Конкурентні переваги України на світових ринках енергоресурсів

Економічно доцільні об'єми видобутку коксівного вугілля можуть скласти до 40 млн. т, що разом із зростанням попиту може призвести до дефіциту у 4 млн. т. вугілля лише в оптимістичному сценарії. Беручи до уваги основну категорію споживачів коксівного вугілля, рішення про варіанти покриття дефіциту, а саме імпорт або збільшення видобування в Україні повинно прийматися приватними компаніями, базуючись на конкретних потребах підприємств та ринкових цінах на коксівне вугілля (імпортних і внутрішніх, що відображають реальну собівартість його видобутку).

При зростанні цін на кам'яне вугілля, потрібно розглянути можливість поновлення видобутку бурого вугілля в Україні. Для цього треба розробити ТЕО з будівництва енергоблоків з використанням бурого вугілля.

Природний газ. Видобуток газу - одна із ключових галузей паливно-енергетичного комплексу України. Україна посідає п'яте місце в Європі за обсягами видобутку газу й може пишатися столітньою історією газової галузі. Власний видобуток газу грає винятково важливу роль у забезпеченні енергетичної безпеки країни, тому розвиток газової галузі є державним пріоритетом.

Видобуток природного газу в Україні почався у 1912 р. і до середини 1950-х рр. розвивався порівняно повільними темпами. Новий етап у розвитку газової галузі почався із введенням в експлуатацію найбільшого в Україні Шебелинського газового родовища (обсяг запасів - 650 млрд. куб. м) і відкриттям ряду великих родовищ наприкінці 50-60-х рр. У 1975 р. обсяг видобутку газу в Україні досяг історичного максимуму і з тих часів поступово знижувався, стабілізувавшись у 1998 р. В останні 15 років щорічний обсяг видобутку газу перебуває в діапазоні від 18 до 21 млрд. куб. м.

У 2015 році використання газу в Україні скоротилося на 8,8 млрд кубометрів, що на 21% менше, ніж було у 2014 році.Найбільше скорочення використання газу відбулося у побутових споживачів - на 3,8 млрд кубометрів, або ж на 25%.Використання газу для виробництва теплової енергії для населення підприємствами ТКЕ за минулий рік скоротилося на 1,2 млрд кубометрів, або ж на 17%. Використання газу в промисловості скоротилося на 3,2 млрд кубометрів, або ж на 22%. Використання газу підприємствами ТКЕ для виробництва тепла для промисловості та бюджетних установ скоротилося на 0,3 млрд кубометрів, або ж на 23%.

Рис. 2.3 Споживання газу в Україні за 2014 - 2015 рр., млрд. м3

Потенційні ресурси традиційного газу в Україні на сьогодні становлять 5,4 трлн. куб. м, балансові запаси - 1,1 трлн. куб. м. На території країни перебувають три нафтогазоносних райони: Східний, Західний і Південний. На Східний район у 2010 р. припадало більше 80% балансових запасів і близько 90% видобутку газу. На Західний на теперішній час припадає 13% балансових запасів і 6% видобутку. У Південному районі видобуток ведеться як на суші, так і на мілководному шельфі Чорного й Азовського морів. Сумарно видобуток у цьому регіоні становить 5% загального обсягу по країні, а балансові запаси - 6% загальної величини.[30]

За попередніми оцінками, Україна також багата на значні ресурси нетрадиційного газу, включаючи газ глибоководного шельфу Чорного моря. За різним даними, сумарні потенційні ресурси газу щільних порід, сланцевого газу, метану вугільних пластів і газу глибоководного шельфу Чорного моря можуть становити від 20 до 50 трлн. куб. м. Варто брати до уваги попередній характер оцінок, і реальний обсяг, так само, як і можливість видобутку цих ресурсів, підлягає уточненню в міру проведення геологорозвідувальних робіт. Однак такий високий ресурсний потенціал повинен стати достатнім стимулом для активної розвідки всіх перерахованих видів нетрадиційного газу.

У цей час близько 90% видобутку здійснюється державними компаніями. Залучення приватних компаній у галузь залишається обмеженою, що може стати перешкодою для її подальшого розвитку. Стратегічний пріоритет держави в найближчому майбутньому - залучення приватних видобувних і сервісних компаній до розвідки й видобутку газу на території України, особливо з нетрадиційних родовищ, що потребуватиме істотних інвестицій, застосування нових технологій і сучасної організації праці.

Умови видобутку природного газу в Україні постійно ускладнюються у зв'язку з поступовим виснаженням запасів найбільш високої якості і зростанням частки запасів більш низької якості, з меншим потенціалом витягу. Для видобутку газу в Україні характерні такі тенденції:

Ш Високий ступінь виснаження первісних запасів великих родовищ (60-70% для Шебелинського, Яблунівського, Єфремівського та Західно-Хрестищенського родовищ);

Ш Низькі темпи розвідки нових запасів (коефіцієнт заміщення добутих обсягів газу новими запасами в останні 20 років є нижчим за 100%);

Ш Низька якість нових запасів (запаси роздрібнені між великою кількістю невеликих родовищ і значна частина цих запасів належить до категорії важковидобувних);

Ш Підвищення глибини буріння як на наявних, так і на нових родовищах (середня глибина буріння для видобутку газу в Україні становить близько 3500 м, а максимальна вже перевищує 6000 м).

Незважаючи на те, що умови видобутку постійно ускладнюються, за останні 15 років Україні вдавалося зберігати стабільні обсяги видобутку газу. Є підстави припускати, що й у наступні два десятиріччя річні обсяги видобутку мають можливість зберегтися на рівні 20 млрд. куб. м завдяки таким заходам:

Ш Розроблення нових родовищ на суші, у тому числі дрібних (1-5 млрд. куб. м запасів) і дуже дрібних (до 1 млрд. куб. м) за умови економічної доцільності такого розроблення;

Ш Активне освоєння мілководного шельфу (глибина моря до 350 м). Уже в найближчі п'ять років можливе подвоєння видобутку з мілководних родовищ, що дасть близько 1 млрд. куб. м щорічного приросту видобутку;

Ш Освоєння прибережної області Чорного й Азовського морів і дельт рік;

Ш Впровадження ефективних технологій буріння на глибині 6000-7000 м;

Ш Підвищення віддачі пласта на наявних свердловинах.

