+7 926 9561571

Экономика и энергетика Украины в конце ХХ – начале ХХI столетия (ПРОДОЛЖЕНИЕ)

НАЧАЛО СТАТЬИ


Экономика и энергетика Украины в конце ХХ – начале ХХI столетия

Ekonomika-i-energetika-Ukraini-v-konce-ХХ–nachale-ХХI-stoletiya

(ПРОДОЛЖЕНИЕ)

Глава 4. Переработка нефти и газа на Украине

К началу 90-х годов в республике было создано пять НПЗ и один ГПЗ суммарной мощностью более 50 млн. т сырья в год, что превысило аналогичный усредненный показатель стран ЦВЕ.

До середины 2000-х годов страна обеспечивала внутренний спрос на моторное топливо в основном за счет собственного производства. В конце первого десятилетия в отрасли наступил спад.

В 2007 г. временно прекратили работу Надворянский, Дрогобычский и Херсонский НПЗ, не выдержав конкуренции с импортом. В 2010 г. начались проблемы у Одесского НПЗ, который в 2014 г. был остановлен по причине банкротства и пока не возобновил работу из-за судебных разбирательств с кредиторами (активы находятся в залоге у российского банка «ВТБ»). 

В 2016-2017 гг. функционировали Шебелинский ГПЗ и три нефтеперерабатывающих предприятия – Кременчугский НПЗ, а также Надворянский и Дрогобычский НПЗ.

Поставки нефти и газового конденсата на Шебелинский ГПЗ, Надворянский и Дрогобычский НПЗ находились на минимальном уровне. В 2016 г. этот показатель составил примерно 900 тыс. т, в 2017 г. – 80 тыс. т.

Кременчугский НПЗ контролируется группой «Приват». С ноября 2014 г. предприятие перестало предоставлять отчетность в государственные органы.

Государственный Шебелинский ГПЗ (использовал местное сырье) и Кременчугский НПЗ (перерабатывал казахстанское, азербайджанское, российское и украинскую нефть) обеспечивали 15% внутреннего спроса на моторные виды топлив. Нехватку нефтепродуктов Украина компенсировала ввозом из соседних государств – Белоруссии и России (до 90% импорта дизельного топлива), Польши, Литвы и др.

В 2016 г. на внутреннем рынке нефтепродуктов доминирующие позиции принадлежали Белоруссии (до 50% - по дизельному топливу и авиационному керосину, до 60% - по бензинам) и России (до 35% - по дизельному топливу, до 50% - по авиационному керосину). В 2017 г. ввоз высокооктановых сортов бензина, произведенных на Мозырском НПЗ, сократился ввиду его остановки для проведения профилактических работ и модернизации, роста белорусского экспорта в других направлениях (в балтийские порты).    

В 2014 г. на Украине возросло внутриполитическое давление на российские компании, осуществлявшие поставки и реализацию топлива с использованием национальных сетей АЗС.

В 2016-2017 гг. Россия и Белоруссия оптимизировали ввоз исходя из соображений безопасности, т.е. с целью недопущения снабжения топливом военных частей, участвующих в боевых действиях в Донбассе.

В итоге на Украине выросло производство нелегальной продукции с использованием мини-НПЗ (в 2017 г. число таких заводов оценивалось в 100 ед.), расширилось применение криминальных/некорректных схем экспорта - без пересечения границы физическими объемами топлива и др. Эти и другие обстоятельства привели к обострению ситуации на внутреннем рынке, перманентному росту цен на высокооктановые бензины и дизельное топливо.   

Глава 5. Электроэнергетика Украины

5.1. Создание электроэнергетического комплекса Украины

В начале ХХ века электроэнергетика республики развивалась по плану ГОЭЛРО. В 1926 г. была создана Донбасская энергосистема, в 30-е годы – энергосистема Харькова и ряд районных энергетических управлений – «Киевэнерго», «Крымэнерго», «Днепроэнерго». В 1940 г. была введена в эксплуатацию первая республиканская межсистемная ЛЭП (220 кВ), соединившая «Донбассэнерго» и «Днепроэнерго» и «Ростовэнерго» (ОЭС Юга).  Производство электроэнергии на всех электростанциях составила 12,41 млрд. кВт*ч.

После восстановления хозяйства, разрушенного в ходе Великой Отечественной войны, началось активное развитие энергетического комплекса, задачами которого являлись (1) обеспечение потребностей растущего промышленного сектора республики и населения, (2) поставка электроэнергии в соседние дефицитные регионы, в первую очередь на Северный Кавказ и южные регионы СССР. В конце 1950 г. СУМ электростанций достигла 3,3 ГВт, а годовое производство электроэнергии - 15 млрд. кВт*ч.

В 60-х годах высокими темпами увеличивались мощности тепловых станций и ГЭС. В этот период времени в руководстве СССР возникла идея развития экспорта электроэнергии в государства ЦВЕ. Для этого требовалось нарастить в несколько раз СУМ генерирующего сектора, построить магистральные ЛЭП в направлении с востока на запад, синхронизировать ОЭС УССР и соседних европейских государств.

В 70-х годах на р. Днепр были введены в эксплуатацию 8-мь новых ГЭС суммарной мощностью 3,9 ГВт. В этот период начала создаваться атомная промышленность: в 1970 г. развернулось строительство «Чернобыльской АЭС», в 1976 г. – «Ровенской АЭС», в 1977 г. – «Южноукраинской АЭС», в 1980 г. – «Запорожской АЭС».

Одновременно модернизировались силовые сети для увеличения их пропускной способности и подготовки к подключению атомных объектов. К концу 1980 г. СУМ электростанций составила 37,7 ГВт (в 1970 г. - 29,9 ГВт, в том числе ТЭС – 27,2 ГВт и ГЭС – 2,7 ГВт).

