доступу: www.credit-rating.com.ua/ru/file_viewer.html? id=1b4c8b86cba430ee0f49b872b16d2f50
14.Газова промисловість./Енциклопедія Українознавства. – Львів. – Т.1, 1993. – с. 183.
15.Газова промисловість./Енциклопедія Українознавства. – Львів. – Т.1, 1993. – с. 183.
16.Концепція розвитку паливно-енергетичного комплексу України на період до 2010 року./ Збірник законодавчих актів України про охорону навколишнього природного середовища. – Чернівці: Зелена Буковина. – Т.1, 1996. – с. 30.