ПАЛИВНО-ЕНЕРГЕТИЧНІ РЕСУРСИ СВІТУ І УКРАЇНИ

  • user warning: Table './zerkalovorgua/sessions' is marked as crashed and last (automatic?) repair failed query: SELECT COUNT(sid) AS count FROM sessions WHERE timestamp >= 1409314523 AND uid = 0 in /var/www/admin/data/www/zerkalov.org.ua/includes/session.inc on line 157.
  • user warning: Table './zerkalovorgua/sessions' is marked as crashed and last (automatic?) repair failed query: SELECT COUNT(DISTINCT s.uid) FROM sessions s WHERE s.timestamp >= 1409314523 AND s.uid > 0 in /var/www/admin/data/www/zerkalov.org.ua/modules/user/user.module on line 798.

К оглавлению

Еврейская мафия – угроза человечеству
Статьи автора сайта на Гайдпарке

В структурі світового енергоспоживання на вугілля припадає 27 % первинних енергоносіїв, тоді як на нафту – 40 %, природний газ – 23 %, ядерне паливо – 7,5%, гідроенергію – 2,5 %. Провідним світовим споживачем первинної енергії залишається США, де використовується майже четверта частина всіх первинних енергоносіїв, які споживаються в світі. Структура сировинного балансу електроенергетики, за даними міністерства енергетики США у 2020 буде такою: вугілля – 49, природний газ – 33, ядерне паливо – 8, відновлені джерела енергії – 9, рідке паливо – 1.
Американські фахівці з міністерства енергетики передбачають, що до 2015 р. світові потреби в ПЕР зростуть на 54% у порівнянні з 1995 р. Майже половина приросту споживання ПЕР (45%) буде визначатися зростанням енергетичних потреб «азійських драконів». Таке зростання обумовлюється тим, що розвиток промислового сектору є основною ланкою їх швидкого економічного зростання (зокрема, Китаю, Індії). Споживання енергії у цих країнах до 2005 р. буде на 9% більшим, ніж у США, а до 2015 р. – на 44%. Згідно з прогнозом, для країн Східної Європи та колишнього СРСР у два наступні десятиліття передбачається зростання щорічного споживання ПЕР на 1,8%, що значно поступається азійським країнам.

Потреби у природному газі будуть зростати найбільш динамічно (щорічно понад 3%). До 2015 р. споживання газу досягне майже 50 трлн. м3 (на 8,5% більше, ніж у 1995 р.) і випереджатиме споживання вугілля у промисловості та виробництві електроенергії. Найбільше зростання споживання газу передбачається у країнах, що розвиваються (у азійських країнах передбачається зростання споживання газу щорічно на 8%).
Вугілля, яке за рівнем запасів випереджає в світі всі інші види викопного палива, збереже своє значення первинного енергоносія поряд з нафтою та природним газом. Найбільшими запасами вугілля всіх типів володіють США, Китай, Австралія, Німеччина, Росія, Канада, Велика Британія та ПАР. В Росії промислові запаси вугілля розподіляються, у відсотках: Кузбас – 40, Кансько-Ачинський басейн – 28, Далекий Схід – 11, Східний Сибір, Північний регіон – 6, Північний Кавказ – 4, Урал – 2, Центральний регіон – 1.
В середині 90-х років частина вугілля в паливно-енергетичному балансі багатьох держав перевищувала 50%, в ПАР вона склала 77%, Китаї – 76%, Польщі – 73%, Індії – 57%, Чехії – 56%, Казахстані – 56%. В США частина вугілля в ПЕБ складає 24%, в Австралії – 44%, в Росії – 20%.
Спостерігається поступове зростання споживання вугілля в Албанії, Данії, Фінляндії, Ізраїлі – держави, де запаси вугілля вкрай малі.

Споживання електроенергії в 2015 р. у світі зросте до 20 трлн. кВт.год, що на 75% більше, ніж у 1995 р. (11,4 трлн. кВт.год). Необхідно буде побудувати 5000 нових 300-мегаватних електростанцій. Те, яким чином електроенергія буде генеруватися та транспортуватися, вплине на здатність країн задовольняти свої енергетичні потреби та вирішувати екологічні проблеми. Розробки Світової ради з енергетики показали, що до 2020 р. очікується подвоєння попиту на електроенергію у порівнянні з 1990 р. Прогнозується, що ТЕС збільшать споживання вугілля на 2,4% (з 26,1 до 28,5%), частка топкового мазуту зменшиться на 5,1% (з 31,8 до 26,7%), а природного газу збільшиться на 1,6% (з 19,3 до 20,9%). Практично не зміняться обсяги виробництва електроенергії ГЕС (на рівні 5,7-5,8% від усього обсягу виробництва електроенергії), а АЕС збільшать обсяги виробництва енергії на 1,3% (з 4,5 до 5,8%).
Енергетичний потенціал України складають як органічні викопні, природні ПЕР – уран та гідроенергія, так і поновлювані джерела енергії.
За прогнозами Європейської комісії, Світової енергетичної ради та Міжнародного енергетичного агентства до 2020 року в умовах очікуваного розвитку світової економіки та приросту населення до 8 млрд. чоловік, в світі передбачається збільшення споживання електроенергії на 50-100%, у порівнянні із рівнем дев'яностих років XX ст. При цьому вважається, що в наступні десятиріччя головним джерелом енергії будуть невідновлювані викопні види органічного палива – вугілля, нафта та природний газ. З урахуванням значного прогнозованого зростання обсягів споживання, загальних розвіданих світових ресурсів викопних палив усіх видів вистачить відповідно: вугілля – на 250-300, нафти – на 30-40, природного газу – на 50-70 років. Уже в другій половині XXI сторіччя тільки запаси вугілля будуть достатні для компенсації зниження розвіданих ресурсів палива, тоді як запаси нафти і газу скоротяться настільки, що вже через 30 років для нафти і 40-50 років для газу через граничне виснаження запасів доведеться суттєво обмежити їх видобуток. Знизяться до критичних меж і обсяги їх споживання. В цілому ж той факт, що сьогодні доводиться все більш зростаючими темпами витрачати невідтворювані запаси органічних палив є трагедією нашої цивілізації.

Запаси первинних викопних енергоносіїв та енергетичний потенціал поновлюваних джерел енергії України. Загальні положення
Основний органічний енергоносій у нашій державі – вугілля, кам'яне та буре. Загальні геологічні запаси кам'яного вугілля складають 94,5%, бурого – 5,5%. За загальними оцінками у надрах України може бути зосереджено до 300 млрд.т вугілля. Якщо за даними західних експертів світових запасів нафти та газу вистачить на 80-90 років, вугілля – на 350 років, то вітчизняних запасів вугілля вистачить на 400 років. Це дає можливість розглядати сучасну вугільну енергетику як пріоритетну, а вугілля – як основний енергетичний ресурс України. Балансові, позабалансові та прогнозні ресурси вугілля в Україні складають 117,3 млрд. т, розвідані запаси за категоріями А + СГ + С2 – 52,6 млрд. т, з них коксуюче вугілля – 17,7 млрд. т (31%), антрацити – 8,3 млрд. т (11,5%). У розробці та підготовці для освоєння знаходяться запаси 23,6 млрд. т.
В «Концепції структурних перетворень вугільної промисловості України в умовах розвитку ринкових відносин», яка підготовлена Мінвуглепромом України ще в 1995 р., реальний щорічний потенціал галузі оцінюється в 100 млн. т вугілля. При теплотворних властивостях 4500-5000 ккал/кг (18,7-20,8 МДж/ кг) такі обсяги видобування еквівалентні 64,3-71,4 млн. тонн умовного палива (т у.п.), що складає 21,4-23,8% загальних потреб країни в первинних ПЕР. Зараз і в перспективі вугілля буде займати провідне місце у виробництві ПЕР нашої держави. Балансові запаси вугілля на початок 90-х років складали 47 млрд. т, у тому числі коксуючих – 15, енергетичних – 32 млрд. т.
Перші родовища вугілля в Україні у Донбасі були відкриті в 1721 р. Донбас у 1913 р. давав понад три чверті загального видобутку кам'яного вугілля Росії. Запаси кам'яного вугілля зосереджені в Донецькому (98% загальних запасів) та Львівсько-Волинсько-му басейнах (2%), бурого вугілля – в основному в Дніпровському басейні.
Донецький вугільний басейн розташований на території Донецької, Луганської та східної частини Дніпропетровської областей. Вугілля Донецького вугільного басейну поділяється на кам'яне (75-90% вуглецю, теплотворність 7000 Ккал/кг) та антрацит (90-96% вуглецю, теплотворність 8600 Ккал/кг). Вугілля Донбасу характеризується підвищеною зольністю та значним вмістом сірки. Середній вміст золи у вугіллі складає до 25%, а середній вміст сірки – 2,5%. Середня глибина донецьких шахт сягає до 700 м, біля 15% шахт мають глибину понад 1000 м. Приблизно 85% вугілля міститься в пластах потужністю до 1,2 м і тільки 15% мають більшу товщину. Близько 65% пластів мають невеликий ухил, що дозволяє застосовувати механізацію, та 35% пластів мають крутий ухил.
Львівсько-Волинський басейн розташований на півдні Волинської і на півночі Львівської областей. Основна частина запасів вугілля Львівсько-Волин-ського басейну (66%) яляє собою газове вугілля (високолетюче, енергетичне вугілля), інші запаси – перехідне вугілля від газового до жирного. Жирне вугілля характеризується високим хімічним потенціалом. Зольність вугілля становить від 5 до 35%, вміст сірки – 1,5-9%, летючих речовин – від 40% у довгополуменевому та до 26% у жирному, вологість відповідно від 5-7,6 до 0,8-1,6%. Гумусове вугілля має такий вміст: вуглець – 81,1-85,4%, водень – 4,5-6,1%, кисень, азот, сірка – 9,2-13,1%. Пласти вугілля залягають на глибині 300-500 м, максимальна потужність пластів – 2,8 м.
Буре вугілля видобувають на території Придніпровської височини, Прикарпаття та Закарпаття. Основна частина палива добувається в Черкаській обл. (Ватутіно), Кіровоградській обл. (Олександрія), Житомирській (Коростишівське родовище). Вугілля залягає пластами потужністю від кількох сантиметрів до 15-20 м і більше, глибина залягання пластів від 10 до 60 м і більше.
Вугілля басейну м'яке, буре, гумітове. Зольність вугілля 15-45% та більше, вологість 55-60%, середній вміст сірки 2,3-3,1%, вуглецю 60-70%, водню 5-6,5%, кисню та азоту 23-26%, смоли 15-16%, вихід летких речовин 45-70%. Його теплотворність сягає 1800-1900 ккал/кг. Більшу половину цього вугілля видобувають у кар'єрах відкритим способом.
Після 2000-го року обсяг попиту на різноманітні види вугілля складатиме 170-172 млн.т, у тому числі 118-120 млн.т для енергетики. Наша держава част-ково імпортує вугілля з Польщі, Росії, Казахстану.
Україна є однією з найстаріших нафтовидобувних держав світу. ВіДомі три нафтові райони – Прикарпатський, Дніпровське-Донецький, Причорноморський. Промислова розробка нафтових родовищ у районі Борислава почалась у 1886 р. У 1908-1910 рр. в Західній Україні видобували по 1,5-2 млн.т нафти щорічно. Це було на той час третім показником у світі (після США та Росії).
Геологорозвідувальні роботи на нафту і газ в Україні ведуться в усіх трьох нафтогазоносних регіонах – Східному, Західному і Південному.
Початкові потенціальні ресурси вуглеводнів України в перерахунку на умовне паливо складають 8417,8 млн.т, в тому числі нафти – 1325,7 (15,7%), газового конденсату – 380,5 млн. т (4,5%), газу вільного – 6435,7 (76,5%), газу розчиненого – 275,9 млрд. м3 (3,3%). Станом на 01.01.97 р. на державному балансі налічуються 296 родовищ, з них 67 – нафтових, 10 – газонафтових і нафтогазових, 51 – нафто-газоконденсатних, 70 – газових і 98 – газоконденсатних, початкові розвідані видобувні запаси яких за категоріями А+В+С, складають 3418,2 млн. т умовного палива, тобто початкові ресурси вуглеводнів розвідані на 41%, в тому числі по нафті – 33, вільному газу – 43%. Ступінь виробленості (частка нагромадженого видобутку в початкових потенційних ресурсах) відповідно 21,4 і 24,2%. Таким чином, 6382,7 млн. т умовного палива (75,8%) вуглеводних ресурсів ще залишаються в надрах України, при цьому 5010,0 млн. т умовного палива (59%) складають нерозвідані ресурси – категорії С2 + С3 + Д1 + Д2.
Слід відмітити, що 1531,9 млн. т у. п., або 18,2% початкових потенційних ресурсів вуглеводнів знаходяться у межах шельфів Чорного і Азовського морів, які на сьогоднішній день є одними з найперспек-тивніших районів для проведення пошуково-розвідувальних робіт.
Ресурсна база нафтогазовидобувної промисловості України дозволяє при її ефективному використанні стабілізувати, а в перспективі підвищити видобуток нафти і газу. Однак, починаючи з 1990 р., обсяги геологорозвідувального буріння скоротились більш ніж у 7 разів, а приріст запасів – у 5 разів. Дефіцит приросту вилучуваних запасів до видобутку триває на рівні 50%. Причиною такого стану є перш за все існуюча недосконала система фінансування, згідно з якою відрахування від реалізації видобутих нафти і газу на геологорозвідувальні роботи спрямовуються в основному у державний бюджет.
Не використовуються в промислових нужд технології термічної переробки біомаси та відходів, в тому числі вугільної промисловості. Економічний потенціал заміни імпортованого газу достатньо високий. Терміни окупності в основному не перевищують 1-3 років.
Задача видобутку метану із вугільних пластів – комплексна. Дегазація вугільних родовищ вкрай необхідна з метою підвищення безпеки вугільного виробництва. Згідно з Державною Програмою з проблем розвідки, видобутку та використання метану вугільних родовищ буде виконано перерахунок запасів газу. Там же наведені дані початкового етапу видобутку, який сягнуть 387 млн. м3 на рік.