Проте, залежно від успішності реалізації позначених заходів, фактичні обсяги видобутку до 2030 р. можуть скласти від 15 до 24 млрд. куб. м.

Ускладнення умов видобутку природно призведе до поступового зростання собівартості . Водночас операційну ефективність державних видобувних компаній можна істотно підвищити, і заходи в цій області варто проводити постійно. З урахуванням цих різноспрямованих тенденцій середнє зростання собівартості в 2010-2030 рр. складе 3-5% на рік, у результаті чого в 2030 р. середньозважена собівартість складе від 650 до 900 грн. за 1 тис. куб. м.

Зростання обсягу геологорозвідувальних робіт, що потрібне для нарощування видобутку з нових родовищ, можливе тільки при здійсненні інвестицій у геологорозвідувальні роботи. Збільшення глибини буріння й більш широке поширення заходів із підвищення віддачі пласта, у свою чергу, потребуватимуть додаткових інвестицій у видобуток. Загальний обсяг інвестицій у галузь буде збільшуватися на 3-5% на рік і за весь період до 2030 р. складе 110-125 млрд. грн.

Крім того Україна має значний ресурсний потенціал видобутку газу глибоководного шельфу, газу щільних порід, сланцевого газу і метану вугільних порід. Вказані види газу умовно об'єднані під поняттям «нетрадиційного газу», оскільки розвідка всіх цих видів газу в Україні знаходиться на початковому етапі і жоден з них ще не видобувається в промислових масштабах. У зв'язку з відсутністю точних геологічних даних про нетрадиційні ресурси, а також ресурси глибоководного шельфу, наразі існує значна невизначеність в оцінках можливих обсягів і вартості видобутку нетрадиційного газу. Однак первинна інформація про характеристики геологічних структур і результати аналізу технологічних аспектів майбутнього видобутку дають можливість побудувати попередні прогнози на основі порівняння зі схожими ситуаціями зі світової практики. Мета таких попередніх прогнозів - установити ймовірний діапазон собівартості і потенціал видобутку. При цьому основне завдання держави полягає у стимулюванні розвитку зазначених видів видобутку і залученні в галузь учасників, які мають сучасні технології, досвід роботи і необхідні фінансові ресурси. Зазначені прогнози ґрунтуються на припущенні, що в Україні найближчими роками будуть створені такі сприятливі умови для розроблення нетрадиційних запасів.

Основним питанням при реалізації проектів із розвідки й видобутку нових видів газу є їхня економічна окупність. В основному, рентабельність видобутку залежатиме від альтернативної вартості газу, тобто від можливої ціни заміщення імпортом. Якщо альтернативна вартість імпортного газу істотно і стабільно перевищує витрати на видобуток певного виду запасів, то видобуток оцінюється як рентабельний й економічно доцільний.

Газ глибоководного шельфу Чорного моря (глибина більше 350 м) розглядається в одній категорії з нетрадиційним газом у зв'язку з малою вивченістю ресурсів глибоководного шельфу Чорного моря й відсутністю в Україні технологій із його видобутку. Основні характерні особливості глибоководних родовищ - висока вартість розвідки, значні капіталовкладення у видобуток та інфраструктуру й висока невизначеність відносно успішності проектів.

За різними оцінками, запаси глибоководного шельфу України можуть становити від 4 до 13 трлн. куб. м газу. Глибина Чорного моря доходить до 2000 м. Світовий досвід роботи в аналогічних умовах показує, що собівартість видобутку на глибоководному шельфі перебуває в діапазоні від 600 до 1000 грн. за 1 тис. куб. м. Розвідка глибоководного шельфу традиційно забирає значний час, особливо на глибинах, порівнюваних із чорноморськими. У разі успішної розвідки видобуток може початися вже в 2022 р. Оцінка потенціалу видобутку зроблена на основі аналізу міжнародної практики освоєння нових глибоководних районів: прогнозований обсяг на 2030 р. оцінюється в 7-9 млрд. куб. м. на рік. Інвестиції у проведення всіх робіт для підготовки й початку промислового видобутку в зазначених обсягах можуть скласти 80-90 млрд. грн.

Газ щільних порід може стати найбільш перспективним для України видом нетрадиційного газу. Газ щільних порід (далі ГЩП) - газ, який міститься у породах зі зниженою пористістю й проникністю, тому видобуток цього газу відбувається з використанням гідравлічного розриву пласта. Методики геологічної розвідки ГЩП і традиційного газу схожі, що може сприяти проведенню стадії розвідки ГЩП швидше, ніж для інших видів нетрадиційного газу.

За попередніми оцінками, в Україні ресурси ГЩП складають від 2 до 8 трлн. куб. м. Глибина залягання приблизно половини цих ресурсів становить 4-4,5 км. Ряд міжнародних компаній планують найближчим часом провести більш ретельну оцінку окремих родовищ ГЩП.

Порівняння з районами, які мають схожі характеристики, показує, що прогнозована собівартість видобутку газу щільних порід в Україні може становити 1500-2200 грн. за 1 тис. куб. м. Економічна привабливість і відносна простота розвідки ГЩП дають підстави припускати, що промисловий видобуток може початися вже в 2017 р., а потенціал видобутку в 2030 р. може скласти 7-9 млрд. куб. м. Для реалізації всього потенціалу видобутку ГЩП знадобляться інвестиції у розмірі 55-65 млрд. грн. до 2030 р.

Сланцевий газ складається переважно з метану і міститься у сланцевих породах. Відмінні риси сланцевих родовищ - невисока концентрація газу й низька проникність газоносних порід, що визначає технологію його видобутку: буріння горизонтальних свердловин із подальшим гідравлічним розривом пласта. Навіть при використанні такої технології середній дебіт і строк роботи свердловини сланцевого газу найчастіше нижчі, ніж аналогічні показники для свердловини традиційного газу. У зв'язку із цим промисловий видобуток сланцевого газу потребує постійного буріння нових свердловин і освоєння великих площ.

Найбільш значні ресурси сланцевого газу в Україні знаходяться у Західному і Східному районах і, за попередніми оцінками, становлять 5-8 трлн. куб. м, при цьому ймовірність видобутку становить тільки 1-1,5 трлн. куб. м. Вже в 2012 р. намічене проведення більш ретельної розвідки ресурсів.

