Osvita.ua Вища освіта Реферати Політологія Україна: стан та стратегія забезпечення енергетичної безпеки. Реферат
Провідні компанії та навчальні заклади Пропозиції здобуття освіти від провідних навчальних закладів України та закордону. Тільки найкращі вищі навчальні заклади, компанії, освітні курси, школи, агенції. З питань розміщення інформації звертайтесь за телефоном (044) 200-28-38.

Україна: стан та стратегія забезпечення енергетичної безпеки. Реферат

Висока енергоємність ВВП в Україні є наслідком істотного технологічного відставання у більшості галузей економіки і житлово-комунальній сфері, незадовільної галузевої структури національної економіки

Україна лише частково забезпечена традиційними видами первинної енергії, а отже змушена вдаватися до їх імпорту. Енергетична залежність України від поставок органічного палива, з урахуванням умовно - первинної ядерної енергії, у 2000 та 2005 роках становила 60,7%, країн ЄС – 51%.

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

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

Енергоємність ВВП України у 2,6 рази перевищує середній рівень енергоємності ВВП країн світу і в 3,35 рази вище ніж у розвинених європейських країнах.

Висока енергоємність ВВП в Україні є наслідком істотного технологічного відставання у більшості галузей економіки і житлово-комунальній сфері, незадовільної галузевої структури національної економіки.

Енергоємність ВВП країн світу, кг у. п. /$ США (ПКС)

 

Баланс нафти. Імпорт, експорт

Відповідно Енергетичної стратегії України 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 у 2005 р. становило 18,0 млн. тонн; у 2010 р. 19,3 млн. тонн; 2015 р. – 20,9 млн. тонн; 2020 р. – 21 млн. тонн; 2030 р. – 23,8 млн. тонн.

Згідно базового сценарію видобутку нафти до 2030 року, млн. тонн Україна буде видобувати:

  • з власних запасів: 2005 рік – 4,3; 2010 рік – 5,1; 2015 рік – 5,3; 2020 рік – 5,3; 2030 рік – 5,4.
  • за межами України: 2005 рік – 0; 2010 рік – 3,6; 2015 рік – 4,0; 2020 рік – 5,6; 2030 рік – 9,2.

Однак на теперішній час не існує жодних підстав вважати видобуток нафти за кордоном реальністю.

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

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

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

Характеристика внутрішніх та зовнішніх джерел

Початкові видобувні запаси нафти родовищ України становлять 421,9 млн. тонн, газового конденсату – 138,6 млн. тонн. На 01.01. 05 залишкові видобувні запаси нафти становлять 116,0 млн. тонн, газового конденсату – 69,8 млн. тонн.

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

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

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

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

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

Характеристика сучасного стану та розвиток нафтотранспортної системи України

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

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

Термін експлуатації нафтопроводів складає від 20 до 44 років і 90% з них відпрацювали свій амортизаційний період.

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

Суттєвим недоліком в постачанні нафти в Україну є те, що зовнішніми надходженнями сировини українська нафтопровідна система пов'язана тільки з російською нафтопровідною системою, що призводить до монопольного положення Росії у постачанні нафти в Україну та її транзиту.

Після 2010 року існує ризик поступової втрати обсягів транзиту російської нафти.

Баланс газу

Енергетичною стратегією України прогнозовано наступний баланс надходження та розподілу природного газу до 2030 року, млрд. м3 (базовий сценарій):

 

2005

2010

2015

2020

2030

І. Ресурси газу, усього

76,4

67,6

62,4

53,7

49,5

у тому числі:

1.1. Видобуток газу, усього

20,5

25,5

31,1

32,9

40,1

у тому числі:

видобуток з власних запасів

20,5

23,2

25,0

26,1

28,5

 за межами України*

0

2,3

6,1

6,8

11,6

1.2. Імпорт

55,9

42,1

31,3

20,8

9,4

ІІ. Споживання газу, усього

76,4

67,6

62,4

53,7

49,5

у тому числі:

2.1. Виробничо-технологічні потреби, сировина та витрати (втрати) при транспортувані

9,0

8,3

7,2

6,5

5,9

2.2. Споживання, усього

66,9

57,9

52,9

43,8

38,1

у тому числі:

2.2. 1. На виробництво електро-, тепло енергії на ТЕС

15,3

14,9

13,0

11,2

8,9

2.2. 2. Металургійний комплекс

9,5

5,7

5,5

4,0

3,8

2.2. 3. Хімічний комплекс

8,6

7,9

8,5

8,8

9,0

2.2. 4. Машинобудування та металообробка

1,5

1,3

1,3

0,8

0,7

2.2. 5. Інші промислові споживачі

6,7

5,9

3,4

2,1

1,5

2.2. 6. Агропромисловий комплекс

0,7

0,6

0,5

0,4

0,2

2.2. 7. Населення

18,0

16,5,

16,0

14,0

13,0

2.2. 8. Інші непромислові споживачі

6,6

5,1

4,7

2,5

1,0

2.3. Заміщення на транспорті рідкого палива на газ

0,5

1,4

2,3

3,4

5,5

             

 

* видобуток газу українськими компаніями за межами України

На теперішній час не існує жодних підстав вважати видобуток газу за кордоном реальністю.

Видобуток природного газу в України

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

Проблеми видобутку газу в Україні пов’язані також з тим, що більше 15% запасів газу за критеріями рівня виснаження запасів, колекторських характеристик порід, належать до категорії важко видобувних. Практично всі запаси родовищ Прикарпаття важко добувні. Вилучення важко добувних запасів газу потребує застосування специфічних, наукоємних і високо-витратних технологій та обладнання.

За оптимістичним сценарієм прогнозується видобуток природного газу на території України у 2010 р. в обсязі 23,5 млрд.  м3, у 2015 р. – 25,5 млрд. м3, у 2020 р. – 26,6 млрд.  м3 та у 2030 р. – 30,1 млрд. м3.

За песимістичним сценарієм прогнозується видобуток природного газу на території України – 20,8 млрд. м3 у 2010 р., 23,0 млрд. м3 – у 2015 р., 24,6 млрд. м3 – у 2020 р. та 26,9 млрд.  м3 – у 2030 р.

Видобуток природного газу за межами України

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

Однак на теперішній час не існує жодних підстав вважати видобуток нафти за кордоном реальністю.

Характеристика сучасного стану та розвиток газотранспортної системи

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

На сьогодні близько 29% газопроводів відпрацювали свій амортизаційний термін, майже 60% експлуатуються від 10 до 33 років.

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

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

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

На період до 2030 року в реконструкцію газотранспортної системи необхідно вкласти понад 92,4 млрд. грн.

Ядерна енергетика

АЕС в стратегії приділено найбільша увага. Деякі експерти навіть називають її не енергетичною, а "ядерною" стратегією.

З 2010 по 2030 роки запланована побудова 20 нових енергоблоків потужністю 1—1,5 Гвт (сьогодні в Україні діє 15 блоків потужністю 0,4—1 ГВТ). Витрати на модернізацію галузі оцінюються в 250 млрд. грн. і частково будуть покриті за рахунок експорту електроенергії. Передбачається також нарощувати об'єми здобичі уранової руди і виробництва уранового концентрату — до 2015 року виробництво концентрату повинне покривати потреби діючих АЭС. При цьому Україна все одно виявляється енергозалежною, оскільки на її території немає заводу по виробництву паливних складок з уранового концентрату.

Прихильники атомної інтенсифікації на підтримку своєї позиції висувають "переконливий" аргумент: упор на атомну енергетику зараз роблять у всьому світі. І дійсно, в 31 країні працюють 440 атомних реакторів, а про плани розширювати свої атомні потужності вже заявили більше п'ятнадцяти держав, зокрема США, Великобританії, Франції, Швейцарії, Іспанії, Голландії, Фінляндії, Росії, Польщі, Латвії, Білорусі, Єгипту, Японії, В'єтнаму, Південної Кореї і Китаю.