Прикарпатський нафтогазоносний район охоплює територію вздовж північно-східних схилів Карпат. На сьогодні у Прикарпатті експлуатуються Битківське, Бориславське, Долинське, Північне-Долинське та Ріпнянське родовища. Нафта залягає на глибині 1000-3500 м. Дніпровське-Донецький нафтогазоносний район охоплює Дніпровське-Донецьку западину, простягається на 650-700 км вузькою смугою 80-150 км на Лівобережжі України. До найважливіших родовищ цього району належать Леляківське, Прилуцьке, Качанівське, Охтирське, Радченківське, Глин-сько-Розбишевське. Нафта Дніпровське-Донецького району має високу якість. Вона містить багато легких фракцій, дає високий вихід бензину, характеризується малим вмістом сірки.
Причорноморський нафтогазоносний район охоплює Причорноморську западину, Степовий Крим, Керченський півострів, а також північно-західну частину акваторії Чорного та Азовського морів. На Керченському півострові ще у 1866 р. почались перші бурові роботи, викликані виходом нафти і газу на поверхню
Найбільші родовища нафти знаходяться у Сумській області. Більшість значних родовищ нафти України вже вичерпані майже до проектного рівня. Наприклад, рівень нафтовилучення Леляківського родовища досяг 59% при проектному рівні в 62,2%, Гнідинцівського родовища відповідно – 61,1 та 62,2, Прилуцького – 53,2 та 56,6, Качанівського – 43,5 та 45,6.
Газовиявлення в країні відзначені ще у 1901-1902 рр. під час будівництва соляних шахт у Прикарпатті. Перші промислові надходження були отримані в районі Калушу в 1921 р. на Дашавськом) родовищі, а у 1924 р. прокладено перший газопровід від Дашави до Стрия.
Природні горючі гази знайдені у тих же районах, що і нафта. Для видобування газу зараз у Прикарпатському районі експлуатуються такі основні родовища: Рудківське, Опарське, Ходновичське, Битківське, Калу-шське, Кадобнянське. На сьогодні запаси Дашавського родовища майже вичерпані. Воно використовується як газосховище. Природний газ Прикарпаття характеризується високим вмістом метану (до 98%).
Дніпровське-Донецький район почав розвиватися у 50-60-х роках 20-го століття. Найбільше родовище Шебелинка, на якому видобуто до половини всіх обсягів газу, отриманого з Дніпровське-Донецького району. Газові родовища цього району переважно метанові (вміст метану до 98%) з невеликою кількістю вуглекислого газу (до 3%) і азоту (до 10%). Великими родовищами газу в цьому регіоні також є Єфремівське, Співаківське, Кегечівське, Солохівське, Машевське, Більське, Качанівське, Михайлівське та інші.

В Причорноморському нафтогазоносному районі великі родовища природного газу відкриті у Криму: Джанкойське, Глібовське, Задорнянське, Західно-Жовтневе, Краснополянське. Загальні запаси тут сягають 1254 млрд. м3. Родовища газу були знайдені в північному Криму ще у 1960 р., а під Азовським морем у 70-х роках. Зараз шельфові родовища залишаються переважно не розвіданими, на глибині моря менше 60 м було виявлено 10 родовищ. Найбільші родовища на шельфі південної України – це Голицинське та Шмідта.
В експлуатації знаходяться 115 газових родовищ, балансові запаси природного газу в яких складають 830 млрд. м3. Загальні запаси природного газу за категоріями А + В + С4 складають понад 1120 млрд. м3.
Більша частина видобутих в Україні газу і нафти в минулому припадала на свердловини глибиною 2,5-5 км, але зараз свердловини досягають глибини 4-7 км через необхідність розробки більш глибоких зон газоносних і нафтоносних пластів. Загальна кількість експлуатованих родовищ складала 208. Зараз понад 57% розвіданих запасів необхідно віднести до важ-ковидобувних.
Згідно з Національною програмою «Нафта та газ України до 2010 року» передбачається доведення річних обсягів видобутку нафти та конденсату до 7,5 млн. т у 2010 р., з яких 2,5 млн. т буде видобуватись на шельфах Чорного та Азовського морів. До 2010 р. обсяг річного видобутку газу планується збільшити до 35,3 млн. м3, з яких на шельфі – 6,3 млрд. м3. Початкові запаси нафти та газу України складають 8,418 млрд. т у. п., з яких 6,4 млрд. т у. п. – газ, 1,3 млрд. т – нафта, 0,4 млрд. т – конденсат. Розвідані запаси України складають 1,4 млрд. т у. п., з яких газ – 1,15 трлн. м3, нафта – 153 млн. т, конденсат – 83 млн. т. Розвідані запаси вуглеводневої сировини України знаходяться у 297 родовищах, з яких 80 – газові, 94 – газоконденсатні, 49 – нафто-газоконденсатні, 9 – конденсатні, 65 – нафтові.