Порівняння з районами, які мають зіставні характеристики, показує, що прогнозна собівартість видобутку сланцевого газу в Україні, ймовірно, буде в діапазоні від 2100 до 2800 грн. за 1 тис. куб. м. Такий високий рівень собівартості означає, що сланцевий газ буде вигідно добувати тільки у разі реалізації базового або оптимістичного сценаріїв. Передбачається, що промисловий видобуток сланцевого газу в Україні почнеться не раніше 2022 р., зважаючи на наявність низки бар'єрів (наприклад, відсутності достатньої кількості бурових установок, необхідності відведення значних площ землі в густонаселених районах, потребі у зниженні екологічних ризиків). Потенціал видобутку до 2030 р. може скласти 6-11 млрд. куб. м. Для реалізації повного потенціалу видобутку сланцевого газу необхідні інвестиції в розмірі 35-45 млрд. грн. до 2030 р.

Метан вугільних пластів (МВП) міститься у суміші газів, яка супроводжує вугільні пласти. На відміну від традиційних родовищ, де газ перебуває у вільному стані, метан міститься в порах і тріщинах вугільної породи, а також у сорбованому вигляді. Тому для видобутку метану вугільних пластів також використовується гідравлічний розрив пласта. Після гідравлічного розриву настає період зневоднювання родовища (2-3 роки), і тільки на третій-четвертий рік розроблення родовище виходить на максимальний обсяг видобутку.

Існує чотири способи видобутку МВП: з вугільних родовищ, з діючих вугільних шахт за допомогою дегазації, з вентиляційного повітря діючих вугільних шахт і з закритих вугільних шахт. Найбільш поширені у світі перші два способи. В Україні вже реалізований ряд проектів із видобутку МВП за допомогою дегазації. МВП, видобутий на діючих шахтах, використовується для генерації електроенергії й тепла для власних потреб цих шахт і заміщає собою вугілля. Самостійний видобуток МВП із вугільних родовищ має найбільший потенціал за обсягами газу, який видобувається.

Потенційні ресурси МВП оцінюються в діапазоні від 12 до 25 трлн. куб. м, 90% яких перебувають у Східному і Західному районах. Але технічна можливість витягу значної частки цих запасів залишається під сумнівом, тому що вугільні пласти в Україні залягають на значній глибині (від 500 до 5000 м) і мають невелику товщину (до 2 м).

З урахуванням світового досвіду й особливостей ресурсів МВП в Україні собівартість самостійного видобутку з вугільних родовищ може скласти від 2300 до 3300 грн. за 1 тис. куб. м. При такій високій собівартості видобуток МВП стає економічно привабливим тільки з 2025 р. за реалізації базового сценарію і з 2020 р. - за реалізації оптимістичного сценарію. Потенціал видобутку у 2030 р. може скласти 1-3 млрд. куб. м. Щоб досягти такого обсягу видобутку, потрібно інвестувати 12-15 млрд. грн. у розвідку, створення інфраструктури та видобуток МВП.

У системі GTAP (GlobalTradeAnalysisProject), яка є ліцензованим програмним забезпеченням Державного науково-дослідного інституту інформатизації та моделювання економіки, було проведено моделювання динаміки основних макроекономічних показників України при зростанні продуктивності факторів виробництва у вітчизняній газовидобувній галузі. GTAP - є сучасним інструментом економічного аналізу, моделювання та прогнозування економічного розвитку країн, галузей і навіть окремих видів економічної діяльності. У рамках GTAP створено глобальну базу даних таблиць «Витрати - Випуск» та модель загальної рівноваги, що у комплексі дозволяє кількісно оцінювати зміни у світовій торгівлі. Метою проекту є створення глобальної бази даних, яка дозволить кількісно оцінювати моделі світової торгівлі.

Використовуючи моделі загальної рівноваги, GTAP дає змогу оцінити наслідки зміни параметрів зовнішньоторговельних угод, беручи до уваги взаємопов'язаність усіх ринків глобальної економіки з простеженням впливу зміни ситуації на даному ринку на такі макроекономічні показники, як ВВП, зайнятість, перерозподіл ресурсів між секторами економіки тощо. Нова версія програми GTAP 9.0 дозволяє визначити динаміку розвитку за вищезазначеними показниками для 140 країн світу за 57 секторами економіки

Складовими елементами проекту GTAP є:

- повністю документарна, доступна для широкої публіки, база даних, що охоплює світову економічну систему;

- модель загальної рівноваги;

- програмне забезпечення для використання бази даних і розрахунків на стандартній моделі;

- консорціум національних і міжнародних агентств, що підтримують даний проект;

- глобальна мережа з понад 3700 дослідників у більш ніж 100 країнах світу, які займаються проблемами торгівлі та охорони навколишнього середовища;

- сайт в Інтернеті, який слугує поширенню даних, програмного забезпечення, а також інформації, що стосується проекту.

Макроекономічні дані для баз даних GTAP отримуються від Світового банку та використовуються для того, щоб забезпечувати відповідність таблиць «витрати-випуск» макроданим для базового року.

В ході дослідження розглянуто вплив на такі макропоказники:

- зміни в обсягах виробництва за секторами економіки;

- зміни в обсягах експорту та імпорту;

- динаміка ВВП.

Згідно з оновленою методологією GTAP фактори виробництва, за якими відбувалось зростання продуктивності, були класифіковані наступним чином:

- земля;

- капітал;

- кваліфікована робоча сила;

- некваліфікована робоча сила;

- природні ресурси.

Для виконання поставленого завдання в програмному забезпеченні GTAP в загальну рівновагу було введено технологічну змінну (aoall - outputaugmentingchangeinsectorjofregionr) в добуванні природного газу в Україні значенням в 1%. Таким чином передбачається визначити віддачу для національної економіки при зростанні продуктивності у вітчизняному секторі газовидобування на 1%. Використовувався такий метод рішення як Метод Ейлера (3 рішення, 2­4­6 кроків у рішенні, 98% ­вий рівень точності рішення). Структура вихідних даних та опис агрегації даних на основі якої було проведено дослідження:

- базові дані Gtap DataBase (version 9.0)

- базовий рік: 2016

- сформована агрегація - 11 регіонів і 12 секторів.

За результатами моделювання, зростання продуктивності використання факторів виробництва у вітчизняній газовидобувній галузі на 1% призводитиме до прискорення позитивної динаміки ВВП України на 0,0041%, що у вартісному вираженні становитиме 6,6 млн. дол. США. Найбільший внесок у дане зростання відбуватиметься за рахунок споживання домашніх господарств та інвестицій суб'єктів господарювання. Разом з цим, падіння сукупного експорту уповільнюватиме темпи зростання ВВП (Таблиця2.1).