В 80-е годы завершилось строительство «Днепровской ГЭС-2», достигла проектной мощности «Днестровская ГЭС» (702 МВт). Были введены в эксплуатацию крупные теплоэлектроцентрали – «Киевская ТЭЦ-6» и «Зуевская ГРЭС-2» (в последующие годы на Украине тепловые электростанции большой мощности не сооружались). Одновременно активно расширялась мощность АЭС. В конце 80-х годов были построены «Ровенская АЭС» (в 1986 г. ее мощность составила 1,88 ГВт, в 2006 г. был введен в эксплуатацию очередной энергоблок), «Хмельницкая АЭС» (введена в эксплуатацию в 1987 г., в 2015 г. была дополнена новым энергоблоком) и «Южно-Украинская АЭС» (1989 г.), а также «Запорожской АЭС» (в 1989 г. в штатном режиме функционировали 5 энергоблоков мощностью по 1 ГВт, а в 1995 г., с вводом в эксплуатацию шестого реактора, мощность «ЗАЭС» достигла 6 ГВт и эта станция стала крупнейшей в Европе. 

В апреле 1986 г. во время проведения экспериментальных исследований на реакторе типа «РБМК» четвертого энергоблока «Чернобыльской АЭС» произошел взрыв. В декабре 2000 г. все энергоблоки ЧАЭС были остановлены. Данное трагическое событие негативно отразилось на развитии атомной промышленности страны и мира в целом.

Таким образом, в конце 80-х годов на Украине завершился очередной этап создания электроэнергетического комплекса мирового уровня (по мощности и используемым технологиям). Суммарная установленная мощность генерирующих объектов приблизилась к 55 ГВт, что примерно в два раза превысило потребности местных потребителей (25-30 ГВт). Дальнейшие планы развития электроэнергетики предусматривали увеличение производительности действующих АЭС и строительство новых (Одесской, Харьковской, Чигиринской и Крымской АЭС) с целью увеличения СУМ до 100 ГВт, но они не были реализованы.

В 1992 г. выработка электроэнергии составила 296,3 млрд. кВт*ч, электропотребление - 268,2 млрд. кВт*ч, экспорт электрической энергии в другие государства - 28,1 млрд. кВт*ч. В 2015-2016 гг. СУМ почти не изменилась (55, 3 ГВт), выработка электроэнергии сократилась на 8% - до 154,8 млрд. тВт*ч в год. В структуре производства доминировали АЭС (более 52%) и тепловые электростанции энергогенерирующих компаний (32%). Соответствующие данные приведены в таблице 6.

Производство электроэнергии на Украине в 2015-2017 гг.


5.2. Развитие сетевого хозяйства Украины

Развитие сетей происходило синхронно с планами по созданию генерирующих мощностей, строительству промышленных объектов, городов и поселков. В 1940 г. начал функционировать «Объединенный диспетчерский центр» («ОДУ», г. Горловка), координирующий работу ОЭС Юга.

Во второй половине 40-х годов, после восстановления сетевого хозяйства, ОЭС Украины была переведена на параллельный режим работы с энергосистемами Северного Кавказа и Закавказья в рамках проекта по созданию единой энергетической системы СССР. В 1961 г. завершилось создание ОЭС Украины, в которую вошли все местные энергосистемы и ОЭС Молдавии.

Данная мера, наряду с последующим объединением ОЭС Сибири, Казахстана и других республик СССР, позволила расширить и укрепить межгосударственные электрические связи с энергосистемами стран-членов Совета Экономической Взаимопомощи.

Отметим, что в государствах СЭВ также происходила интеграция электроэнергетического хозяйства. В 1960 г. были объединены ОЭС Польши, ГДР, Чехословакии и Венгрии. В 1961-1962 гг. к объединенной энергосистеме присоединились ОЭС СССР, Венгрии и Румынии, в 1965 г. – Болгарии.

В 1962 г. в Праге было подписано соглашение о создании «Центрального диспетчерского управления» (ЦДУ) энергосистемы «Мир», в которую вошли ОЭС СССР, Болгарии, Венгрии, ГДР, Польши, Румынии и Чехословакии. Установленная мощность объединенной системы составила примерно 400 ГВт. Ввиду долготного (межсистемного) эффекта страны СЭВ получили возможность повысить надежность энергоснабжения потребителей, сократить цены на электроэнергию и затраты на создание и эксплуатацию около 1 ГВт резервных мощностей.

В 60-80-х годах электрические сети УССР развивались на базе новых технологий, в том числе с использованием передачи постоянным током.

В 1990 г.  завершился очередной этап долгосрочной программы СССР по созданию на территории Украины сетей ЛЭП высокого напряжения. Были введены в эксплуатацию, во-первых, сложнозамкнутая 3-х контурная система ЛЭП напряжением 750 кВ(две «петли» разместились в центральной и восточной частях Украины, а одна «петля» - в ее западной части), во-вторых, самые мощные в Европе магистральные ЛЭП напряжением 750 кВ - «Южно-украинская-Исакча», «ХАЭС-Жешув», позволяющие передавать в страны ЦВЕ до 5,3 ГВт мощности, что больше, чем аналогичный показатель в направлении России (3,5 ГВт).

В итоге значительно усилились электрические связи между центральной, восточной и западной частями Украины, повысилась эффективность использования местных АЭС, расширился обмен мощностью энергосистем Юга, Северо-Запада и Центра СССР, укрепилось энергетическое сотрудничество стран СЭВ.

После распада СССР в национальной электроэнергетике наступил спад.

В 1993-1996 гг. международная ОЭС «Мир» была разделена на несинхронно работающие части, при этом мощность электрических связей ОЭС Украины и соседних европейских государств не уменьшилась. Страна продолжала поставлять электроэнергию за рубеж в западном направлении, но экспорт сократился. Предприятия и население Украины снизили потребление электроэнергии, резко выросли объемы неплатежей.