В Україні було досягнуто рекорд видобування окремих видів ПЕР: 218 млн. т вугілля у 1976 р., 14,4 млн. т нафти, у тому числі газового конденсату, в 1972 р., 68,7 млрд. м3 природного газу в 1975 р.
Суттєве значення для підвищення рівня самоенергозабезпечення України мають поклади уранової руди. Україна займає одне з чільних місць у Європі по її видобутку. Прогнозовані запаси уранової руди у Дніпропетровській обл. становлять 40 тис. т. Наприклад, розвіданих запасів уранової руди вистачить для виробництва ядерного палива з урахуванням кількості блоків АЕС на 150 років. Український уран після очищення містить тільки 0,7% 235ІІ, тоді як атомні реактори вітчизняних АЕС потребують 4%. В Україні відсутній замкнений цикл по виробництву ядерного палива.
Єдиним підприємством України по видобуванню уранової руди та виробництву концентрату природного урану є Східний гірничозбагачувальний комбінат (м. Жовті Води, Дніпропетровська обл.). Майбутнє комбінату та урановидобувної галузі України в цілому пов'язано з введенням у промислову експлуатацію Новокостянтинівського уранового родовища. По запасах руди спеціалісти відносять це родовище до першої двадцятки світових уранових родовищ, проектний термін його експлуатації оцінюється в 50 років.
Україна займає третє місце серед країн СНД за запасами торфу: близько 2500 родовищ торфу. Балансові запаси повітряно-сухого торфу складають 2,7 млрд. т. Головним чином торфові родовища зосереджені в Поліссі, а також у Черкаській та Львівській областях. Середня теплотворна здатність торфу – 2300 ккал/кг. Родовища горючих сланців є у Кіровоградській, Львівській, Черкаській, Закарпатській та інших областях. їх загальні запаси складають 3,7 млрд. т. У лісистих районах України (Карпати, Полісся, частково лісостеп) використовують як паливо дрова. Обсяг споживання дров складає понад 1 млн. т (у перерахунку на умовне паливо).
Стабілізація видобутку нафти і газу в останні роки була досягнута за рахунок впровадження комплексу заходів по підвищенню ефективності використання ресурсної бази, скорочення числа бездіючих свердловин, впровадження нових методів і технологій нафто-, газо-, конденсатовилучення.
Нарощування резервів видобутку нафти і газу в Україні можливе лише при прискоренні введення в експлуатацію нових вже відкритих нафтових і газових родовищ, буріння на вже розвіданих родовищах додаткових свердловин, залучення іноземних та вітчизняних інвестицій, технологічних та технічних засобів з метою впровадження нових технологій підвищення нафтовилучення, реконструкції та технічного переоснащення виробництва. На основних нафтових родовищах вже досягнуто нафтовилучення, близьке до проектного. Становище галузі ускладнюється надзвичайно низьким рівнем розрахунків за спожитий газ. Це не дозволяє не тільки вводити в експлуатацію нові родовища і свердловини, а й підтримувати в належному стані існуючі потужності.
У деяких випадках перспективним є залучення до використання малих родовищ. До малих родовищ в Україні віднесені такі газові, газоконденсатні та нафтогазоконденсатні родовища, які мають відносно невеликі запаси газу, що є причиною малих дебітів свердловин та незначного його видобутку. Основними проблемами, які заважають традиційному використанню малих газових родовищ, є: недорозвідка, непромислові запаси, малі дебіти, складності з розконсервацією свердловин, відсутність відповідного устаткування, далекі відстані для транспортування невеликих обсягів газу тощо.

Природний потенціал України для розвитку НВДЕ. Видобуток первинних ПЕР і виробництво електроенергії в Україні до 2010 року – це:
1) гідроресурси – 4,32 млн. т у.п.;
2) вітроенергетика (до 2010 р. – 0,8-1,0 ГВт, щорічне виробництво до 2 млрд. кВт.год);
3) сонячна, геотермальна енергія (до 2010 р. щорічне виробництво до 11 млн. т у.п.).
4) біогаз, утилізація відходів (щорічне виробництво до 10 млн.т органічного палива).
Загальний технічно-можливий потенціал НВДЕ складає близько 78 млн. т у. п. на рік (100%), який за напрямками використання розподіляється таким чином: вітроенергетика – 24,6 млн. т у.п. (31,4%), мала гідроенергетика – 2,24 (2,865), сонячна енергетика – 4,92 (6,292), біоенергетика – 21,2 (27,11), штучні горючі гази та метан шахтних родовищ –13,2 (16,88), інші напрямки використання джерел енергії (геотермальна енергетика, теплонасосні установки, ріпакова олія, спирти, водопаливні емульсії, техногенні родовища, гумові відходи) – 12,03 млн. т у.п. (15,38%).
Гідроелектроенергія. Потенційні ресурси потужних ГЕС складають до 4700 МВт. Потенційні ресурси (сумарні) малих річок України складають близько 2400 МВт. На цих річках існують 27 тис. ставків та водосховищ місцевого водогосподарського призначення, на яких можуть бути споруджені міні та мікроГЕС потужністю 5-250 кВт.
У 1958 р. загальна потужність міні-ГЕС в Україні становила 65 тис.кВт. При оцінці потенційних запасів малих та середніх річок України виявлена можливість побудови понад 2300 малих і середніх ГЕС, які можуть виробити за середньоводний рік близько 4 млрд. кВт. год електроенергії. Понад три чверті цих запасів припадає на долю річок Карпат.
Вітроенергетика. Розвиток вітроенергетики в Україні обумовлений наявністю великого технічно доступного потенціалу енергії вітру на території країни. Для розміщення вітроенергетичних установок (ВЕУ) можуть використовуватися площі, які не були задіяні у господарстві, пасовиська та безлісні ділянки гір, мілководні акваторії штучних та природних водоймищ, озер, лиманів, заток і морів. Так, в затоці Азовського моря, Сивашу, що має площу акваторії близько 2700 км2, є потенційна можливість розмістити до 135 тис. МВт загальної потужності вітроенергетичних станцій (ВЕС). Для спорудження ВЕС може бути використана практично вся площа Азовського моря, а в Чорному морі лише на Одеській банці є можливість розмістити ВЕС установленою потужністю до 20 тис. З урахуванням ділянок на суші загальний потенціал території, де можуть бути розміщені ВЕС, перевищує нинішнє виробництво електроенергії в Україні.

Найбільші середньорічні швидкості вітру, що перевищують 5 м/с, спостерігаються в приморських районах, південних степах і Донбасі. Ці території, а також гірські райони Карпат і Криму є найбільш перспективними з точки зору використання енергії вітру. Але ж у гірських районах, які являють собою зону активного вітру, існують деякі обмеження для використання вітрової енергії. Тут повітряні потоки відзначаються сильною турбулентністю, різкою зміїною швидкості та напрямку вітру. Для надійної експлуатації ВЕУ, наприклад у Карпатах, вважається придатною лише 1 - 2 % території.
Сонячна енергія. В Україні річне надходження сонячного випромінювання складає 3500-5200 МДж/ м2, що знаходиться на одному рівні з країнами, які активно використовують сонячні колектори (США, іімеччина, Швеція та ін.). Наприклад, тривалість хшячного сяяння по Києву з квітня по жовтень чісяці становить 130-300 год/місяць і не поступається іншим центрально-європейським містам, де ши-юко використовуються сонячні технології з метою геп лбзабезпечення.

Вся територія України придатна для розвитку сонячного теплопостачання. Мінімальні величини сонячного випромінювання в усіх пунктах спостерігаються у грудні. Сезонний період, коли використання сонячної енергії реальне для України, становить квітень-вересень, для південних районів – березень-жовтень. Енергія сонячної радіації за рік, що досягає поверхні землі у великих містах України, має значення: Сімферополь – 4,99 ГДж/м2, Одеса – 4,88 ГДж/м2, Донецьк – 4,44 ГДж/м2, Київ – 4,12 ГДж/ м2, Суми – 3,89 ГДж/м2, Львів – 3,85 ГДж/м2.
Біотехнології, утилізація відходів. Енергетичний потенціал визначається такими технологічними напрямками: анаеробне збражуваннягною, спалювання відходів АПК та інших галузей, використання агрокультур для отримання спиртового палива шляхом ферментації, перетворення біомаси у газоподібні або рідкі види палива за допомогою термохімічних технологій, виробництво із рослинних культур ма-сел і замінників дизельного палива.
Кількість відходів рослинної біомаси в Україні Укладає щорічно 40 млн. т, що еквівалентно 25-30 шрд, м3 газу на рік; щорічні відходи тваринництва та птахівництва в Україні становлять 32 млн. т сухих та 10,3 млрд. м3. В Україні у лісовідвалах накопичилось понад 14 млн. м3 відходів, у лісах знаходиться ще 7 млн. м3, причому процес нарощування відходів продовжується. У регіонах Західної України відходи деревообробки і заготівлі являють собою серйозну соціальну (екологічну) проблему.

Для України важливого значення набуває використання природних та техногенних джерел низько-потенційної теплоти з температурою 5-40 °С і вище, вторинних енергетичних ресурсів (ВЕР) – за допомогою теплонасосних установок (ТНУ). У нашій державі в існуючих системах холодопостачання підприємств за рахунок організації комбінованого виробництва холоду та теплоти за теплонасосною схемою додаткові теплові потужності можуть становити близько 1000 МВт. Використання компресійних елект-роприводних ТНУ класу «вода-повітря» у системах опалення та вентиляції промислових цехів, насосних станцій та теплиць може забезпечити сумарні теплові навантаження близько 4900 МВт.
Геотермальна енергія. Джерела геотермальної енергії розташовані по всій території України. Оскільки ці джерела мають надзвичайно широкий спектр характеристик, неможливо уніфікувати технічні рішення по об'єктах та обладнанню, яке на них застосовуватиметься.
Україна має значні потенційні ресурси геотермальної енергії. Районами її можливого використання є Крим, Закарпаття, Прикарпаття, Донецька, Запорізька, Луганська, Полтавська, Харківська, Херсонська, Чернігівська та інші області. За різними оцінками потенційні ресурси геотермальної теплоти в Україні зможуть забезпечити роботу геотермальних електростанцій (ГТЕС) загальною потужністю до 200-250 млн. кВт (при глибинах буріння свердловин до 7 км та періодах роботи станції 50 років) і систем геотермального теплопостачання загальною потужністю до 1,2-1,5 млрд. кВт (при глибинах буріння свердловин до 4 км і періодах роботи систем 50 років).
Серед перспективних районів необхідно відзначити Закарпаття, Крим, Львівщину. Так, у Закарпатті на глибинах до 6 км температури гірських порід досягають 230-275 °С (пошукова свердловина Мукачівська-1 показала температуру гірських порід 210 °С на глибині 4200 м. У Криму найбільш перспективними є Тарханкутський район та Керченський півострів.
Можна стверджувати, що за власним паливно-енергетичним потенціалом Україна знаходиться не в найгіршому стані порівняно з більшістю країн Європи, однак ефективність його використання значно нижча середньосвітового рівня.
В цілому рівень забезпеченості України власними ПЕР становить 42 - 44 %, в тому числі вугіллям на рівні 80%, газом – на 21%, нафтою – на 25%.