Таблиця 2.1 Зміна структури ВВП країн світу та України за результатами моделювання, млн. дол. США

Складові ВВП	Україна	Росія	ЄС-28	Країни Пв. Америки	Країни ОПЕК	Китай	Туреччина	Країни Латинської Америки	Країни Африки	Країни Азії	Решта країн світу
Урядові витрати	1,59	-0,61	0,27	-0,43	-0,11	-0,08	0,03	-0,13	-0,06	-0,11	-0,13
Споживання домашніх господарств	5,45	-1,54	0,75	-1,77	-0,42	-0,21	0,16	-0,47	-0,21	-0,41	-0,41
Інвестиції суб'єктів господарювання	5,07	-0,76	-1,03	-1,98	-0,34	-0,99	0,02	-0,59	-0,17	-1,22	-0,39
Експорт	-5,14	-0,90	0,44	0,62	-0,35	0,40	-0,03	0,19	-0,04	0,08	-0,20
Імпорт	-0,35	0,97	0,74	1,01	0,39	0,29	0,04	0,27	0,17	0,96	0,41
Всього	6,63	-2,84	1,18	-2,54	-0,85	-0,58	0,22	-0,73	-0,32	-0,70	-0,71

Позитивна динаміка ВВП спостерігатиметься, в першу чергу, завдяки зростанню видобутку природного газу на 1,46%. Втім, оскільки ефективність використання поточних факторів виробництва галузі збільшується на 1%, решта 0,46 відсоткових пунктів зростання будуть забезпечені за рахунок перетікання факторів виробництва з інших галузей і секторів економіки, за рахунок чого динаміка виробництва в них зазнає вкрай незначного падіння (Таблиця 2.2).

Таблиця 2.2 Зміна обясгів виробництва товарів і послуг на 1% збільш. видобутку газу в Україні (за результатами моделюванняGTAP)

Сектори економіки	Зміни в обсягах виробництва, %
Вугільна промисловість	-0,001
Нафтовидобування	-0,001
Газовидобування	1,459
Виробництво пального	-0,001
Генерація електроенергії	-0,001
Транспортування газу	0,002
Металургійне виробництво	-0,006
Продукція хімічної галузі промисловості	-0,004
Інші товари промислового виробництва	-0,005
Продукція сільськогосподарської галузі та харчової промисловості	-0,002
Послуги, крім будівництва	0,000
Будівництво	0,014

Відповідно до одержаних результатів, зростання обсягів добування природного газу призведе й до незначного нарощення послуг з його транспортування (0,002%), а також зростання вітчизняного сектору будівництва (0,014%).

Для визначення, якою мірою зростаючі обсяги виробництва розподіляться між внутрішнім споживанням на нарощуванням експорту, в системі GTAP використовується рівняння MKTCLTRD, яке обчислюється за формулою:

, (2.1)

де qo(i, r) - приріст обсягу виробництва товару/послуги і в країні r за рахунок внесення змінної в процесі моделювання;

SHRDM(i, r) - частка внутрішніх продажів у загальному обсязі реалізації товару/послуги і в країні r;

qds(i, r)- вартісні обсяги внутрішніх продажів товару/послуги і в країні r;

SHRXMD(i, r, s) - частка експорту товару/послуги і країною r до країни sу загальному обсязі реалізації товару/послуги і в країні r;

qxs(i, r, s) - вартісні обсяги експорту товару/послуги і країною r до країни s.

Результати моделювання засвідчують, що 99,97% додаткового видобування природного газу спрямовуватимуться на внутрішнє споживання, тоді як на експорт йтиме лише решта 0,03%. Однак навіть таке незначне спрямування додаткового видобутку газу на зовнішні ринки призведе до зростання експорту цієї продукції на 2,955%. Втім, за рештою товарних груп експорт зазнає незначного скорочення у зв'язку зі скороченням виробництва, внаслідок чого сукупний експорт, як наведено в табл. 1, скоротиться на 5,14 млн. дол. США.

Наступним кроком в моделюванні було визначення того, яка частка з додаткового споживання природного газу в разі зростання обсягів його виробництва буде спрямована кожному з економічних агентів (уряду, суб'єктам господарювання, приватним домогосподарствам) на внутрішньому ринку. Для цього в системі GTAP було використано рівняння MKTCLDOM, що обчислюється за формулою:

(2.2)

SHRDFM(i, j, r) - частка продукції і внутрішнього виробництва, що споживається галуззю j в країні r;

SHRDPM(i, r), -GM(i, r) - частка продукції і внутрішнього виробництва, що споживається, відповідно, домашніми господарствами та урядом, в країні r.

qfd(i, j, r) -попит на продукцію і внутрішнього виробництва зі сторони галузі j в країні r;

qpd(i, r) - попит домашніх господарств на продукцію і внутрішнього виробництва в країні r;

qgd(i, r) - попит уряду на продукцію і внутрішнього виробництва в країні r.

Відтак, встановлено, що з усіх додаткових обсягів внутрішнього споживання природного газу вітчизняного видобутку основна частка припадатиме на суб'єкти господарювання - 78,1%, решту буде спожито приватними домогосподарствами (21,9%), тоді як уряд закупівлі газу для власних потреб не збільшить. Серед газу, що припадає на суб'єкти господарювання, 53,5% буде спожито хімічною галуззю промисловості, - 16,8% металургійною, 13,2% - сферою послуг, 5,5% - іншими галузями промислового виробництва.

Визначення того, звідки в даному випадку відбудеться основний перетік капіталу і робочої сили (як кваліфікованої, так і некваліфікованої) потребує використання в системі GTAP рівняння MKTCLENDWM, яке обчислюється за формулою:

, (2.3)

де SHREM(i, j, r) - частка мобільного фактору виробництва і, задіяного в галузі j країною r;

qfe(i, j, r) -попит на фактор виробництва і, для потреб галузі j в країні r.

Відповідно до результатів моделювання, найбільше робочої сили та капіталу в умовах зростання продуктивності в галузі газовидобування перетече з таких галузей української економіки як металургійна, хімічна та виробництво іншої промислової продукції.