В условиях дефицита топлива (для национальных ТЭЦ), ввиду сложности поддержания согласованных межгосударственных перетоков и по политическим соображениям в 1993 г. ОЭС Украины была частично отделена от ЕЭС России. Электрическая связь сохранялась лишь в восточной части энергосистемы Украины по линии Сумы-Харьков-Луганск.

В 1999 г. - первой половине 2001 г. параллельная работа ОЭС Украины с ЕЭС России была прекращена полностью. Для этого украинским специалистам потребовалось решить ряд сложных технических задач по разрыву электрических связей и обеспечению устойчивости функционирования национальной системы. В этой связи обращает на себя внимание специфика принятия важных государственных решений на Украине.

Вот как описывает данную ситуацию министр топлива и энергетики Украины И. В. Плачков (занимал указанную должность в 1999 г. и в 2005-2006 гг.): «…соседи (Россия – прим. автора) обвинили нас чуть ли не в ее воровстве [электроэнергии]. Когда я предложил распараллелить наши энергосистемы, то понимал, что это трудно. Но предложил сгоряча, будучи уверенным, что Кучма скажет «нет», а он сказал: «да». Команды президента в то время выполнялись безоговорочно, несмотря на все сложности….Когда я приехал в министерство и сказал, что будем распараллеливаться, то все были, мягко говоря, удивлены. Но мы это сделали и выдержали. После этого Украина сделала Бурштынский энергоостров, который до сегодняшнего дня работает синхронно с европейской энергосистемой».

Так называемый «Бурштынский энергоостров» был создан в 2003 г. (территориально – это Закарпатская, Львовская и Ивано-Франковская области). Он включает две ТЭЦ - Бурштынскую и Добротвирскую и систему линий электропередачи. Локальная сеть синхронизирована с ОЭС «CENTRАL» (входит в «ENTSO-E»), которая обеспечивает поставки электроэнергии на территорию стран Европы с населением около 3 млн. человек.

В условиях раздельного режима работы ОЭС двух государств поставка российской электроэнергии в южные регионы нашей страны обеспечивалась через маломощные переходы, а экспорт в государства ЦВЕ (Молдавию и др.) и далее в ЕС был технически невозможен. Это было выгодно Украине – страна направляла в ЕС избыток атомной электроэнергии без конкуренции со стороны России.

В августе 2001 г. работа двух ОЭС была возобновлена в параллельном режиме. Это позволило России полноценно снабжать регионы Кавказа (Краснодарский и Ставропольский края и Ростовская область) и страны Закавказья (при необходимости), экспортировать электроэнергию на рынок ЕС. 

В конце 2000-х годов ОЭС Украины состояла из 8-ми региональных энергосистем - Западной, Юго-Западной, Центральной, Южной, Северной, Днепровской, Донбасской и Крымской, функционировавших в параллельном режиме. Задачи по эксплуатации магистральных, межгосударственных ЛЭП, централизованной диспетчеризации работы ОЭС были возложены на НЭК «Укрэнерго».

Уровень технического состояния магистральных электрических сетей внешнего контура резко снизился по сравнению с 90-ми годами. Линия «Южно-Украинская АЭС-Исакча» (750 кВ), проходящая по территории Молдавии, была разрушена почти полностью.

В 2015-2017 гг. суточные колебания внутреннего спроса на электроэнергию выросли до 25-30%. При создании электроэнергетического комплекса было предусмотрено, что для их компенсации будут использоваться ГЭС, ГАЭС, а также тепловые станции мощностью до 100 МВт, но в текущем десятилетии возможности их работы в режиме суточного маневрирования существенно ухудшились.

Это объясняется высоким уровнем износа ГЭС Днепровского каскада и сокращением числа действующих ТЭС малой и средней мощности. Несколько лет назад около 20 подобных ТЭС были законсервированы из-за нехватки и высокой стоимости топлива (мазута и газа) и по другим причинам.

В 2017 г. с целью стабилизации генерации в режим маневрирования были переведены угольные ТЭС мощностью 150-800 МВт, которые изначально были спроектированы для работы в базовом режиме. Более 90% данных станций выработали свой ресурс (были ведены в эксплуатацию более 40 лет), а эксплуатация в качестве маневренных мощностей неблагоприятно отразилась на их техническом состоянии, что снизило надежность производства электроэнергии. На рисунке 7 представлена схема размещения объектов электроэнергетики на территории Украины.


размещения генерирующих источников на территории Украины


В 2017 г. ситуация осложнилась из-за нехватки угля, поэтому многие тепловые станции были вынуждены остановить работу. Не прекращали выработку электроэнергии Луганская ТЭС, отключенная от национальной ОЭС, и несколько других ТЭС, находящихся на территории ДНР и ЛНР.

В указанном году с целью обеспечения работы тепловых электростанций и ТЭЦ, пополнения запасов топлива Украина, отказавшись от донецких углей, закупала топливо в России (55% ввоза), США (25%), Канаде (6%), других странах.   

Для суточного регулирования мощности руководство страны в очередной раз предложило использовать атомные электростанции. Этот вопрос впервые начал прорабатываться в 1999 г. - при разъединении ОЭС Украины и России. В 2002 г. было принято решение о подготовке испытаний в пределах 75%-100% мощности АЭС. В 2006 г. были проведены исследования на втором блоке Хмельницкой АЭС.

По итогам испытаний было намечено создать необходимую нормативно-техническую документацию и модернизировать АЭС с целью их штатного использования в режиме суточного регулирования. Выполнение этих мероприятий может быть завершено в ближайшие два-три года, т.е. до 2020 г.       