Прогноз зміни світових цін на енергнетичні палива до 2030 року
Основу теплової енергетики України складають 104 енергетичні блоки потужністю 150-800 МВт, встановлені на 14 теплових електростанціях, загальною потужністю 28,7 млн кВт. На цей час 90,6% потужностей, встановлених на ТЕС, вже давно відпрацювали свій розрахунковий ресурс, а 63,9% з цих потужностей перетнули межу граничного ресурсу та фізичного зносу. Проектним паливом для більшості енергетичних блоків ТЕС (встановлена потужність близько 25 млн кВт) є вугілля, для меншості ТЕС і всіх ТЕЦ – природний газ. В останні роки теплові електростанції країни щорічно споживали палива від 29,4 до 30,4 млн т у. п. (всього), у т. ч.: вугілля – від 15,4 до 19,5 млн т у. п.; природного газу – від 13,8 до 10,5 млн т у. п. (12,1-9,2 млрд. куб. м); мазуту – від 0,2 до 0,4 млн т у. п.. Скорочення обсягів споживання тепловими електростанціями України природного газу відбулося завдяки поліпшенню якості вугілля, що дозволило суттєво скоротити (на 20-30%) його (разом з мазутом) витрати на так зване підсвічування, необхідне для спалювання високозольного вугілля.
Рівень цін на основні види енергетичного палива в світі і в Україні. Міжнародне енергетичне агенство прогнозувало збільшення в наступні 20 років загальної потреби у первинних енергоносіях на 65%. При цьому виснаження ресурсів органічного палива (передусім нафти і газу), при високому рівні витрат на видобуток і транспортування, викличе суттєве зростання світових цін на всі його види. Прогноз зміни світових цін на енергетичні палива (за видами) наведений нижче у таблиці 1, складеній за матеріалами XVI Конгресу Всесвітньої енергетичної ради і автора.

Таблиця 1. Прогноз світових цін на енергетичні палива

Вид палива__________________________ 2005 р. ______2010 р._______ 2020 р. ______2030 р.
Прогноз за матеріалами XVI Конгресу Всесвітньої енергетичної ради
Вугілля, дол. США за 1 тонну у. п. ________46-52_______ 47-53________52-56________ 55-60
Нафта, дол. США за 1 тонну ____________150-170 180-210 250-280 390-430
Природний газ, дол. США за 1 тис куб. м 130-180 140-200 190-260 300-400
Прогноз автора
Вугілля, дол. США за 1 тонну у. п. 46-52 55-60 70-80 90-120
Нафта, дол. США за 1 тонну 150-170 650-700 800-1200 1200-1600
Природний газ, дол. США за 1 тис куб. м 150-1800 400-450 700-900 1100-1400

З таблиці видно, що рівень цін на енергетичне вугілля прогнозується відносно стабільним, очікуване зростання його до 2030 року незначне – 15-20%. Така цінова стабільність пояснюється наявністю в світі значних запасів вугілля (67% від усіх), а також зростаючого міжнародного його ринку, на якому зараз щорічно продасться близько 700 млн т вугілля, і цей показник збільшується на 4-6% кожного року. Ціни на нафту і природний газ тим часом суттєво зростуть. Більшою мірою очікується зростання цін на нафту, що пов'язане з більш швидким вичерпанням світових ресурсів нафти і постійним збільшенням витрат на її видобуток та транспортування. Вже зараз з цих причин та через військові дії в Іраку, зростаючий попит на нафту в Китаї, ціна на російську нафту стала стрімко зростати і досягла 300 дол. США за 1 тонну. А на світових ринках, вперше за 13 років, ціни на сиру нафту перевищили 90 дол. США за барель. Внаслідок відбувся різкий (на 65-80%) стрибок цін на нафтопродукти. Ряд західних експертів прогнозує реальну вірогідність подальшого підвищення світових цін на нафту у середньостроковій перспективі до 100 дол. США за барель при встановленому ще недавно ОПЕК «коридорі» в межах 22-28 дол. США за барель. При цьому відзначається, що обсяги видобутку нафти наблизилися на цей час до свого пікового значення і у недалекій перспективі почнуть скорочуватися. Очікується, що дефіцит нафти, за одночасного скорочення ресурсів і збільшення її споживання, призведе до економічної, енергетичної і кліматичної дестабілізації в усьому світі.
Рівень світових цін на природний газ може бути деякий час дещо вищим від рівня цін на ринках газу в Східній і Західній Європі в основному за рахунок імпорту цими регіонами значних обсягів відносно дешевого (зараз 83 дол. США за 1 тис куб. м) російського газу.
Ціна сибірського газу після ретельного підрахунку витрат на видобуток і транспортування в країни ЄС (на відстань більше 4500 км) у перспективі повинна стати такою ж високою, як і ціна газу, що видобувається із дна Північного моря.
Російські ціни на газ для промислових підприємств будуть підвищені з теперішніх 50 дол. США за 1 тис куб. м в 2005 р. до 230 дол. США в 2006 р. і до 300-400 дол. США за 1 тис куб. м до 2010 р. Експортні ціни на російський газ згодом будуть відповідати рівню європейських з урахуванням транспортування – основного компоненту витрат у газовій галузі. Різниця в ціні буде тим більша, чим далі постачальник і споживач знаходяться один від одного. На цей час (станом на початок 2006 р.) ціни на газ у різних країнах ЄС коливаються від 160 дол. США до 295 дол. США за 1 тис куб. м газу.

Розрахунки на дешевий середньо-азійський газ перекреслюються політикою, яку проводить Росія щодо повної монополізації нею газового сектора у Центральній Азії. Намір бути монополістом у газовій сфері Росія узгодила на міжнародному рівні – в Європарламенті було визнано, що альтернативи російському газу для країн Європи нема. Стратегія Росії, що реалізується вже на практиці з 2003 р., передбачає усунення загрози виходу до Європи конкурентного газу з країн Центральної Азії. Зараз середньоазійський газ закуповується Росією за ціною 40-45 дол. США за 1 тис куб. м на тривалий період, для забезпечення виконання контрактів з країнами ЄС.
До 2010 року слід очікувати закупівлі російським «Газпромом» майже всього цього газу в обсязі від 100 до 120 млрд. куб. м. Блокування виходу середньоазійського газу до Європи вже значною мірою здійснено російським ВАТ «Газпром» і на довгострокову перспективу. Це кардинально зміцнило позиції Росії як у Європі, так і в світі (у т. ч. щодо вступу до ВТО), з'явилась можливість цінового диктату на газ для Європи та інших країн, включаючи Україну та Білорусь. Росія у регіоні Східної Європи стала єдиним монополістом – одночасно власником і транспортувальником газу до країн ЄС і СНГ, у т. ч. до України, яка стає абсолютно залежною від Росії як монопольного постачальника газу, без якихось реальних надій і можливостей на диверсифікацію джерел природного газу, що стає реальною загрозою енергетичній безпеці країни.
Рівень цін на різні види енергетичного палива на ринку енергоносіїв України в період з 1997 по 2003 рік коливався у наступних межах:
• паливо власного видобутку: природний газ – від 29 до 66 дол. США за 1 тис куб. м; енергетичне вугілля – від 45 до 55 дол. США за 1 т у. п.; мазут –від 80 до 100 дол. США за 1 тонну;
• паливо за імпортом: російський природний газ (комерційні ціни) – від 45 до 83 дол. США за 1 тис куб. м; російський газ від ВАТ «Газпром» (у якості сплати за транзит) – від 50 до 83 дол. США за 1 тис куб. м, туркменський газ – 38 дол. США за 1 тис куб. м; вугілля (російське, польське) – від 44 до 49 дол. США за 1 т у. п.; мазут – від 120 до 140 дол. США за 1 тонну.
З початку 2004 р. ціна на природний газ для промислових споживачів на ринку палива Ураїни збільшилася на 12,2% (приблизно з 53 до 60 дол. США за 1 тис куб. м газу), а ціна газу, що імпортується з Туркменістану, – на 15,7% (з 38 до 44 дол. США без транспортування), з транспортуванням на кордоні туркменський газ коштуватиме приблизно 64 дол. США за 1 тис куб. м газу. В наявності негативна тенденція до підвищення цін на газ на ринку палива України у той час коли споживачі (у т. ч. енергетика) не мають можливості розраховуватися за спожитий газ вчасно і в повному обсязі навіть за низькими цінами.

Поступово зростатиме і ціна на газ з Росії за імпортом (власного видобутку та куплений середньоазійський). Тепер газ, якого не вистачатиме Україні, не можна буде придбати в Туркменістані, Узбекистані чи Казахстані так просто, напряму та за помірними цінами. Його доведеться купувати за ціною, яку диктуватиме Росія, і, мабуть, тільки у неї, через те що з 2006 р., згідно із міжурядовими угодами, цей газ (майже весь) буде пропонувати виключно Росія.
Обмеженими очікуються обсяги газу для України через тенденцію збільшення Росією обсягів транзиту газу до країн ЄС за рахунок країн СНД. Сприятимуть цьому також обмеженість пропускної спроможності російських магістральних газопроводів та умови домовленості про погашення боргу України за природний газ перед російським «Газпромом» (1,62 млрд. дол. США), яка передбачає зменшення сплати (газом) за послуги з транзиту російського газу територією України протягом 2005-2006 рр. Таким чином можна очікувати поступове підвищення ціни на газ з Росії та скорочення його обсягів для України, що за відсутності альтернативних джерел може призвести з часом до дефіциту природного газу для економіки та енергетики країни.
Забезпечення теплової енергетики вугіллям. Світові ресурси вугілля значні, ринок досить широкий, ціни відносно помірні на цей час і на довгострокову перспективу. Державна політика багатьох розвинутих країн світу, з урахуванням очікуваного вичерпання ресурсів нафти та газу, орієнтується зараз на поступове збільшення вуглевидобутку з метою використання вугілля в промисловості та енергетиці. За оцінками західних експертів, світова потреба у вугіллі до 2020 р. може зрости вдвічі, а до 2030 р. – майже у три рази. Таким чином вугілля стане основним енергоносієм на доступну для огляду перспективу у XXI ст. Однак в такому випадку обсяги забруднюючих викидів у навколишнє середовище відповідно зростуть, що серйозно відіб'ється на екології та посилить парниковий ефект. Тому треба передбачити використання нових ефективних і максимально екологічно чистих технологій спалювання вугілля, які вже існують, але мають високу вартість.