Що стосується імпорту, то зростання продуктивності факторів виробництва у сфері газовидобування на 1% незначною мірою вплине на його динаміку в Україні. Найбільшою буде зміна в імпорті самого природного газу (падіння на 0,018%). За всіма іншими галузями зміни в обсягах імпорту будуть вкрай неістотні. За даними таблиці 1, загалом сукупний імпорт зросте всього на 0,35 млн. дол. США, в основному завдяки таким галузям економіки як будівництво, продукція промислового виробництва та сфера послуг.

Отже, зростання продуктивності використання факторів виробництва у вітчизняному газовидобуванні на 1% в цілому матиме позитивний вплив на економіку України: ВВП зросте на 6,6 млн. дол. США, обсяги добування газу зростуть на 1,459%, експорт - на 2,955%, імпорт знизиться на 0,018%. Випереджаюче зростання обсягів видобутку порівняно зі зростанням продуктивності відбудеться завдяки незначному перетіканню факторів виробництва з металургійної та хімічної галузей до галузі газовидобування. Однак ці ж галузі стануть основними споживачами додаткових обсягів природного газу. В цілому в підприємницький сектор буде спрямовано 78,1% додаткового видобутих обсягів газу, решта 21,9% піде на споживання домашнім господарствам.

Провівши даний аналіз я дійшов висновків, що при зростання продуктивності використання факторів виробництва у вітчизняному газовидобуванні на 1% в цілому матиме позитивний вплив на економіку України: ВВП зросте на 6,6 млн. дол. США, обсяги добування газу зростуть на 1,459%, експорт - на 2,955%, імпорт знизиться на 0,018%. Випереджаюче зростання обсягів видобутку порівняно зі зростанням продуктивності відбудеться завдяки незначному перетіканню факторів виробництва з металургійної та хімічної галузей до галузі газовидобування. Однак ці ж галузі стануть основними споживачами додаткових обсягів природного газу. В цілому в підприємницький сектор буде спрямовано 78,1% додаткового видобутих обсягів газу, решта 21,9% піде на споживання домашнім господарствам.

Нафта та газовий конденсат.В останні роки видобуток нафти в Україні поступово знижувався. У 2008 р. власний видобуток нафти й газового конденсату становив 4,5 млн. т. До 2015 р. він впав до 3,6 млн. т, з яких 3 млн. т припадало на Східний район і близько 0,5 млн. т - на Західний. В Азовсько-Південному районі видобуток становив усього близько 90 тис. т рідких вуглеводнів на рік.[30]

Один із ключових чинників, який пояснює зниження видобутку, - виснаження великих родовищ за відсутності розвідки нових запасів, а також низький коефіцієнт видобування нафти, який не перевищує в середньому, 30% . Через недостатній рівень інвестицій у геологорозвідувальні роботи останніми роками, у майбутньому очікується спад видобутку з наявних родовищ до рівня 1,7 млн. т до 2020 р. Середнє виробництво складе 68-70% від рівня запасів, які видобуваються. При цьому до 2020 р. буде введено в роботу лише біля десяти нових родовищ, сумарний обсяг видобутку з яких складе не більше 0,7 млн. т. З них 500 тис. т припадатиме на Суботинське шельфове родовище, яке стане найбільшим діючим в Україні. Основним пріоритетом держави в регулюванні видобутку рідких вуглеводнів на наступні роки має стати стимулювання збільшення обсягу проведених геологорозвідувальних і бурових робіт, в тому числі із залученням іноземних інвестицій

За умови істотного збільшення інвестицій у геологорозвідувальні та бурові роботи найближчими роками можна почати активне розроблення родовищ із відносно невеликим обсягом доведених ресурсів. Необхідний обсяг інвестицій для проведення геологорозвідувальних і бурових робіт на нових родовищах може скласти 30-40 млрд. грн. Із загального обсягу інвестицій близько 80% піде на буріння свердловин і розвиток необхідної інфраструктури, а решта 20% будуть витрачені на геологорозвідувальні роботи.

Додатковий потенціал збільшення видобутку нафти також існує при успішному проведенні геологорозвідувальних робіт на великих глибинах залягання ресурсів (більше 4000 м) і в транзитних прибережних зонах, де наразі розвідувальні роботи не ведуться.

Здійснення зазначених заходів дозволить до 2030 року домогтися введення в експлуатацію близько 100 дрібніших родовищ із сумарним видобутком близько 2,8 млн. т на рік і дасть можливість повернути видобуток на колишній рівень у 3,6 млн. т до 2030 р. При цьому, залежно від успішності проведення заходів, активності введення нових родовищ і застосування заходів інтенсифікації, рівень видобутку із традиційних родовищ до 2030 р. може коливатися в районі 2,7-4,5 млн. т.

При цьому собівартість видобутку рідких вуглеводнів зросте з 80-96 грн. (10-12 дол. США) за барель у 2010 р. до приблизно 200-216 і 240-256 грн. (25-27 і 30-32 дол. США) за барель у 2020 і 2030 р. за рахунок таких основних чинників:

Ш Збільшення питомих капітальних витрат на видобуток нафти з нових дрібних родовищ;

Ш Збільшення операційних витрат на інтенсифікацію родовищ із низьким поточним дебетом.

Стратегічно важливий напрямок розвитку нафтовидобутку в Україні - розвідка й видобуток на глибоководному шельфі. Наразі ресурси Чорного моря ще слабо вивчені, але, за первинними оцінками, чорноморські запаси нафти можуть скласти близько 1 млрд. т.

Світовий досвід в освоєнні нових глибоководних районів показує: якщо до 2015 р. забезпечити необхідний обсяг інвестицій у геологорозвідку, то вже до 2020-22 рр. Україна зможе почати глибоководний видобуток у промислових масштабах. З урахуванням можливих темпів проведення бурових робіт і очікуваної ймовірності виявлення запасів нафти, видобуток почнеться в 2020-22 рр. із мінімального рівня 0,1 млн. т, до 2025 р. річний рівень видобутку може скласти 0,9-1 млн. т, а до 2030 р. Україна зможе видобувати 3,5 млн. т нафти й газового конденсату щорічно.

Інвестиції у проведення всіх робіт для підготовки й початку промислового видобутку (у геологорозвідувальні роботи, на створення інфраструктури й видобуток) можуть скласти 55-60 млрд. грн. Ці інвестиції будуть спрямовані як на забезпечення видобутку в зазначених обсягах, так і на продовження активного розвитку глибоководного шельфу після 2030 року.