5.3. Атомная энергетика Украины

В конце ХХ века по уровню развития сектора атомной генерации республика заняла одно из ведущих мест в мире. В настоящее время высокий потенциал отрасли сохранятся.

Украина обладает крупной ресурсной базой уранового сырья, современными технологиями добычи, квалифицированными кадрами, передовой школой подготовки профильных геологов, химиков и других специалистов.

 На территории государства находятся около 20-ти залежей урановых руд, открытых в 60-80-х годах прошлого века. Некоторые месторождения относятся к категории крупных. С учетом текущих потребностей отрасль обеспечена запасами топлива примерно на 100 лет. Потенциал недр пока не исчерпан - в перспективе возможно открытие новых месторождений, включая залежи богатых руд типа австралийских и канадских. Производство сырья может осуществляться подземным способом и методом подземного вылуживания поверхности.

Добычу контролирует Государственное предприятие «Восточный горнообогатительный комбинат» (ГП «ВостГОК»). Подразделения комбината расположены в трех областях – Днепропетровской, Николаевской и Кировоградской. Добыча осуществляется на трех шахтах – «Смолинской», «Ингульской» и «Новоконстантиновской» с использованием украинского, а также китайского и шведского оборудования.

С целью консолидации усилий отраслевых специалистов в 2010 г. была создана Ассоциация «Украинский Ядерный Форум», в которую вошли семь ведущих предприятий: Государственное предприятие Национальная атомная энергогенерирующая компания «Энергоатом», ГП «ВостГОК», ПАО «Научно-производственное предприятие «Радий», ОАО «Южтеплоенрегомонтаж», ОАО «Теплоенергомонтаж», НПО «Хартрон-енерго», Харьковский научно-исследовательский проектно-конструкторский институт «Энергопроект».

В стране действуют четыре АЭС – Запорожская (6 реакторов), Ровенская (4 реактора), Южно-Украинская (Херсонская обл., 3 энергоблока), Хмельницкая (2 реактора). В 2014-2017 гг. в структуре производства электроэнергии доля атомной энергии выросла с 47 до 55-60%.

Управление отраслью осуществляет Государственное предприятие Национальная атомная энергогенерирующая компания «Энергоатом» (ГП НАЭК «Энергоатом»). В перспективе, возможно, правительство Украины преобразует ГП НАЭК «Энергоатом» в публичное акционерное общество. Это позволит привлечь к управлению этой структурой западных партнеров для решения задач по развитию сектора и минимизации соответствующих экономических, политических, экологических рисков. Подобная идея не является новой - схожие предложения уже несколько лет высказываются по отношению к национальной ГТС.  

В секторе атомной генерации накопились проблемы, которые обусловлены (1) сокращением внутреннего спроса на электроэнергию, (2) использованием АЭС для замещения выпадающей генерации ТЭС и в режиме маневрирования мощностью с целью балансирования объединенной энергосистемы, (3) энергетической политикой, направленной на снижение импорта энергоносителей из России, замещение российских ТС изделиями западного производства, сокращение вывоза в нашу страну ОЯТ с целью утилизации, (4) задержкой с проведением комплекса мероприятий по повышению безопасности атомных реакторов и процедур по продлению периода их эксплуатации в требуемом объеме – т.е. необходимом для признания положительных результатов соответствующими международными организациями (в 2017 г. отдельные атомные энергоблоки эксплуатировались без наличия допуска к эксплуатации).

Рассмотрим более подробно вопросы, связанные с утилизацией ОЯТ, мерами по замещению российских тепловыделяющих сборок на ТС компании «Westinghouse Electric» (США-Япония) и модернизацией АЭС, получением технического допуска энергоблоков к эксплуатации.

В течение последних примерно 20-ти лет отработанное ядерное топливо направлялось в Россию для утилизации. Текущий договор действует до 2018 г. и может быть пролонгирован. Стоимость услуг оценивалась в 200 млн. долл. США в год.

Российской стороне подобное сотрудничество выгодно ввиду того обстоятельства, что утилизация украинского ОЯТ является важным источником получения валютных средств для ФГУП «Горнохимический комбинат». Препятствиями для продления срока действия соглашения являются два обстоятельства.

Во-первых, это обязательства Украины, вытекающие из условий соглашения с МАГАТЭ о нераспространении ядерного оружия (1998 г.) и «Объединенной конвенции по безопасности обращения с отработавшим топливом» (1997 г.), которую страна ратифицировала в 2000 г. Согласно указанным документам, Украина обязана обеспечить контроль над обращением ядерного топлива, ОЯТ и ядерных отходов, которые предписывается храниться в стране, где они образовались.

Второй и основной фактор – политический курс Украины на разрыв связей с Россией. Это обстоятельство привело к усилению контроля над украинской ядерной энергетикой со стороны правительства США и западных атомных компаний. В 90-е годы, руководствуясь положениями собственного законодательства, США заключили международные договоры со странами, использующими урановое сырье, которое было обработано с участием (и/или на базе технологий) предприятий Соединенных Штатов Америки. В итоге в настоящее время США отслеживают обращение примерно 80% мировых объемов ОЯТ. Надзор осуществляется при следующих условиях: если (1) ТС или ее компонент были произведены в США, (2) в производстве были задействованы урановые материалы национального происхождения, (3) ТС была облучена в реакторе производства США. На Украине США стремятся получить полный контроль над атомной энергетикой.

В 2001 г. правительство Украины приняло решение о строительстве сухого централизованного хранилища отработанного ядерного топлива. Работа над проектом периодически останавливалась, но в 2015 - 2016 гг. основные организационные вопросы были улажены.