Існуюче уявлення про наддостаток вугілля в Україні відноситься до його запасів, а не до видобутку, який у подальшому може стати недостатнім для повного покриття потреби в ньому економіки та енергетики країни. За останні 12 років у вугільній галузі вибуто понад 90 млн т виробничих потужностей, що призвело до падіння видобутку вугілля з 135,6 млн т в 1991 р. до 81,85 млн т у 2004 р.
На перспективу, за умови обмеженого фінансування, що найбільш реально, закриються близько 90 шахт (з 180) та 4 розрізи і рівень видобутку вугілля, за прогнозами спеціалістів, якщо не вжити екстрених заходів, може знизитися у 2010 р. до 75-76 млн т, а в 2030 р. – до критичної межі у 35-36 млн т. Виникне дефіцит вугілля для теплової енергетики, який може загостритися через очікуване подальше зростання економіки країни, яка скоро матиме потребу у суттєво більших обсягах енергії ніж тепер і відповідно більш значних обсягах енергетичного палива для енергетики. Цьому також буде сприяти не лише можлива нестача інвестицій у вугільну галузь, а й нестача часу, бо для будівництва необхідної кількості нових шахт і введення їх в дію потрібно щонайменше 10 років.
На цей час головними проблемами вугільної галузі України є збитковість та низька інвестиційна привабливість вуглевидобувних підприємств, неплатежі за відвантажене вугілля, дефіцит плагіжного балансу, недосконале ціноутворення, значна заборгованість з платежів у бюджет та з виплати заробітної плати, нестача коштів на розвиток, соціально-економічні, екологічні і технічні проблеми при ліквідації шахт (розрізів), недостатній рівень техніки безпеки та охорони праці. Вирішення цих проблем передбачає Програма «Українське вугілля», мета якої – підвищення ефективності роботи галузі та досягнення обсягів видобутку вугілля, необхідних для задоволення потреб національної економіки. Залучення в галузь значних обсягів інвестицій з боку приватного капіталу в доповнення до державних асигнувань може стати однією з основ її стабільної роботи в майбутньому.
Однак серйозних масштабів залучень недержавних інвестицій у галузь не слід очікувати через наявність незначного числа привабливих шахт (не більше 10), необхідність у дуже значних (до 20 млрд. дол. США) коштах інвестування та значні ризики капіталовкладень у нові шахти, в яких до того ж накопичується метан. Загалом вугільній галузі необхідно визначити чітку перспективу розвитку шляхом прийняття Енергетичної стратегії України, з урахуванням введення в дію нових атомних енергоблоків та вступу в ЄЕП, внаслідок якого до країни стануть надходити дешеві енергоносії, що негативно вплине на розвиток вітчизняного вуглевидобування і енергетичну безпеку України в цілому. За оптимістичним прогнозом річний видобуток вугілля в 2010 р. повинен бути на рівні 109 млн т (у т. ч. близько 30-35 млн т енергетичного), який можна вважати достатнім на визначений період, однак з урахуванням очікуваного суттєвого (десь з 2015-2020 рр.) підвищення рівня світових цін на газ (у тому числі російський), що зробить його недоступним за ціною, слід вже зараз вжити енергійних заходів (на державному рівні) з реанімації галузі з метою збільшення видобутку власного вугілля і переведення теплової енергетики (не пізніше 2020 р.) на спалювання переважно вугілля. Спалювання природного газу на ТЕС, скоріш за все через очікувані високі ціни на нього за прогнозом (див. табл.), буде неекономічним. Доцільно буде і надалі постійно та суттєво збільшувати видобуток вітчизняного вугілля і його частки у енергетичному балансі країни. Можливо, необхідно буде імпортувати його, бо світова ціна на вугілля збільшиться за прогнозом (див. табл.) відносно помірно.

Повинна поліпшитися якість вугілля і знизитися відпускна ціна, оскільки підвищення цін на паливо власного видобутку значно зменшує його досяжний ресурс і знижує конкурентоспроможність промисловості на зовнішньому і внутрішньому ринку. Це може привести до того, що після приватизації енергокомпаній, коли їх власники будуть самі вирішувати, який енергоресурс і в кого придбавати, вибір може випасти на російський природний газ чи на більш дешеве і якісне імпортоване вугілля. Це призведе до скорочення внутрішнього попиту на українське вугілля, що посилить наявні кризові явища у вугільній галузі до критичної межі. Загалом вугільна промисловість залишається для України стратегічною галуззю, що повинна забезпечити розвиток економіки і енергетичну безпеку держави. Однак, на цей час через значні терміни необхідного будівництва і оновлення об'єкгів паливно-енергетичного комплексу (шахт, ТЕЦ і ТЕС), які складають 10 років і більше, корінним чином змінити ситуацію, що склалася в ПЕК України, до 2015-2020 рр. буде дуже складно. В умовах відносно невисокого зараз в країні електроспоживання, збільшення потужностей АЕС та наявності ресурсу природного газу (поки що за помірними цінами), створилася пауза, яку конче необхідно використати для створення за цей термін надійної бази ПЕК шляхом модернізації вугільних ТЕС, оновлення шахтного фонду вугільної галузі та будівництва нових шахт. Україна має в своєму розпорядженні достатню ресурсну геологічну базу для будівництва нових перспективних шахт.

Забезпечення теплової енергетики природним газом. Попри очікуване суттєве зростання цін у перспективі і необхідність імпорту його з третіх країн, природний газ розглядається зараз як домінуючий вид палива для світової енергетики на найближчі, принаймні, два десятиріччя.
Ресурси газу на цей час ще доволі значні, сучасні технології використання його ефективні та екологічно чисті. Ринок газу в країнах світу досить широкий і стало розвивається. Зрозуміло, чому частка газу збільшується зараз саме в тепловій енергетиці, де фактори ефективності використання та надійності постачання енергоносіїв мають особливо важливе значення. Це знижує залежність країн від нафти, сприяє диверсифікації постачання енергоносіїв, а також підвищенню безпеки енергозабезпечення. Частка газу у паливному балансі енергетики буде постійно зростати і у недалекій перспективі природний газ стане в країнах ЄС основним енергоносієм для виробництва енергії. При цьому очікується, що у 2020 р. рівень залежності від імпорту газу країн ЄС складе близько 70%. Попит на природний газ буде зростати випереджаючими темпами у порівнянні із попитом на первинні енергоносії в цілому. Більше половини приросту попиту на газ буде припадати на енергетику.
Переорієнтація (з кінця XX в.) сучасної світової енергетики на природний газ почалася в результаті перегляду програм використання ядерної енергетики, підвищення екологічних вимог та наявності досяжного його ресурсу. Цьому також сприяли значні технологічні досягнення у підвищенні ефективності використання енергії природного газу. У країнах ЄС зростання обсягів використання природного газу в тепловій енергетиці було стимульовано наступними факторами: відміною у 1991 році директиви ЄС 1975 року, що обмежувала використання природного газу на теплоелектростанціях; встановленням більш жорстких екологічних норм; наявністю широкого міжнародного ринку природного газу; появою сучасних високоефективних парогазових установок (ПГУ) на природному газі. Пік видобутку газу в країнах ЄС буде досягнутий вже у 2005 році, після чого почнеться його скорочення. Оскільки власний видобуток природного газу в країнах ЄС вже зараз неспроможний покривати зростаючі потреби, значно підвищується їх залежність від імпорту газу, за рахунок якого на цей час покривається не менше 40% потреб цих країн у газі. Для покриття очікуваного дефіциту газу знадобляться додаткові поставки його з Росії і країн Близького та Середнього Сходу. Надалі більшість країн Західної Європи будуть зростаючою мірою залежати від імпорту російського природного газу. Вже зараз Росія постачає практично весь імпортований в ці регіони природний газ, ясно, що і надалі вона буде відігравати роль домінуючого постачальника. Річне споживання газу у країнах ЄС з 2005 до 2030 року збільшиться від 520 до 690 млрд. куб. м (на 170 млрд. куб. м). При цьому потенційний рівень видобутку газу в Росії (за помірним сценарієм) зросте у той же період з 640 до 810 млрд. куб. м (теж на 170 млрд. куб. м). Приріст видобутку російського газу зможе повністю перекрити зростання потреби в газі країн ЄС до 2030 року. Потенційний рівень видобутку газу Каспійського регіону у той же час складе 90-120 млрд. куб. м, значна частка якого може бути поставлена також і споживачам України та країн СНД, якщо будуть відповідні угоди.

Газозабезпечення України. Вдале географічне розташування України на основних шляхах транспорту природного газу від потенційно найбільших в світі газовидобувних регіонів Росії та Центральної Азії ставить Україну в ряд країн, які можуть бути гарантом забезпечення споживачів країн ЄС природним газом, робить надійними її політичні і економічні позиції на міжнародному ринку енергоносіїв, полегшує вирішення складної проблеми газозабезпечення своєї економіки та енергетики за рахунок сплати за послуги з транзиту експортного газу територією України валютою чи газом.
З урахуванням дуже значних обсягів природного газу з Росії та країн Центральної Азії, які будуть в період з 2005 по 2030 рік транспортуватися до країн ЄС будуть залучені всі наявні транзитні магістральні газопроводи в т. ч. безперечно і потужні українські. Щорічна пропускна спроможність українських газотранспортних мереж (ГТМ) – на вході 290 млрд. куб. м, на виході – 170 млрд. куб. м. За відносно незначних капіталовкладень пропускну спроможність ГТМ можна підняти ще на 50-70 млрд. куб. м.
Україні життєво важливо залишатися лідируючою транзитною країною в регіоні й надалі. У цій ситуації вона повинна провести реконструкцію своїх ГТМ, забезпечити їх надійну роботу та проводити політику створення найбільш привабливих для споживачів умов їх використання. Альтернативи цьому немає, оскільки Україна не має на період до 2015-2020 рр. достатніх ресурсів органічного палива, окрім газу, що переважно імпортується.
Моніторинг ринку газу України показує, що ресурси природного газу на ньому в останні роки, при щорічній потребі у 65-70 млрд. куб. м газу, складали: газ власного видобутку – 18,1-18,6 млрд. куб. м; російський газ, що надається НАК «Нафтогаз України» як сплата за транзит територією України російського газу – 24-26 млрд. куб. м; туркменський газ – 34-36 млрд. куб. м.