Середньозважена собівартість видобутку нафти на глибоководному шельфі може варіюватися від 120 до 320 грн. (від 15 до 40 дол. США) за барель залежно від умов видобутку й характеристик родовища, у середньому становлячи близько 160-200 грн. (20-25 дол. США) за барель.

2.2 Вартісний фактор атомної енергетики України, як конкурентна перевага для розвитку економіки

Сьогодні атомна енергетика України є базовою складовою в її енергозабезпеченні, виробляючи понад 50% електроенергії. Частка ядерної енергії в енергобалансі країни у відносно короткі терміни почала істотно збільшуватись, а національне ядерне законодавство - активно удосконалюватися відповідно до світових стандартів. Це стало важливим чинником надійного енергозабезпечення споживачів України в умовах дефіциту вугілля через фактичну окупацію РФ частини Донбасу.

На АЕС капіталовкладення значно вищі, ніж по потужних ГРЕС, і складають 190 -300 грн/кВт. Однак, собівартість виробництва електроенергії на АЕС, нижча ніж наГРЕС, що пояснюється низькою паливною складовою собівартості виробництва електроенергії на АЕС. В Україні вона складає половину вартості 1кВт.год, яка виробляється на ТЕС, в Росії - 25%. Це пояснюється тим, що Україна ядерне паливо купує, свій замкнений цикл його виробництва тільки налагоджується.

Укрупнено річні затрати виробництва по АЕС визначаються за формулою:

І = ВЦп + (ам + рем + інші)К + Ізп = Іп + К + Ізп, (2.4)

де: В - річний розхід палива, т/рік;

Цп - ціна палива франко-станція; грн/тонн;

К - сумарні капіталовкладення в АЕС;

ам - коефіцієнт, який враховує відрахування на амортизацію (приймається в розрахунках 0,06 - 0,08);

рем - коефіцієнт, який враховує затрати на поточний ремонт (може прийматись 0,2ам);

інші - коефіцієнт, який враховує інші затрати (може прийматись рівним 0,35ам);

- коефіцієнт, який враховує всю суму затрат, в укрупнених розрахунках, приймається пропорційним капіталовкладенням;

Ізп - затрати на зарплату, ти на зарплату, рахунках визначається через штатний коефіцієнт. На АЕС складова затрат виробництва по заробітній платі становить 10% від суми Іп + К. Тому, якщо штатний коефіцієнт відомий, затрати виробництва орієнтовно визначаються: І = (Іп + К)1,1.

Виходячи із вищевикладеного, констатуємо, що собівартість енергії АЕС, в основному, залежить від затрат на паливо і питомих капіталовкладень. При цьому складова К є вищою від затрат на паливо, оскільки питомі капіталовкладення є відносно високими. При визначенні розходу палива на АЕС враховується те, що при поділі ядер, які містяться в 1кг урану, чи плутонію, виділяється 19·109·4,19 кДж тепла. При роботі реактора приблизно 15% палива перетворюється в неділимі ізотопи. В результаті кількість тепла Q і електроенергії E на 1 кг ядерного палива приблизно складає: Q4.191910 (10.15)67.6710 кДж/кг

Таким чином, 1 грам ядерного палива забезпечує одержання 10000кВт.год електроенергії, на яку необхідно було б витратити 3,2 - 3,5т органічного палива в умовному перечисленні. Розрахунок вартості витраченого палива ускладнюється, якщо реактори АЕС працюють на швидких нейтронах. При цьому враховується вартість відтвореного палива і її слід вирахувати із паливної складової річних затрат АЕС.На атомних ТЕЦ собівартість теплової і електричної енергії може бути визначена з використанням фізичного методу рознесення затрат на два види енергії. За наявної моделі Оптового ринку єдиним покупцем електроенергії є ДП «Енергоринок». А держрегулятор - НКРЕКП - встановлює фіксовані тарифи на електроенергію, вироблену на АЕС. Ці тарифи ґрунтуються на витратному методі ціноутворення. Водночас фіксується не тільки величина, але й постатейна структура витрат.Саме через те, що частка атомної електроенергії в загальному виробництві електроенергії у країні є настільки суттєвою, єдиним механізмом стримування оптової та роздрібних цін на електроенергію в останні роки, зокрема, й після революції, є утримання на мінімальному рівні тарифу НАЕК «Енергоатом».Достатньо подивитися на динаміку змін середньорічних тарифів ТЕС, АЕС і ГЕС із 2000 до 2015 року. Якщо у 2000 році тариф теплової та атомної електроенергії відрізнявся приблизно на третину на користь теплової, то у 2015 році різниця склала 2,2 раза. А в окремі роки, наприклад, у 2010-2012 рр., тарифи теплової генерації перевищували атомні утричі. Навіть тариф на електроенергію, вироблену на гідроелектростанціях (ГЕС), тобто генерацією, у якій немає паливної складової, цьогоріч у 1,7 раза вищий, ніж для атомної.

За останні два роки значно змінилася і структура тарифу на атомну електроенергію. Якщо у 2013 році на купівлю свіжого ядерного палива (ЯП) і вивезення на зберігання до РФ відпрацьованого палива (ВЯП) припадало 36%, то у 2015 році ця стаття витрат склала вже 52%. Водночас у попередні роки паливна складова для АЕС не перевищувала 25%.На сьогодні прoвiдними видoбувникaми урaну cьoгoднi є Кaзaхcтaн, Aвcтрaлiя тa Кaнaдa.(Таблиця 2.3) Згiднo з дaними World Nuclear Association[48], ocнoвнi зaпacи урaну (97%) зoceрeджeнo у 16 крaїнaх cвiту, з них в Aвcтрaлiї - 1 706,1 тиc.т, Кaзaхcтaнi - 679,3 тиc.т i Рociї - 505,9 тиc.т. Зaпacи зaзнaчeних трьoх крaїн cтaнoвлять 50% світових.(Таблиця 2.4)За розвіданими запасами урану Україна посідає перше місце в Європі та 10 у світі, однак видобуток уранової сировини становить лише 40% вітчизняних потреб (800-960 т на рік), необхідних для виробництва палива для АЕС. Українські поклади урану сконцентровані у Дніпропетровській і Кіровоградській областях. З 1945р. і по нині уран тут добували на 11 родовищах, які сьогодні мають різний статус. Чотири найстаріших (Первомайське, Жовторіченське, Девладово та Братське) вичерпалися у 1940-1970-х роках. Ще три (Сафонівське, Севериніське та Квітневе) або законсервовані, або не розробляються через брак коштів. Активно нині розробляються Мічуринське, Ватутінське, Центральне та Новоконстянтинівське родовища поблизу Кіровограда.