В ноябре 2017 г. вблизи пгт. Буряковка (Киевская обл., зона отчуждения ЧАЭС) началось строительство этого объекта. Договор на поставку оборудования для ЦХОЯТ был подписан с компанией «Holtec Int.» (США). Данная компания привлечена также к созданию и монтажу на украинских АЭС систем контроля за оборотом ОЯТ. В вопросах, связанных с утилизацией ядерных отходов, США и их ближайшие союзники оказывают не только материальную, но и моральную поддержку правительству страны. По мнению Чрезвычайного и Полномочного Посла США на Украине М. Йованович, хранилище «позволит снизить зависимость от России и сэкономить миллиарды долларов». Ввод ЦХОЯТ в эксплуатацию намечен на 2020 г.

В период после 2020 г. Украина планирует извлекать из ОЯТ изотопы урана, плутония и другие радиоактивные вещества, часть из которых может быть использована в реакторах нового поколения. Кроме того, на украинском ЦХОЯТ может быть утилизировано ОЯТ, поступающее из стран объединенной Европы.

Другим вариантом локальной утилизации ОЯТ является «способ сухого хранения». Он был разработан в конце 90-х годов украинскими и российскими специалистами для реакторов типа «ВВЭР-1000». В 2000 г. этот метод начал применяться на Запорожской АЭС.  Технология предусматривает помещение отработанных топливных сборок в вентилируемые бетонные контейнеры и размещение этих контейнеров на площадке вблизи атомной станции. Вместимость действующей площадки - 380 контейнеров, что позволяет хранить ОЯТ, накопленное за 50 лет работы всех шести реакторов. Этого срока достаточно для аккумулирования ОЯТ, образующегося на «ЗАЭС», в течение оставшегося ресурса станции (т.е. в ближайшие 15-20 лет).

Перевод атомных станций на топливо компании «Westinghouse Electric», которое дороже российского примерно на 30%, намечено провести в несколько этапов (договор на поставку ТС был заключен в 2008 г.). Первые партии ТС были поставлены в 2011 г. В 2017 г. они использовались уже на пяти энергоблоках Южно-Украинской и Запорожской АЭС. Программа диверсификации будет продолжаться в течение нескольких лет.

В качестве эксперимента в отдельные атомные реакторы предполагается загружать сборки российского и западного производства. В 2017 г. для украинских АЭС было намечено приобрести шесть партий ТС компании «Westinghouse Electric» и 11-ть – российского предприятия «ТВЭЛ».

В ходе реформ отрасли и планового отказа от ТС российской сборки надежность АЭС снизилась. В 2015 г. было зафиксировано 15 аномальных событий (т.е. нарушений эксплуатации), что в 1,5 раза превысило аналогичный показатель предыдущего года. В 2016 г. на «ЗАЭС» аварийность возросла в пять раз (всего было проведено 11 внеплановых ремонтов) по сравнению с 2015 г. Сложившейся ситуацией обеспокоены специалисты и общественность не только Украины, но и Европы.

Важной задачей атомного сектора является продление срока эксплуатации атомных реакторов. На Запорожской АЭС без соответствующего допуска функционируют энергоблок №1 (с 23 декабря 2015 г.) и энергоблока №2 (с 19 февраля 2016 г.). В 2017 г. в подобном режиме работают семь блоков. Соответствующая процедура продления сложная и дорогостоящая (работы на одном блоке - 5-6 млрд грн.).

Для модернизации объектов атомной энергетики Украина предполагает развивать сотрудничество не только с США, но и с другими странами, обладающими необходимыми знаниями и технологиями: Японией («Toshiba Energy Systems Solutions Corporation» предполагает осуществить меры по повышению мощности, эффективности и безопасности энергоблоков), Китаем (возможно, «China National Nuclear Power» реализует ряд проектов по модернизации АЭС и достроит 3-й и 4-й энергоблоки Хмельницкой АЭС, другая корпорация «China Nuсlear Fuel Corporation» может быть привлечена для производство ТС для реакторов типа «ВВЭР-1000», при участии китайского капитала на Украине намечено расширить добычу уранового сырья), Аргентиной (научно-техническое сотрудничество с «Nucleoelectrica Argentina S.A.» направлено на развитие технологий обращения с ОЯТ и отходами, разработку проектов реконструкции и модернизации АЭС, продление сроков эксплуатации энергоблоков), Францией (с «AREVA» подписан меморандум о партнерстве, основные цели - повышение безопасности действующих АЭС, продление срока эксплуатации энергоблоков), Казахстаном (добыча сырья и производство ТС), Турцией (подготовка турецких кадров на Украине, оказание консультационных услуг турецким специалистам), Финляндией и Швецией (повышение уровня безопасности украинских атомных реакторов).

Дальнейшее развитие атомной отрасли страны может осуществляться по нескольким направлениям: (1) модернизация действующих АЭС с привлечением специалистов из США, Китая, Японии и других государств, обладающих соответствующими компетенциями, (2) строительство новых мощных энергоблоков (440-1100 МВт), (3) переход на модульные атомные реакторы средней и малой мощности (150 - 300 МВт), что в любом из вариантов участие России будет возможным, в отдельных проектах - необходимым, при этом взаимодействие может развиваться в скрытом виде, т.е. путем привлечения на Украину компаний из Казахстана, Китая и других государств, использующих российские технологии и опыт. 

Глава 6. Производство и потребление первичных энергоносителей на Украине

Производство базовых энергоносителей включает добычу угля и газа, а также выработку атомной электроэнергии и гидроэнергии (крупные ГЭС служат для балансировки генерации), при этом нефть добывается в ограниченных количествах и не учитывается в ряде авторитетных источников (например, в ежегодных отчетах компании «British Petroleum»).