Обсяги транзиту російського газу українською територією складають близько 128 млрд. куб. м, при цьому як сплата за транзит близько 24 млрд. куб. м природного газу за ціною 50 дол. США за 1 тис куб. м. Росія також забезпечує транзит туркменського газу до України обсягом близько 36 млрд. куб. м.
Останнім часом Кабінет Міністрів України і уряд Російської Федерації підписали угоду (на період з 2005 по 2030 рр.) щодо забезпечення стратегічного співробітництва у газовій сфері. Згідно з досягнутою угодою Росія гарантує надання Україні для транзиту додатково від 5 млрд. куб. м газу у 2005 р. до 19 млрд. куб. м у 2010 р. Тариф на транспортування російського газу територією України в 2005 р. залишиться на рівні 1,09 дол. США за 1 тис куб. м на 100 км (як у 2003-2004 рр.). Частину вартості транзиту російський постачальник газу зобов'язується внести грошима.
Таким чином можна очікувати у найближчі 5-10 років поступового збільшення обсягів російського газу для України у якості сплати за транзит у межах від 30 до 32 млрд. куб. м у 2010 р., як це було 6-7 років тому. Крім того, додатково Україні доведеться купувати у Росії за договірними цінами від 35 до 39 млрд. куб. м газу, що разом із обсягами газу власного видобутку (очікується 20-24 млрд. куб. м) складе приблизно 85-95 млрд. куб. м. При помірному розвитку економіки України цих обсягів мабуть буде достатньо. Тому необхідна і можлива «газова пауза» для оновлення основних фондів ПЕК.

Через 10-15 років реально можливий (за прискорених темпів розвитку економіки) дефіцит газу на ринку палива України, який важко буде компенсувати збільшенням поставок його з Росії через обмежену пропускну спроможність російських магістральних газопроводів та очікуване збільшення поставок російського газу до країн ЄС за рахунок країн СНД у т. ч. України. Цей дефіцит може збільшитися у разі можливого падіння обсягів видобутку власного газу через вичерпання основних українських родовищ, на що вказують деякі експерти. Тому на цей час головним завданням НАК «Нафтогаз України» є нарощування обсягів видобутку газу з 19 до 24 млрд. куб. м. Поставлене завдання видається реальним для вирішення – останнім часом розвідане досить крупне Кобзевське родовище газу у Харківський області, запаси якого оцінюються у 70 млрд. куб. м. Це дозволить невдовзі видобувати додатково 4 млрд. куб. м газу на рік. Розвідані на цей час запаси природного газу в Чорному морі оцінюються на рівні 50 млрд. куб. м. Сировинна база природного газу в Азовському морі складає більше 30 млрд. куб. м.
Загалом же підтверджені запаси природного газу в Україні станом на початок 2004 р. складають 211,96 млрд. куб. м, яких вистачить при існуючих темпах видобутку трохи більше ніж на 10 років. Таким чином з 2015- 2020 рр. Україна майже повністю буде залежати від поставок газу з Росії.
Закупівля Росією майже усього середньоазійського експортного газу створила для України серйозні і довгострокові проблеми. Для їх вирішення потрібно виробити стратегію роботи в газових секторах країн Центральної Азії (Туркменістану, Казахстану та Узбекистану), яка повинна передбачати активну участь НАК «Нафтогаз України» в усіх сегментах газових секторів країн Центральної Азії, включаючи розвідку і видобуток природного газу, модернізацію і розширення газотранспортних систем, будівництво нових газопроводів та об'єктів інфраструктури, проведення сервісних робіт, поставки устаткування та будівництва об'єктів, що не пов'язані з газовим сектором, але сплачуються газом.
Через 10-15 років забезпечення країни газом вкрай ускладниться і теплову енергетику України доведеться переводити переважно на сучасні вугільні технології, базу для яких потрібно створювати вже зараз, тим більше, що основна частина енергоблоків ТЕС в країні працює на вугіллі.
При цьому слід розглянути доцільність реконструкції деяких особливо застарілих та розкомплектованих ТЕС, а також рівень енергозбереження в Україні, від якого до цих пір немає віддачі. Між тим достатньо вдвічі підвищити рівень енергозбереження, щоб повністю задовольнити потреби країни в енергоносіях за рахунок прибутків за транзит російських нафти і газу територією України.
Мазут для теплоелектростанцій. Мазут є продуктом переробки нафти, щорічний видобуток якої останніми роками в Україні постійно зменшувався і стабілізувався зараз на рівні близько 3,7 млн т. Ресурси власної нафти в Україні незначні і вичерпуються, але крім неї в країну транзитними нафтопроводами у значних обсягах надходить нафта з Росії і Казахстану, з якої на українських НПЗ виробляється паливо, мастила та вторинний продукт переробки – мазут, що є важливим енергоносієм в енергетиці.

Ресурси нафти в Росії і Казахстані колосальні і видобуток їх зростає. Російські компанії планують збільшити видобуток нафти до 450 млн т, у т. ч. на експорт – до 225 млн т. Казахстан видобуває 50 млн т нафти і планує довести обсяги видобутку нафти через 8-10 років до 170-180 млн т. Зараз транзит нафти з Казахстану здійснюється здебільше через Росію. У перспективі для її транзиту можливе використання нафтопроводів «Дружба-Адрія» та «Одесса-Броди».
Таким чином ресурси нафти для України будуть значними і достатніми для виробництва мазуту, але ціна на нього непомірно зросте через зростання світових цін на нафту, а також ціни на нафту, що надходить до України за імпортом і може скласти 320-350 дол. США за 1 тонну. Вже зараз рівень ціни на російську нафту досяг 300 дол. США за 1 тонну і очікується подальше її зростання через суттєве збільшення Росією для України ставки експортного мита на сиру нафту – з 69,9 дол. США до 87,9 дол. США за 1 тонну.

Загалом прогнозується довгостроковий характер подорожчання нафти, оскільки її споживання зростає, а родовища вичерпуються – глобальні промислові світові запаси нафти на цей час скоротилися з 4-8 млн до 1-2 млн барелей на день. Епоха низьких цін на нафту скінчилася, для видобутку підтверджених її запасів необхідні дуже значні обсяги інвестування.
Якийсь час мазут для теплоенергетики в Україні можна виробляти з більш дешевої нафти власного видобутку. Тоді його ціна буде приблизно на 10-15% нижче, але українські родовища нафти вичерпуються і вже зараз слід вживати заходів щодо зниження рівня цін на імпортовану нафту.
Зниження цін на сиру нафту для України можливе шляхом досягнення домовленостей з її постачальнииками та узгодження цін на неї з тарифами на транспортування нафти магістральними нафтопроводами територією країни. Зараз нафтопроводом «Дружба» поставляється на експорт близько 60 млн т нафти з Росії. Зменшення витрат на транспортування стає зараз чи не єдиним засобом, що дозволяє нівелювати безпрецендентне подорожчання сирої нафти. Реверсне використання нафтопроводу «Одеса-Броди» для транспортування російської нафти, при цьому виручка «Укртранснафти» може скласти за 10 років близько 1,5 млрд. дол. США, які можна використати для закупівлі нафти. Уряд України відмінив при цьому (на деякий час) своє попереднє рішення про постачання нафтопроводом «Одеса-Броди» до Європи виключно каспійської нафти. У майбутньому залишається можливим і реальним використання нафтопроводу, як намічалося раніше, – у прямому напрямку. При цьому прогнозується, що тільки країни Каспійського регіону можуть до 2010 р. разом різко збільшити поставки нафти до Європи – з 50 до 140 млн тонн. Транспортування сирої нафти українським нафтопроводом «Одеса-Броди» на НПЗ у Східній і Центральній Європі роблять її дешевшою на 10-12 дол. США за 1 тонну, нижчою буде вона і для України.
Загалом система магістральних нафтопроводів, оператором якої є НАК «Нафтогаз України», забезпечує зараз поставки нафти з Росії та Казахстану до НПЗ нашої країни та її транзит до інших країн. Для забезпечення надійного транспортування збільшених обсягів нафти (російської та каспійської) на території України зараз створюється Євроазійський нафтотранспортний коридор. Після завершення технологічна потужність його планується на рівні 40 млн т на рік, з них 30 млн т можна буде траспортувати нафтопроводом «Одеса-Броди», а далі нафтопроводом «Броди-Плоцьк» (Польща) або глибоководних портів Німеччини. Реалізація цього проекту підвищить енергетичну безпеку не тільки України, але й країн Центральної і Північної Європи.

Обсяг споживання мазуту в тепловій енергетиці України незначний – 0,65-1,3% від загальних ресурсів органічного палива, що спалюється на теплових електростанціях, або 0,2-0,3 млн т щорічно. Тому, незважаючи на різке зростання цін на сиру нафту та продукти нафтопереробки (у т. ч. мазут), у найближчі два десятиріччя мазут доведеться купувати за високими ринковими цінами. Але вже приблизно з 2020 р. через очікуване поступове вичерпання родовищ нафти в Росії, її різке подорожчання та, крім того, підвищення в'язкості мазуту за більш глибокої переробки нафти за сучасними технологіями, – слід передбачити використання замість мазуту як резервного палива для теплових електростанцій альтернативних енергоносіїв, наприклад, природного чи генераторного газу (за наявності сховищ газу) або органічних горючих рідин рослинного походження, вироблених, наприклад, з насіння рапса.