За прогнозами Міжнародного енергетичного агентства (IEA), до 2030 року в світі буде витрачено більше 200 млрд. на розвиток атомної енергетики, а МАГАТЕ заявляє, що вже до 2020-го на долю атома доводитиметься 17% вироблюваній в світі енергії. При цьому IEA прогнозує, що значний приріст атомній енергетиці дасть Азія, що розвивається. Росія за рахунок реконструкції і будівництва нових реакторів протягом 15 років має намір збільшити свої потужності в два з половиною рази. Південна Корея і Китай збираються побудувати по 8 нових реакторів, Японія — 12. Пішла по цьому шляху і Україна, якій, здавалося б, слід було пам'ятати про трагічні наслідки подібних ініціатив довше за інших. Але немає, до 15 енергоблоків передбачається додати ще двадцять. І все це лише за чверть століття.

Те, що у нас називають крокувати в ногу з часом, насправді для багатьох країн — вимушена необхідність, про яку подумують лише зважаючи на подорожчання традиційного палива — нафту і газ. На цьому ж фоні спішно озвучило свої стратегічні плани у сфері атомної енергетики і керівництво України. Але навіть якщо стрибок цін на газ дійсно і перетягнув ваги убік, м'яко кажучи, небезпечної атомної енергетики, варто визнати, що далеко не у всіх країнах.

Наприклад, основний покупець російського газу — Німеччина, що кілька років тому ухвалила рішення згорнути ядерну програму, навіть після російсько-українського газового скандалу не стала переглядати свою позицію. Поступово закриває атомні реактори Швеція. Ще недавно в стратегічні плани українського керівництва входило будівництво на нашій території лише 11 енергоблоків. Тепер ця цифра збільшилася удвічі, але, окрім збільшених ядерних амбіцій, істотно нічого не змінилося: болісні сумніви щодо безпеки атомної енергетики і проблема утилізації ядерних відходів як були, так і залишилися. Так само як і небажання населення погоджуватися на розміщення атомного виробництва у себе під боком.

У стратегії є проблема вибору атомних технологій при неминучому оновленні реакторного парку українських електростанцій. При розробці Концепції розвитку ПЕК намічалося, що Україна зважаючи на розвинену наукову базу повинна розглянути можливість розширення парку реакторів за рахунок залучення нових, раніше не вживаних в нашій країні технологій — новітніх реакторів на швидких нейтронах, реакторів MOX fuel, а також давно використовуваних в світі важководяних (дейтерієвих) реакторів. Передбачалася заміна на них нині працюючих на всіх українських АЕС реакторів російського виробництва (ВВЕР). Проте нинішня стратегія в директивному тоні лаконічно указує, що "досвід експлуатації АЕС дозволяє Україні зробити вибір на користь реакторів типа ВВЭР/PWR". Іншими словами, Київ знову зробив ставку на Росію.

Один з лідерів атомної індустрії — Франція має намір відновити свої атомні потужності реакторами третього покоління. Зараз для неї розробляється реактор, що охолоджується водою під тиском, дозволяє підвищити безпеку, зменшити дози опромінювання, яким піддається персонал, і скоротити викиди відходів в навколишнє середовище. Реактори третього покоління — це поки що новинка на ринку атомної енергетики. Дозволити собі замовити розробку такого реактора змогли поки небагато: Фінляндія і Франція. При цьому Париж планує почати будівництво реактора тільки в 2007 році, а на реалізацію проекту відведено 5 років. Цікаво, яким чином Києву вдасться реалізувати свої грандіозні плани по будівництву 20 енергоблоків протягом 24 років? У стратегії закладена або утопія, або напівправда.

У стратегії відсутній найбільш важливий в політичному відношенні елемент, що стосується необхідності виробництва власного збагаченого урану. "Державами — членами Групи постачальників ядерних матеріалів фактично введений мораторій на передачу технологій і устаткування для збагачення урану", — мотивується в стратегії таке рішення.

В стратегії на відсутня відповідь на питання — поховання ядерних відходів.

Ще один аргумент, підтверджуючий сумнівність енергетичного прориву нашої країни: колосальні витрати на будівництво АЭС. Не дарма після офіційної презентації енергетичної стратегії директор Всесвітнього банку по Україні, Білорусі і Молдові Пол Бермінгхем назвав її амбітною і дорогою. Він дипломатично натякнув, що при існуючої в цей час в Україні енергоємності ВВП в 5,4% узяти 200 млрд. на реалізацію даної стратегії на тлі необхідності розвивати інші напрями (транспорт, охорона здоров'я) просто ніде. Створення великої кількості нових атомних реакторів, на його думку, не повинне бути пріоритетним стратегічним напрямом держави, адже будівництво енергетичних підприємств зажадає не одного року, а десятиліть.