Таблиця 2.3 Динаміка обсягів видобутку країнами урану у світі, тонн

Країна	2007р.	2008р.	2009р.	2010р.	2011р.	2012р.	2013р.	2014р.	2015р.
Казахстан	6 637	8 521	14 020	17 803	19 451	21 317	22 451	23 127	24 022
Канада	9 476	9 000	10 173	9 783	9 145	8 999	9 331	9 134	8 974
Австралія	8 611	8 430	7 982	5 900	5 983	6 991	6 350	5 001	5 183
Нігер	3 153	3 032	3 243	4 198	4 351	4 667	4 518	4 057	4 261
Намібія	2 879	4 366	4 626	4 496	3 258	4 495	4 323	3 255	3 629
Росія	3 413	3 521	3 564	3 562	2 993	2 872	3 135	2 990	3 080
Узбекистан	2 230	2 238	2 429	2 400	2 500	2 400	2 400	2 400	2 400
США	1 654	1 430	1 453	1 660	1 537	1 596	1 792	1 919	2 036
Китай	712	769	750	827	885	1 500	1 500	1 500	1 500
Україна	846	800	840	850	890	960	922	926	934

Українські родовища мають низку особливостей, які забезпечують конкурентну здатність виробленого уранового концентрату:

Ш великі розміри уранових покладів, що дозволяє застосовувати високопродуктивні системи видобутку;

Ш висока міцність вміщуючи порід, що дозволяє проходити гірничі

Ш виробки без кріплення та проходити очисні блоки великих обсягів;

Ш невеликі водні притоки до гірничих виробок;

Ш досить прості заходи радіаційного захисту завдяки невеликому вмісту урану в рудах.

Таблиця 2.4 Обсяги рoзвiдaних зaпacів урaну у cвiтi, тонн.

Крaїнa	тoнн	Чacткa у cвiтoвoму зaпaci
Aвcтрaлiя	1 706.100	28.9
Кaзaхcтaн	679.300	11.5
Рociя	505.900	8.6
Кaнaдa	493.900	8.4
Нiгeр	404.900	6.9
Нaмiбiя	382.800	6.5
ПAР	338.100	5.7
Брaзилiя	276.100	4.7
CШA	207.400	3.5
Китaй	199.100	3.4
Мoнгoлiя	141.500	2.4
Укрaїнa	117.700	2.0
Узбeкиcтaн	91.300	1.5
Бoтcвaнa	68.800	1.2
Тaнзaнiя	58.500	1.0
Йoрдaнiя	40.000	0.7
Iншi крaїни	191.500	3.2
Зaгaлoм у cвiтi	5 902.900	100

Метод ПВ(мeтoд пiдзeмнoгo вилугoвувaння), який застосовують в Україні, визнаний МАГАТЕ як самий екологічно чистий та безпечний спосіб розробки родовищ. Цей метод відрізняється від традиційних способів високим рівнем ресурсозбереження та економічністю, дозволяє знизити рівень забруднення довкілля. Після видобування таким способом не залишається відвалів і покинутих шахт.

На сьогодні повний цикл робіт з видобутку та переробки уранових руд здійснює лише одне підприємство - ДП “СхідГЗК”, до складу якого належать дві діючі шахти - Смолінська та Інгульська, які за своїм енергетичним еквівалентом дорівнюють 60 вугільним шахтам. Смолінська шахта розробляє Ватутінське родовище, Інгульська - Мічурінське та Центральне.

Подальше зростання обсягів видобутку передбачається за рахунок освоєння нових родовищ. Зокрема, освоєння Новокостянтинівського родовища уранових руд (проектна потужність - 1500 тис. т/рік) дозволить поетапно збільшити випуск продукції до рівня потреби України в природному урані та створити базу для подальшого розвитку урано-видобувної промисловості України. За покладами урану Новокостянтинівське родовище є одним із найбільших у Європі. Починаючи з 2011р., на Новокостянтинівській шахті здійснюється дослідно-експлуатаційне видобування руди. Джерелами фінансування заходів, спрямованих на збільшення обсягу виробництва концентрату природного урану, є державний бюджет і власні кошти ДП «Східний гірничо-збагачувальний комбінат». За 2013р. обсяг капітальних інвестицій за рахунок власних коштів становив 83,5 млн. грн.

Питання забезпечення фінансування програми збільшення виробничих потужностей та виробництва уранового концентрату, а також диверсифікація джерел постачання хімічних реагентів для уранового виробництва є основними проблемними питаннями розвитку підприємства. Враховуючи значну питому вагу АЕС у балансі електричної енергії України, значні природні сировинні запаси, наявний промисловий та науково-технічний потенціал, з метою зменшення залежності від імпорту енергоносіїв реалізується програма власного виробництва ядерного палива для АЕС. У 2013р. розпочалося будівництво заводу з виробництва в Україні ядерного палива для реакторних установок типу ВВЕР-1000. Наказом Міненерговугілля від 27.05.2013р. № 279 на ПрАТ «Завод з виробництва ядерного палива» покладено функції експлуатуючої організації (оператора) ядерної установки щодо підприємства з виробництва ядерного палива для реакторів типу ВВЕР-1000 для здійснення діяльності, пов'язаної з проектуванням, будівництвом, уведенням в експлуатацію, експлуатацією та зняттям з експлуатації заводу з виробництва ядерного палива.

Щорічні потреби українських АЕС у концентраті урану складають близько 2 400 т, тоді як його виробництво ДП “СхідГЗК” на 2015р. заплановано в обсязі 1 200 т. Сьогодні Україна зокрема збагачує свій урановий концентрат на потужностях Международного центра по обогащению урана (м. Ангарськ Іркутської області, РФ). Одночасно Україна веде переговори з Казахстаном і Австралією про закупівлю концентрату природного урану. Також влітку 2015р. AREVA (Франція), запропонувавши найменшу ціну, виграла конкурс на поставку збагаченого уранового продукту, який використовуватиметься для виробництва паливних збірок Westinghouse.