В 2000-х годах до глобального финансово-экономического кризиса суммарная выработка энергии увеличилась с 76,7 млн. до 81,4 млн. т н.э. в год – максимального показателя в наступившем веке. В 2013 г. данный показатель снизился до уровня начала 2000-х годов, а в 2015-2016 гг. находился вблизи отметки в 53 млн. т н.э. Уменьшение выработки первичной энергии было обусловлено двукратным сокращением добычи угля - с 36,6 млн. т н.э. в 2013 г. до 17,1 млн. т н.э. в год в 2016 г.

Спрос на первичную увеличивался в 2000-2006 гг., а затем стабильно сокращался. За десятилетие – с 2007 г. по 2016 г. - среднегодовое потребление снизилось более чем в 1,5 раза (со 137,7 млн. т н.э., до 87,0 млн. т н.э.).

Из-за износа оборудования ГЭС вклад гидроэлектроэнергии в суммарное потребление сократился также в 1,5 раза - с 2,6 млн. т н.э. до 1,6 млн. т н.э. в год, а для ВИЭ этот показатель, наоборот, вырос с 0,1 млн. т н.э. до 0,3-0,4 млн. т н.э. в год.

Несмотря на наличие запасов ископаемого топлива и высокий уровень развития отраслей ТЭК энергетический баланс страны (производство минус потребление) отрицательный. Нехватка первичных энергоносителей была максимальной в начале наступившего столетия – 58 млн. т н.э. В 2010-2017 гг. этот показатель неуклонно снижался ввиду «сжатия» внутреннего спроса. В 2016 г. потребление превысило производство энергии на 33,7 млн. т н.э. Соответствующие данные приведены на рисунках 8 и 9.








Нехватка энергоресурсов восполнялась за счет импорта. Основным поставщиков газа, угля, нефти и нефтепродуктов оставалась Россия. В 2000 – 2015 гг. в структуре ввоза угля удельный вес нашей страны составил 75% и более. Аналогичный показатель по нефти и нефтепродуктам вырос примерно с 30% до 70%, по газу – снизился с 70% до 40%. После 2014 г. российский газ формально начал поступать из соседних стран по реверсным схемам, поэтому зависимость Украины от ввоза природного газа из России сократилась незначительно (таблица 7).  


. Импорт углеводородных энергоносителей на Украину в 2000 г., 2005 г., 2010 г., 2015 г.



Вероятно, что в дальнейшем, при стабилизации/сокращении внутреннего спроса на первичную энергию, модернизации тепловых и атомных станций, расширении собственной добычи энергоносителей Украина сократит зависимость от импорта газа и угля.    


Глава 7. Основные направления развития энергетики Украины в 2017-2018 гг. и последующем периоде


В августе 2017 г. была одобрена энергетическая стратегия развития ТЭК на период до 2035 г. (далее - «Стратегия-2035»), целями которой являются повышение безопасности, энергоэффективности, конкурентоспособности энергетики и евроинтеграция на базе норм и правил ЕС, в том числе - требований третьего «энергопакета». Новый план заменил предыдущую стратегию (до 2030 г.), которая, по мнению руководства страны и ряда экспертов, «утратила актуальность».

Реализацию «Стратегии-2035» намечено провести в три этапа.

На первом этапе до 2020 г. планируется осуществить реформу законодательства с целью улучшения инвестиционного климата, т.е. повысить прозрачность, эффективность рынков нефти, газа, электроэнергии и их привлекательность для инвесторов.  В качестве контрольных параметров будут использоваться критерии и показатели международных институтов – Всемирного банка (Doing business) и др. В этот период намечено завершить приватизацию всех государственных активов за исключением стратегических. Деятельность предприятий, оставшихся под контролем государства, будет реорганизована и приведена в соответствие с западными стандартами.

В сфере транзита газа ожидается снижение объема транспортировки российского топлива в базовом варианте - до 80-50 млрд. куб. м в год, в ином сценарии - до 40-15 млрд. куб. м в год. Стратегия предполагает, что в ближайшие два-три года в этот сектор будет привлечен иностранный капитал (для модернизации и эксплуатации ГТС).

Отметим, что после 2019 г. ПАО «Газпром» может сохранить объем транзита на уровне 15 млрд. куб. м газа в год для обеспечения топливом стран, граничащих с Украиной - Молдавии, Венгрии и Румынии, а также по политическим причинам.

Внутреннее потребление газообразного топлива ожидается на уровне 26-30 млрд. куб м в год.

В угольной отрасли стратегия предусматривает закрытие устаревших и экологически «грязных» производств, внедрение рыночных принципов хозяйствования, ликвидацию государственной организации – оптового покупателя угля, переход к биржевой торговле.

На втором этапе до 2025 г. основной задачей является восстановление и развитие инфраструктуры внутри страны и на внешнем контуре. Газотранспортную систему и ОЭС Украины намечено интегрировать в соответствующие европейские объединения «ENTSO-G» и «ENTSO-E» (мощность электрической связи – 4 ГВт).

При подготовке ОЭС Украины к параллельной работе с европейскими энергосистемами требуется реализовать ряд мер.

Во-первых, осуществить модернизацию систем регулирования частоты и мощности примерно на 35 энергоблоках украинских ТЭС (часть из них законсервирована). Для проведения работ потребуется до 7 лет.

Во-вторых, восстановить, модернизировать действующие и построить новые участки ЛЭП 750 кВ по северному и южному маршрута. Реализация этих мер может занять несколько лет при стабилизации политической ситуации в Донбассе.

Национальную систему нефтепроводов предполагается более широко использовать для транспортировки нефти и нефтепродуктов по действующим и вновь созданным маршрутам поставки топлива в страны объединенной Европы.

В этот период предполагается нарастить локальную добычу газа до уровня самообеспеченности в 33 млрд. куб. м в год и отказаться от импорта этого вида топлива из России. Вместе с тем, в документе указано, что от импорта газа страна не откажется, но в структуре ввоза доля одного поставщика не должна превышать 30%.