Світлі нафтопродукти
Раціональне використання нафти, насамперед для виробництва моторного палива та сировини для нафтохімічних процесів, пов'язане з поглибленням її переробки. Внаслідок більш ефективного використання видобутої сировини, посилення режиму економії обсягів товарної продукції, виробленої НПЗ України, глибина переробки нафти збільшилася з 57,2 до 63,5%, що дозволило одержати понад 179 млн. грн. прибутку. Отже, поглиблення переробки нафти на вітчизняних нафтопереробних заводах є одним з головних завдань поліпшення екологічного стану довкілля в Україні та за її межами.
Вітчизняна нафтопереробна промисловість виробляє 90 відсотків низькооктанового і 10 відсотків – високооктанового бензину. У той же час попит на високооктановий бензин складає 35 відсотків, але українські нафтопереробні заводи, які використовують застарілі технології, не задовольняють попит на нього. Очевидно, що чим більший вихід світлих нафтопродуктів, тим менші витрати нафти на задоволення потреб у моторних паливах. Таким чином, при існуючому рівні переробки нафти в Україні та технологічному устаткуванні якість моторних палив не відповідає сучасним екологічним вимогам внаслідок високого вмісту свинцю, ароматичних вуглеводнів і сірки. Наприклад, у 1998 р. в Україні використано 5074 тис. т бензину, з них 4891,1 (96 відсотків) – неетильованого, 182,9 тис. тонн (4 відсотки) – етильованого.
Існуюча система ціноутворення і оподаткування не стимулює випуск та використання неетильованого бензину в Україні. Оптово-промислова ціна на вітчизняний бензин вища за імпортний у середньому на 2 відсотки, що ставить вітчизняного виробника у невигідні умови і сприяє надходженню імпортного бензину.
Недостатній контроль за системою реалізації палива, відсутність прямих взаємозв'язків між його виробниками та реалізаторами призводить до того, що свинець може добавлятися в бензин на одному з етапів його розподілу. Затверджені Постановою Кабінету Міністрів України від 20 грудня 1997р. № 1442 Правила роздрібної торгівлі нафтопродуктами не передбачають роздільну систему зберігання і реалізації на автозаправних станціях етильованого та неетильованого бензинів.
Для зменшення забруднення навколишнього природного середовища і поліпшення екологічної ситуації в країні Кабінет Міністрів України прийняв Постанову від 17 вересня 1996р. № 1139 “Про деякі питання ввезення імпортних автомобілів”, з 1 січня 2003 р. заборонена експлуатація легкових автомобілів, не обладнаних пристроєм для нейтралізації отруйних фракцій вихлопних газів (каталізатором), але їх експлуатація можлива тільки за умови відсутності тетраетилсвинцю у бензині.
З метою поетапного припинення використання етильованого бензину як важливого заходу поліпшення стану навколишнього природного середовища і здоров’я населення України та Європи розроблена Програма поетапного припинення використання етильованого бензину в Україні, затверджена Постановою КМУ від 1 жовтня 1999 р. № 1825.

Програма підготовлена в межах виконання Загальноєвропейської стратегії поступового припинення використання етильованого бензину та Протоколу про важкі метали до Конвенції 1979 року про транскордонне забруднення повітря на великі відстані, прийнятих у червні 1998 року в м. Орхус (Данія) на Четвертій конференції міністрів “Навколишнє середовище для Європи”. Метою розроблення Програми є:
• припинення до 1 січня 2005 р. реалізації етильованого бензину;
• забезпечення не пізніше 1 січня 2002 р. частки неетильованого бензину, що реалізується, на рівні 80 відсотків;
• установлення не пізніше 1 січня 2001 р. максимального вмісту свинцю в етильованому бензині не більше як 0,15 г/л, а в неетильованому – не більше ніж 0,03 г/л.
Економічно обґрунтованою та екологічно раціональною альтернативою нафтовим моторним паливам в Україні є природний газ. Розраховано, що використання в якості моторного палива тільки 8-10 % від загального споживання природного газу в Україні дозволяє на 30-40 % знизити потреби автотранспорту в бензині та дизельному пальному, що дає економічний та екологічний ефект. Екологічні переваги природного газу як моторного пального широко відомі. Переобладнання бензинових та дизельних двигунів на природний газ дозволяє знизити викиди токсичних забруднювачів у атмосферу в декілька разів, а викиди парникових газів – на 40 %. Саме це передбачається у державній програмі використання природного газу в якості моторного пального на автотранспорті. Проектом передбачено до 2005 р. переобладнання на природний газ близько 30 % усіх вантажних, спеціальних автомобілів і таксомоторів та 70% міських автобусів.
Реальними виглядають також проекти переходу автотранспорту на біологічне пальне (70% автотранспорту Бразилії працюють на спирті з цукрової тростини), яким в Україні може бути спирт з цукрового буряка. У зв’язку з цим була розроблена Програма “ЕТАНОЛ” (затверджена Постановою Кабінету Міністрів України від 4 липня 2000 р. № 1044), яка передбачає розширення використання етилового спирту як енергоносія та сировини для промисловості.
Проведений аналіз підтвердив можливість застосування якого як сировини для хімічних виробництв, де раніше використовувалися продукти переробки нафти і газу.
З метою розширення сфери використання етилового спирту концерном “Укрспирт” здійснено заходи щодо організації нових виробництв із застосуванням наявного обладнання та робочої сили. На деяких державних спиртових заводах організовано виробництво високооктанової кисневмісної добавки до бензинів (ВКД) з відновлюваної сільськогосподарської сировини. Зацікавленість у використанні ВКД при виробництві сумішевих бензинів підтвердили нафтопереробні заводи України.
Частину спиртових заводів переорієнтовано на виробництво технічного спирту, який буде використовуватися для подальшої промислової переробки в Україні та за її межами. Мінагрополітики разом з Держпромполітики визначили першочергові та перспективні напрями використання технічного спирту для виробництва продукції промислового та побутового призначення, а також її споживачів. Більшість споживачів виробляє продукцію, у тому числі мінеральні добрива, в якій заінтересовані сільськогосподарські виробники.
Одним з основних заходів названої програми є виробництво біодизелю. У межах заходів щодо виробництва моторного пального з відновлюваних джерел у різних країнах надається державна підтримка виробництву та застосуванню біодизелю – продукту переробки рослинної олії та етилового спирту.
В Україні є умови для вирощування необхідних для одержання біодизелю технічних культур – соняшнику, ріпаку, цукрового сорго та інших, здатних забезпечити частину потреби в дизельному пальному.
Для організації виробництва біодизелю необхідно забезпечити у встановленому порядку його допуск до застосування, розробку та прийняття необхідних нормативно-правових актів.

Кожний напрям Програми “ЕТАНОЛ” передбачає реалізацію в два етапи:
перший (2000-2005 р.) – організація виробництва високооктанової кисневмісної добавки до бензинів та етилтретбутилового ефіру, технічного спирту, етилену, ацетону, етилацетату, стиролу;
другий (2005-2010 р.) – виробництво етилену та його похідних: етиленгліколю, моноетаноламіну, вінілхлориду, продуктів тонкого органічного синтезу, синтетичних каучуків, біодизелю.
Створювані виробництва передбачають залучення більшості галузей економіки. Це забезпечить збереження існуючих і створення нових робочих місць та безперебійне функціонування соціальної інфраструктури підприємств, що особливо важливо для сільської місцевості, де розмішено більшість переробних підприємств. Разом з тим, сільськогосподарському товаровиробнику гарантується постійний збут сировини з паралельним забезпеченням паливно-мастильними матеріалами, мінеральними добривами та іншою продукцією.
Застосування в Україні високооктанових кисневмісних добавок до бензинів дозволить значно поліпшити екологічний стан, особливо у великих містах, за рахунок зменшення вмісту шкідливих речовин у відпрацьованих автомобільних газах і допоможе виконати зобов’язання щодо відмови до 2005 року від виробництва та застосування етильованого бензину, яке Україна взяла на себе на Четвертій конференції міністрів охорони навколишнього середовища країн – членів Європейського Союзу.
Відповідно до розрахунків реалізація програми забезпечить збільшення валового внутрішнього продукту на 8,5 млрд. гривень і додаткове надходження до бюджету понад 1,2 млрд. на першому та понад 3 млрд. грн. на другому етапі.
Виконання завдань, передбачених “Планом заходів у сфері енергозбереження” та галузевими програмами енергозбереження, дозволило отримати значну економію паливно-енергетичних ресурсів. За рахунок розширення полігону електричної тяги, здійснення перевезень на базі енергооптимальних технологій та реалізації інших організаційно-технічних заходів Укрзалізницею заощаджено понад 13 тис. тонн умовного палива. На авіаційному транспорті економія паливно-енергетичних ресурсів від реалізації енергозберігаючих заходів склала 8,5 тис. т. у.п., в тому числі: за рахунок заміни застарілих повітряних суден на нові з кращою паливною ефективністю двигунів – 7,5, удосконалення системи керівництва повітряним рухом – близько 1 тисячі тонн умовного палива.
Виконання заходів, передбачених галузевими програмами зменшення споживання природного газу, дозволило зекономити понад 21,7 млн. м3 природного газу. Зокрема: за рахунок зменшення подачі тепла у виробничі, адміністративні, комунально-побутові приміщення в нічний час та в неробочі дні, переведення опалення з парового на водяне – більше як 7,4 млн. м3, за рахунок переведення котельних агрегатів на більш економічні й сучасні – понад 2,5; за рахунок удосконалення системи обліку і контролю за витратами палива й теплової енергії шляхом заміни застарілих приладів обліку малих обсягів витрат природного газу – 2,89; за рахунок використання альтернативних джерел енергії – 2,4 млн. м3 природного газу.

Підвищення ефективності використання енергетичного палива на ТЕС і ТЕЦ. В кінці минулого сторіччя через виникнення в світі глобальної системи охорони навколишнього середовища, екологічні, технологічні та фінансово-економічні аспекти провідні країни світу пішли на значне збільшення споживання в енергетиці газу і скорочення споживання вугілля. Цьому сприяло скасування обмежень використання газу на теплових електростанціях, а також поява сучасних ПГУ і газо-турбінних установок (ГТУ) на газі. При тому багато передових країн світу (США, Канада, Німеччина, Австралія та Японія) визнали дуже важливим збереження вугілля в паливному балансі теплової енергетики з продовженням його зростаючого використання у майбутньому. Це буде залежати від подальшого покращання економічних і екологічних показників та підвищення ККД вугільних ТЕС.
В результаті, усі ці країни запровадили останнім часом розробку програм чистих вугільних технологій. Зусилля зосереджуються, в основному, на технологіях, які включають використання пиловугільних блоків на ультранадкритичних параметрах, ПГУ і ЦКШ (циркулюючому киплячому шарі) під тиском, газифікації вугілля у поєднанні з відновленням СО2 та ін. Існуючі натепер кращі пиловугільні паротурбінні ТЕС з традиційною технологією спалювання вугілля мають ККД на рівні 38% з питомими його витратами близько 300 г/кВт?год. Через відсутність резервів для вдосконалення парової турбіни і електрогенератора, подальше підвищення ККД таких ТЕС може бути досягнуто лише шляхом підвищення температури і тиску пари. Але такий шлях можна реалізувати виключно за рахунок використання в котлах і турбінах нових матеріалів і металів з покращеними фізико-механічними характеристиками. Використання високоякісних сплавів дає можливість (теоретично) одержати ККД до 45%, але це потребує дуже значних додаткових витрат. Однак на цей час в ряді країн Європи вже діють нові вугільні ТЕС з підвищеними початковими параметрами і ККД близько 45%. Зараз вважається реальним створення виключно ефективних і екологічно чистих технологій спалювання вугілля, які зможуть забезпечити ККД від 50-53%. Очікується також, що вже до 2030 р. більше 70% вугільних ТЕС в розвинутих країнах Заходу будуть мати ККД від 49 до 50%.
Роботи з вдосконалення технологій спалювання вугілля показали, що підвищення ККД і економічності вугільних ТЕС можливе з використанням т. з. комбінованого циклу з ПГУ і внутришньоцикловою газифікацію вугілля. Такі ТЕС найбільш економічні і екологічно чисті з числа пиловугільних. На цих електростанціях вугілля піддається газифікації і отриманий генераторний газ спалюється в ГТУ.