Вугільна промисловість

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

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

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

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

Якщо Стратегія буде втілена в життя, то видобуток вугілля в Україні до 2030 року зросте майже в 1,7 разу, тобто з 78 млн. т в 2005 році до 130,2 млн. т. Виробничі потужності шахт через 24 роки досягнуть 144 млн. т вугілля в рік, а коефіцієнт їх використання складе 90%, що зажадає введення в експлуатацію нових вугледобувних підприємств, а також приросту потужностей що вже діють. Потреби національної економіки в енергетичному вугіллі будуть забезпечені до 2030 року на 97,1%, у коксувомк вугіллі — на 72,6%.

Згідно базовому сценарію, споживання вугілля до 2015 року зросте до 98, 7млн. т, до 2020 року — до 107,6 млн. т, а до 2030году збільшиться в два рази (тобто з 65, 9млн. т в 2005 році до 130, 3млн. т). Якщо судити за оптимістичними прогнозами, то до 2030 року Україна споживатиме 153,5 млн. т вугілля, по песимістичних — 114,9 млн. т.

Але викликає здивування той факт, що в розділі, присвяченій адаптації українського законодавства до європейських норм, спочатку написано, що "регулювання вугільної галузі в ЄС направлене на... зменшення державних субсидій", а на сім строчок нижче — що Україні необхідно прийняти законодавчі акти, що визначають "види державної допомоги вугільній галузі".

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

Таким чином виникає питання доцільності існування вугільної промисловості в державі.

Фінансове забезпечення розвитку ПЕК

Протягом наступних 2-5 років відбуватиметься поступове наближення ціни на електроенергію, газ природний та нафтопродукти до рівня цін на лібералізованих ринках ЄС.

Розвиток та функціонування паливно-енергетичного комплексу потребує значних інвестиційних ресурсів (базовий сценарій, ціни 2005 р.): до 2030 р. – 1045,0 млрд. грн., з яких млрд. грн.:

Напрями фінансування

2006 – 2010

2011 – 2020

2021 – 2030

2006 – 2030

Усього

у тому числі:

158,2

431,0

455,9

1045,0

Теплова енергетика

16,7

75,8

90,9

183,4

Гідроенергетика

2,8*

5,6

10,6

19

Розвиток електричних мереж

13,2

43,8

25,9

82,9

Ядерна енергетика

11,6**

79

117,6

208,2

Розвиток відновлювальних джерел виробництва електроенергії (без ГЕС)

1,1

3,0

3,0

7,1

Ядерно-паливний цикл

4,0

13,3

4,4

21,7

Вугільна промисловість

42,4

87,9

91,4

221,7

Нафтогазовий комплекс

65,6

122,6

112,1

300,3

 

* - без урахування Ташлицької ГАЕС; ** - з урахуванням інвестицій на введення Ташлицької ГАЕС-700 млн. грн.

В електроенергетиці – 500,6 млрд. грн.:

  • модернізація, реконструкція, підвищення безпеки діючих АЕС, поводження з ВЯП та РАВ – 27,0 млрд. грн.;
  • подовження терміну експлуатації АЕС – 11,7 млрд. грн.;
  • введення в експлуатацію нових атомних енергоблоків, Ташлицької ГАЕС та виведення з експлуатації блоків, які відпрацювали проектний та продовжений термін експлуатації – 169,5 млрд. грн.;
  • підтримка потужностей у тепловій енергетиці за рахунок продовження терміну експлуатації діючих енергоблоків, завершення реалізації пілотних проектів з реконструкції енергоблоків ТЕС, виведення зношених і введення нових потужностей – 16,7 млрд. грн.;
  • комплексна реконструкція ТЕС з введенням нових енергоблоків та консервація енергоблоків, експлуатація яких є недоцільною – 166,7 млрд. грн.;
  • реконструкції діючих і введення нових потужностей ГЕС, ГАЕС (без урахування ТГАЕС– 0,7 млрд. грн, фінасування якої здійснюватимется за статею "Ядерна енергетика") - 19,0 млрд. грн.;
  • модернізація та розвиток електричних мереж з урахуванням заходів щодо інтеграції Об’єднаної енергосистеми України до енергосистем країн Європи – 82,9 млрд. грн.;
  • розвиток відновлюваних джерел енергії для виробництва електроенергії – 7,1 млрд. грн.