На третьем этапе до 2035 г. ожидается выход основных отраслей ТЭК на траекторию устойчивого развития на базе передовых знаний и технологий. В эти годы предполагается активно развивать отраслевую науку, с формировать национальную систему разработки и внедрения инноваций. Одной из важных задач является строительство новых предприятий в различных отраслях ТЭК взамен выведенных из эксплуатации. На международных рынках планируется продвигать и поддерживать украинские компании, обладающие высокой конкурентоспособностью.     

В электроэнергетике намечено осуществить модернизацию действующих генерирующих мощностей и строительство новых объектов. Стратегия предполагает, что в период после 2025 г. будет продлен период эксплуатации 6-ти из 15-ти энергоблоков АЭС, переоборудованы действующие тепловые станции и построены новые, в основном угольные. Согласно плану, в секторе тепловой генерации потребление угля составит 26 млн. т, при этом на ТС/ТЭЦ производство электроэнергии увеличится на 42% (относительно 2016 г.).

Вероятно, что на первом этапе реформ производство электроэнергии останется на текущем уровне – около 164 млрд. кВт*ч, а затем будет расти и в период после 2025 г. достигнет 178 млрд. кВт*ч, после 2030 г. – 185 млрд. кВт*ч, после 2035 г. – 195 млрд. кВт*ч. К середине третьего десятилетия намечено сформировать следующую структуру потребления электроэнергии (доля суммарного потребления, %): 50% - атомная, 25% - ВИЭ (в 2-17 г. – менее 1,5%), 13% - крупные ГЭС, 12% - тепловые станции.

В нефтяной отрасли указывается на необходимость привлечения инвестиций для развития производства, при этом прорывных результатов в локальной добыче не ожидается. Предусматривается строительство нефтехранилищ суммарным объемом, достаточным для обеспечения внутренних потребностей в течение 61-х суток. В 2035 г. потребление жидкого топлива оценивается в 17 млн. т в год. Ожидается, что часть из этого количества будет, по-прежнему, обеспечена за счет импорта. Доля одного участника украинского рынка нефти и нефтепродуктов ограничена уровнем в 30%.     

К концу периода реформ запланировано снизить энергоемкость ВВП почти в два раза - с 0,24 т н.э./тыс. дол. США до 0,13 т н.э./тыс. дол. США.

При реализации проектов в сфере ТЭК государство предполагает выделять 10-15% требуемых финансовых средств, остальную часть намечено получать в виде инвестиций с использованием различных механизмов, включая ГЧП, в форме кредитов и грантов международных финансовых организаций, при этом объём ПИИ из одного государства-партнера не должен достигать «критического уровня», величина которого не указана.

Отметим, экономическая поддержка Украине быть оказана в рамках программ ЕС («Восточное партнерство» и др.), со стороны США («U.S. Agency for International Development» и др.), с использованием других международных механизмов финансирования и кредитования, а также путем привлечения на рынок частных западных энергетических компаний и др. В этом случае цели «Стратегии-2035» могут быть достигнуты частично в период до 2035 г. или полностью, но в более отдаленной перспективе, т.е. на горизонте 2040-2050 гг. при прочих равных условиях.

Корректировка «Стратегии -2035» будет осуществляться не реже одного раза в три года. Для ее реализации правительством Украины будет принят соответствующий план действий.

Рассмотрим более подробно отдельные задачи, зафиксированные в «Стратегии - 2035», оценим перспективы достижения намеченных целей.

С точки зрения развития добычи ископаемого топлива приоритетным является газовый сектор. К 2035 г. намечено расширить производство газообразного топлива в два раза - до 30-35 млрд. куб. м в год (в 2017 г. – около 17 млрд. куб. м). В нефтяном секторе, по мнению специалистов «Государственной службы геологии и недр Украины», добычу жидких углеводородов возможно увеличить на 30-35% - с текущих 1,6 млн. т нефти и 0,6 млн. т газового конденсата до 2 млн. т и 0,8 млн. т в год соответственно.

Рост добычи может быть обеспечен при реализации следующих мер технического характера.

Во-первых, путем повышения продуктивности действующих скважин методами дренирования и применения этих технологий на объектах, не охваченных подобными работами, путем бурения глубоких скважин, применения технологий гидроразрыва пласта и др.  

Во-вторых, наращиванием добычи разведанных запасов и перспективных ресурсов, еще не задействованных в разработке.

В-третьих, вовлечением в оборот прогнозных ресурсов новых месторождений, намеченных к освоению, в том числе залежей, расположенных на морском шельфе Черного и Азовского морей, включая глубоководные участки (требуют разведки).

В-четвертых, путем разработки нетрадиционных (сланцевых) ресурсов.

В итоге среднегодовое производство нефти может быть увеличено на 1,45 млн. т, природного газа – на 11,9 млрд. куб. м.

Необходимые инвестиции в газовом секторе оцениваются в 3,5 млрд. долл. США, в нефтедобыче – не менее 15 млрд. долл. США, которые потребуются в течение ближайших пяти лет. 

Наряду с мерами технического характера потребуется устранить ряд административных барьеров, обусловленных (1) сложностью получения геологической информации, которой владеет государство, (2) низкой эффективностью работы лицензирующих ведомств, (3) непрозрачной отчетностью добывающих компаний, (4) низким уровнем государственного стимулирования развития предприятий, (5) высокой налоговой нагрузкой отраслей ТЭК. Для решения проблем организационного характера правительство Украины предполагает разработать и принять ряд законов и подзаконных актов. Отметим, что задачи по развитию институциональной среды учтены в «Стратегии-2035» и могут быть реализованы в намеченные сроки.

Развитию ресурсной базы и добычи углеводородов препятствует ряд факторов.