В процесі газифікації вугілля частка його енергії губиться, тому ККД таких електростанцій складає 46-48%, з перспективою збільшення до 50%. Великий досвід в цьому напрямі має Німеччина, яка, разом з розвитком атомної енергетики, значну увагу приділила використанню власного бурого та кам'яного вугілля. Виявлено, що при доволі високому ККД таких ТЕС обсяги викидів від них у навколишнє середовище в десятки раз менші, ніж у традиційних пиловугільних. В процесі газифікації може бути використане будь-яке низькосортне вугілля, відходи від збагачування вугілля та шлами. Питома вартість ТЕС з ПГУ і внутрішньоцикловою газифікацією вугілля при цьому така ж або навіть трохи менша ніж у традиційних пиловугільних ТЕС.
Інший спосіб підвищення ККД, теж з використанням комбіновного циклу, передбачає використання в одній технологічній схемі газової турбіни і звичайної паротурбінної установки на вугіллі. При цьому передбачається утилізація вихлопних газів ГТУ. ТЕС такого типу споруджені у ряді країн Європи і мають ККД на 2% вище ніж для традиційних, при цьому варгість інвестицій на 1 кВт встановленої потужності знизилася на 12%.
Аналіз набутого в свтгі досвіду показав, що тільки комбіноване використання парових та газових турбін може дозволити суттєво підвищити економічність ТЕС і ТЕЦ – до 60%, з перспективою збільшення до 75%.
Серед усіх видів електростанцій на органічному паливі парогазові найбільш економічні не гільки за ККД, але й за екологічною чистотою та ефективністю використання енергії палива. Крім того, вони мають виключно високі маневрові спроможності. Особливо привабливим виявилося використання парогазових систем з ГТУ при модернізації діючих паротурбінних теплових електростанцій, що знаходяться в експлуатації 30 і більше років. Така модернізація – цє перехід від вугілля і мазуту до природного газу шляхом використання ПГУ з ГТУ і КУ, які встановлюються замість існуючих старих парових котлів. У більшості випадків використовуються вже наявні на електростанції парові турбіни, генератори, конденсатори і системи охолоджувальної води. Залишаються, в основному без зміни, інші елементи устаткування, фундаменти і будівлі. За рахунок модернізації були досягнуті високі техніко-економічні показники – ККД таких теплоелектростанцій після реконструкції складав близько 54%.
В США була проведена широкомасштабна компанія з реконструкції і модернізації діючих теплових електростанцій – модернізовано більше 30 енергоблоків пиловугільних і газомазутних паротурбінних ТЕС і ТЕЦ. Загалом відзначено, що реконструкція із введенням в дію сучасних ПГУ з ГТУ та КУ дозволяє у ряді випадків на 20% підвищити загальний тепловий ККД станції з підвищенням втричі її потужності. При цьому витрати на 1 кВт встановленої потужності, у випадку модернізації старих ТЕС із створенням парогазових, становлять близько 290 доларів США, проти 530 при будівництві нових парогазових станцій і 930 доларів США при будівництві нових пиловугільних ТЕС.
Парогазові теплоелектростанції успішно використовуються у США для забезпечення зростаючої потреби у піковій та напівпіковій потужностях. Зараз у США і ряді країн ЄС збудовано значне число середніх і великих парогазових ТЕС і ТЕЦ на природному газі потужністю 150-650 МВт. Знайшли також широке поширення невеликі парогазові ТЕС електричною потужністю від 410 кВт до 31 МВт, при тепловій потужності від 600 кВт до 31 МВт з ККД близько 50%, оснащені ГТУ, дизелями і паротурбінними установками. Таю ТЕС при робогі на газі і мазуті (резервне паливо) екологічно чисті і високоекономічні в широкому діапазоні умов використання. За наявності сховищ газу і можливості їх використання, технічно і організаційно можна забезпечити безперебійне постачання газу на такі ТЕС і ТЕЦ без резервування мазутом, через відносно незначні реально необхідні його обсяги споживання.
В цілому, дякуючи появі сучасних ПГУ з ГТУ і наявності ринків газу та електроенергії, енергокомпанії країн світу віддають зараз перевагу парогазовим технологіям на природному газі, як найбільш ефективним – з ККД 50%, а у перспективі до 60% і вище. Світовий досвід останніх років показує, що сучасні парогазові технології на природному газі мають безперечні переваги у порівнянні з іншими, що стимулює широке і інтенсивне (на рівні буму) їх впровадження в усьому світі.

Більшість енергокомпаній розвинутих країн світу і особливо країн ЕС, що мають власні ресурси газу або достатньо коштів для його імпорту, енергійно впроваджують цю передову технологію. В цілому основною тенденцію розвитку світової енергетики на період щонайменше до 2030 року безперечно буде тверда орієнтація на сучасні парогазові технології і природний газ в якості основного енергоносія. Надалі прогнозується безперервне збільшення частки вугілля у світовому балансі енергоспоживання, воно стане домінуючим енергоносієм.
Теплова енергетика України знаходиться у стані затяжної кризи. В результаті граничного морального і фізичного зносу, її основні фонди досягли стану, за якого середній ККД українських паротурбінних пиловугільних ТЕС не перевищує на цей час 30%. Тому пріоритетним напрямом розвитку електроенергетики країни повинно стати широкомасштабне технічне переозброєння діючих ТЕС з метою радикального підвищення їх економічності, ефективності і екологічності. Постановою Кабінету Міністрів України прийнята Програма реабілітації ТЕС до 2010 р., реалізація якої вкрай актуальна. Якщо вже зараз не вжити ефективних заходів з оновлення і модернізації ТЕС, то вже через найближчі 5-10 років теплова енергетика стане головним гальмом розвитку економіки України.
Доцільно використати «газову паузу» для виведення необхідної кількості пиловугільних енергоблоків, на оновлення і модернізацію із заміщенням їх на необхідний термін більш економічними на природному газі, наприклад, діючими на цей час газомазутними енергоблоками потужністю 300 і 800 МВт, що зараз недозавантажені. Слід використати також і наявність надлишків електроенергії в країні від АЕС. Через дефіцитність природного газу і зростання його ціни, слід впроваджувати сучасні технології максимально ефективного його спалювання з використанням ПГУ, які можуть до того ж з меншими витратами забезпечити потребу енергетики у маневрових потужностях, яких зараз в України гостро не вистачає, особливо після введення нових атомних блоків, що працюють у «базі».
Свого часу спеціалістами Мінпаливенерго України, разом з експертами Комісій Європейського Співтовариства, Всесвітнього та Європейського Банків Реконструкції і Розвитку, були визначені найбільш перспективні напрями використання вугілля власного видобутку в енергетиці, до яких були віднесені: спалювання вугілля в циркулюючому киплячому шарі (ЦКШ) при атмосферному тиску; спалювання вугілля в ЦКШ під тиском; впровадження ПГУ з внутрішньо-цикловою газифікацією вугілля. Тим самим розвиток теплової енергетики може бути зорієнтований на власні паливні ресурси (вугілля) та енергомашинобудівний комплекс. При цьому, для впровадження нової техніки і технології, виникне необхідність у значних капіталовкладеннях як вітчизняних, так і зарубіжних інвесторів (з країн ЄС і Росії), які вже зараз зацікавлені в імпоргі електроенергії з України. Впровадження нових екологічно чистих технологій спалювання вугілля, а також високоефективних парогазових технологій найбільш доцільне при максимальному використанні майданчиків старіючих ТЕС, їх будівельної частини та інфраструктури. Однією з найбільш ефективних і екологічно чистих технологій може стати внутрішньоциклова газифікація вугілля з наступним використанням отриманого генераторного газу в ПГУ. Суттєвою перевагою такої технології є можливість ефективного спалювання низькоякісного твердого палива, у т. ч. бурого вугілля, сумарні запаси якого в Україні складають близько 8 млрд. т. Рівень цін на українське буре вугілля у 3-4 рази нижчий ніж на енергетичне кам'яне вугілля власного видобутку, до того ж буре вугілля за відносно невисокої теплової цінності має суттєву перевагу при внутрішньоцикловій газифікації, обумовлену його високою реакційною спроможністю. Такі технології давно освоєні в країнах Заходу. З урахуванням обсягів запасів бурого вугілля в Україні і розміщення його родовищ через 15-20 років може стати економічно виправданим, наприклад, для газових ТЕЦ м. Києва і міських котелень використання у якості основного енергоносія генераторного газу (замість дефіцитного природного), який буде отримуватися шляхом газифікації бурого вугілля Олександрійського та Болградського родовищ (відстань до Києва приблизно 200 км, видобуток відкритим способом) з загальними ресурсами більше 4 млрд. т. Запасів вугілля може вистачити місту на 400-500 років. Зараз на розрізах цих унікальних родовищ видобуток вугілля майже припинився.
Крім генераторного газу, перспективним можна вважати використання в теплоенергетиці України у майбутньому шахтного метану з вугільних товщ (пластів і супутників). Ресурси цього газу тільки в Донбасі складають не менше 0,75-0,86 трлн. м куб.
• • • • •

Проблемы безопасности

 

Дмитрий Зеркалов

Тигипко: «Власть – это не владение заводами, морями, пароходами, а эффективное управление чужой «государственной» собственностью в свою пользу под крышей Президента.»