У ядерно-паливному комплексі – 21,7 млрд. грн.:

  • виробництво цирконієвого та уранового виробництва, забезпечення виробництва уранового концентрату до рівня повного забезпечення потреб АЕС – 20,4 млрд. грн.;
  • будівництво заводу з фабрикації ядерного палива – 1,3 млрд. грн.

Для організаційного і науково-дослідницького забезпечення ефективного розвитку електроенергетики доцільним є створення національного інжинірингового центру енергетики.

У вугільній галузі – 221,7 млрд. грн. (48,0 млрд. грн. за рахунок бюджету, що підлягають щорічному уточненню при його формуванні):

  • технічне переоснащення виробництва – 76,3 млрд. грн.;
  • капітальне будівництво – 82,8 млрд. грн.;
  • закриття шахт (реструктуризація) – 9,1 млрд. грн.;
  • утримання гірничорятувальних служб і галузевих інститутів – 4,0 млрд. грн.;
  • поточні ремонти та заміна обладнання – 49,5 млрд. грн.;

У нафтогазовому комплексі – 300,3 млрд. грн.:

  • відновлення газотранспортної системи України, зокрема, трубопроводів та газоперекачувальних агрегатів – 92,4 млрд. грн.;
  • будівництво нових потужностей ГТС для забезпечення зростання надходження природного газу – 47,0 млрд. грн.;
  • капітальний ремонт та реконструкція основного обладнання магістральних нафтопроводів - 9,1 млрд. грн.;
  • будівництво нових нафтопроводів – 3,5 млрд. грн.;
  • модернізація обладнання та будівництво нових потужностей нафтопереробних заводів – 26,8 млрд. грн.;
  • геологорозвідувальні роботи та видобування нафти і газу – 103,5 млрд. грн.;
  • формування інфраструктури для забезпечення стратегічного запасу нафти і нафтопродуктів – 7,5 млрд. грн.;
  • створення стратегічного запасу нафти і нафтопродуктів – 10,5 млрд. грн.

Фінансування розвитку галузей ПЕК передбачається за рахунок:

  • оптимізації цінової і тарифної політики та доведення інвестиційної складової тарифу на енергоносії з врахуванням цільової надбавки до рівня, що забезпечує достатню інвестиційну привабливість проектів;
  • законодавчого запровадження прискореної амортизації основних фондів ПЕК, забезпечивши при цьому цільове використання амортизаційного фонду;
  • залучення коштів від реструктуризації та погашення боргових зобов’язань минулих років учасників енергоринку відповідно до Закону України "Про заходи, спрямовані на забезпечення сталого функціонування підприємств паливно-енергетичного комплексу" від 23.06. 2005 р. №2711-IV;
  • державних коштів відповідно до обсягів, визначених чинним законодавством та бюджетом розвитку на відповідний рік;
  • вдосконалення бюджетної, податкової, рентної політики, зокрема, визначення частки прибутку та рентних платежів на інновацію, що сприятиме стабілізації фінансового стану підприємств та активізації інвестиційної політики в паливно-енергетичному комплексі;

розширення залучення зовнішніх кредитних ресурсів та інвестицій, зокрема, для реалізації програми інтеграції Об’єднаної енергосистеми України до ЄС.


02.02.2011

Провідні компанії та навчальні заклади Пропозиції здобуття освіти від провідних навчальних закладів України та закордону. Тільки найкращі вищі навчальні заклади, компанії, освітні курси, школи, агенції.

Щоб отримувати всі публікації
від сайту «Osvita.ua»
у Facebook — натисніть «Подобається»

Osvita.ua

Дякую,
не показуйте мені це!