Во-первых, относительно низкие мировые цены на нефть и газ. В этих условиях производство газообразного топлива и нефти на территории Украины является слабо привлекательной для инвесторов. Добыча метана угольных пластов рентабельна при цене газа на внутреннем рынке не ниже 300 долл. США/тыс. куб. м, сланцевого – в пределах 265-365 долл. США/тыс. куб. м, шельфового - 180-260 долл. США/тыс. куб. м. Производство природного газа на традиционных месторождениях рентабельно при рыночной цене не менее 150 долл. США/тыс. куб. м.  

Во-вторых, нестабильная внутриполитическая ситуация. В восточной части страны сосредоточено около 30% доказанных и прогнозных запасов газообразного топлива (при проведении ГРР этот показатель может вырасти до 70-80%) и 10% - жидких углеводородов. Противостояние в Донбассе не позволяет полноценно разведывать и осваивать нефтяные и газовые ресурсы (природного газа, сланцевого сырья, а также нефти и газоконденсата), расположенных в перспективных структурах Днепровско-Донецкого и Одесской области, а также продолжать реализацию планов «Укргаздобычи» по разработке запасов метана угольных пластов.

В-третьих, возвращение Республики Крым в Россию. В этой связи, по мнению Украины, проведение работ по разведке и обустройству участков на украинском глубоководном шельфе Черного моря невозможно (запасы Одесского и Безымянного газоконденсатных месторождений оцениваются в 22 млрд. куб. м и более). Соответствующие проекты предполагал реализовать консорциум таких компаний, как: «Exxon Mobil», «Shell», «OMV» и «Надра Украины». Оператором проекта был назначен «Черноморнефтегаз», зарегистрированный в АР Крым. В настоящее время предприятие-оператор не отказалось от проекта, что вызывает негативную реакцию со стороны правительства Украины.

В-четвертых, срыв программ добычи сланцевых углеводородов из-за коррупции и по другим причинам. В 2000-х годах на Украину были приглашены зарубежные предприятия, в том числе ТНК, обладающие необходимыми технологиями.

В 2012 г. англо-голландская компания «Royal Dutch Shell» предполагала реализовать два проекта – по разработке «Юзовского месторождения» (на условиях СРП, выполнена часть ГРР) и «Одесского месторождения». Первое расположено на границе Донецкой и Харьковской областей, площадь – 8 тыс. кв. км, запасы – 2-4 трлн. куб. м проектная мощность – 10 млрд. куб. в год. Работы в Одесской области начаты не были. Суммарные инвестиции в оба проекта были оценены в 50-70 млрд. долл. США в течение 30 лет.

Третье крупное «Олесьское месторождение» находится в Львовской и Ивано-Франковской областях (площадь – более 6 тыс. кв. км, запасы – 3-3,5 трлн. куб. м). В 2013 г. к его совместному освоению приступили компания «Chevron» и украинская «Надра Олеська». Концерн «Chevron» предполагал вложить в проект более 10 млрд. долл. США, но в декабре 2014 г. принял решение о завершении работ, а в 2015 г. закрыл свое представительство в стране.

Укажем, что на Украине стоимость бурения скважин для добычи сланцевого газа оценивается в среднем в 15 млн. долл. США, в шт. Техас (США) - в 3,5 млн. долл., при этом производительность украинских скважин составляет 1/10 от аналогичного показателя в США. Возможно, что к сланцевым проектам Украина вернется после 2020 г.  

Итак, если отстранится от факторов, связанных с несовершенством институциональной среды, обострением споров хозяйствующих субъектов отрасли, коррупцией и других причин социального характера, тормозящих развитие нефтегазовой отрасли Украины, то основные риски недостижения целевых показателей связаны с (1) конъюнктурой мирового рынка нефти и международных рынков газа, (2) военно-политической ситуацией в восточной части страны, (3) политической позиции руководства страны по вопросу Республики Крым, (4) высоких затрат на добычу сланцевых углеводородов и метана угольных пластов, (5) коррупции, (6) ужесточением национальных технических и экологических требований.  

В секторе транзита газа Украина декларирует необходимость интеграции национальной ГТС в газотранспортную систему ЕС и, согласно «Стратегии-2035», намерена уступить иностранным инвесторам часть контроля над системой газопроводов и ПХГ путем продажи 49% акций. Предполагается, что пункты передачи российского газа сместятся на границу России и Украины (согласно нормам «третьего энергопакета» ЕС). Затраты на модернизацию и восстановление отдельных участков газотранспортной системы оцениваются в 10-15 млрд. долл. США. Видится, что подобные планы излишне оптимистичны и вряд ли будут реализованы в полном объеме.  

Для развития сектора нефте- и газопереработки Украине требуется, во-первых, организовать стабильные поставки сырья, во-вторых, создать новые мощности или модернизировать имеющиеся НПЗ (стоимость работ по восстановлению и модернизации - более 5 млрд. долл. США). Целью «Стратегии-2035» является повышение до 50% удельного веса национальных переработчиков в структуре потребления моторных топлив, при этом качество продукции должно быть не ниже стандарта «Евро-5». Представляется, заявленная цель может быть достигнута лишь в долгосрочной перспективе при поддержке иностранных инвесторов.

Электроэнергетика страны на 1/3 зависит от поставок донецких углей и более чем на 80% - импорта ядерного топлива для АЭС российского производства, что пока неприемлемо для правительства Украины по политическим причинам. В 2015-2035 гг., согласно стратегии, предполагается нарастить выработку электроэнергии на 25% и изменить структуру внутреннего потребления первичной энергии, сократив удельный вес АЭС в два раза - с текущих 52-53% до 25%, акцентировав внимание на развитии ВИЭ, доля которых с учетом крупных ГЭС должна вырасти до 25%. Соответствующие данные приведены в таблицах 8 и 9.      





Нет комментариев
Добавить комментарий