Атомна галузь досить довго залишалася залежною від російського монополіста як постачальника базових реакторних технологій. Сьогодні проблема диверсифікації та максимальної локалізації в ядерних технологіях зрушила з мертвої точки: НАЕК “Енергоатом” згортає співробітництво з російськими контрагентами за багатьма напрямами - від виготовлення комплектуючих для автоматизованих систем керування технологічним процесом до будівництва в Україні власного Централізованого сховища відпрацьованого ядерного палива (ЦСВЯП).

Вважається, що атомна енергетика стала шансом України в боротьбі з енергетичною залежністю від Росії. Але в атомній енергетиці Україна практично повністю залежить від сусідньої країни - сьогодні українські АЕС на 98% працюють на російському паливі. Переробкою та зберіганням ВЯП з українських АЕС також займається Росія, за що Україна платить близько $200 млн. щорічно. У зв'язку з цим упродовж 2014-2015рр. Україна почала кардинально змінювати вектор розвитку енергетичного сектору, знижуючи тим самим залежність від РФ, у т.ч. й в ядерній енергетиці:

Ш 30 грудня 2014р. було підписано контракт з американською Westinghouse про поставки ядерного палива на українські реактори, що стало кроком на шляху до диверсифікації поставок ядерного палива та відповідає національним інтересам України. Успішне завершення досліднопромислової експлуатації дозволить Україні отримати альтернативного постачальника та потіснити російську компанію “ТВЭЛ”;

Ш 26 січня 2015р. у Брюсселі ДП “НАЕК “Енергоатом” і Holtec International (США) підписали додаткову угоду до контракту на будівництво в Україні ЦСВЯП3. Безпечно зберігаючи ВЯП, можна створити стратегічний запас палива для майбутнього інноваційного розвитку ядерної енергетики в Україні. ЦСВЯП виконуватиме функцію внереакторного сховища відпрацьованого палива реакторів РБМК-1000 і ВВЕР-440 Південно-Української, Рівненської та Хмельницької АЕС. Цей об'єкт буде побудований у зоні відчуження Чорнобильської АЕС і сприятиме екологічній реабілітації зони відчуження і відновленню господарської діяльності на деяких територіях у межах цієї зони. Введення в експлуатацію сховища планується у 2017р.

Станом на кінець 2015 р. на чотирьох діючих АЕС (Запорізька, Рівненська, Хмельницька та Південно-Українська АЕС) експлуатувалися 15 ядерних енергоблоків загальною потужністю 13,835 ГВт. Протягом останніх 5 років частка АЕС складала 47-48% від загального обсягу виробництва електроенергії в Україні, середній коефіцієнт використання встановленої потужності енергоблоків АЕС за результатами 2015 року становив 73,6%.

У 2010 р. строки експлуатації енергоблоків №1,2 Рівненської АЕС загальною потужністю 0,835 ГВт були подовжені на 20 років понад 30-річний термін, передбачений вихідним проектом. У період 2012-2019 рр. спливають проектні терміни експлуатації 10 енергоблоків загальною потужністю 10 ГВт, у 2025 р. - ще одного енергоблоку потужністю 1 ГВт.

Протягом періоду до 2030 року планується збереження частки генерації електроенергії АЕС на досягнутому рівні - близько половини загального обсягу вітчизняного виробництва. Розмір частки ядерної енергетики в загальному балансі електроенергії підлягає перегляду в залежності від макроекономічних показників економіки України, кон'юнктури світових ринків енергетичних ресурсів та ступеню розвитку та впровадження прогресивних технологічних рішень в енергетиці.

Розвиток атомної генерації в період до 2030 р. передбачає:

Ш Підвищення безпеки діючих АЕС;

Ш Підвищення надійності та ефективності експлуатації діючих АЕС;

Ш Продовження експлуатації АЕС в понадпроектний термін;

Ш Спорудження та введення в експлуатацію у період до 2030 р. нових ядерних енергоблоків мінімальною сукупною потужністю (може бути збільшена в залежності від проекту) від 2 ГВт за песимістичним сценарієм до 5 ГВт за базовим сценарієм чи 7 ГВт за оптимістичним сценарієм.

Крім того, безумовними складовими розвитку ядерної енергетики є удосконалення інфраструктури підтримки та забезпечення розвитку атомної генерації.

Починаючи з 80х років на діючих АЕС України реалізовувався ряд програм з підвищення рівня їх експлуатаційної безпеки. Згідно з висновками Держатомрегулювання та міжнародних експертів, на сьогодні він відповідає світовому рівню безпеки АЕС того ж покоління. Однак потенціал подальшого підвищення рівня безпеки на вітчизняних АЕС не вичерпано. Подальша діяльність за цим напрямком у період до 2017 року буде здійснюватись у рамках Комплексної (зведеної) програми підвищення безпеки АЕС України, затвердженої постановою Кабінету Міністрів України від 7 грудня 2011 року №1270, та додатковими заходами, що рекомендовані за висновками Національного звіту України щодо результатів проведення цільової переоцінки безпеки ядерних установок, розміщених на майданчиках АЕС ( «стрес-тестів»), з урахуванням уроків аварії на АЕС «Фукусіма-Даічі» в Японії, яка сталася в березні 2011 року для АЕС України. Комплекс заходів визначений виходячи з необхідності:

Ш Забезпечення повної відповідності вимогам та положенням нормативно-правової бази національного законодавства;

Ш Дотримання національних вимог безпеки;

Ш Урахування рекомендацій міжнародних експертних організацій для досягнення відповідності міжнародним стандартам безпеки;

Ш Впровадження заходів, рекомендованих Звітами з аналізу безпеки;

Ш Забезпечення функціонування системи фізичного захисту ядерних установок та ядерних матеріалів;

Ш Урахування власного та міжнародного досвіду експлуатації.

Прийнятність рівня екологічної безпеки об'єктів ядерної енергетики та його відповідність вимогам законодавства і найкращій міжнародній практиці доведена як результатами оцінок впливів на навколишнє середовище, виконаних до спорудження нових об'єктів (енергоблоки №4 Рівненської АЕС та №2,3,4 Хмельницької АЕС, централізованого сховища відпрацьованого ядерного палива, заводу з виробництва ядерного палива), так і результатами моніторингу екологічного стану навколишнього середовища в зонах спостереження АЕС. Реальні величини викидів та скидів радіоактивних речовин діючих АЕС призводять до додаткової дози опромінення населення, що не перевищує 10% від припустимої для АЕС квоти або 0,8% від ліміту дози для населення.

Обсяг фінансування на заходи для підвищення безпеки експлуатації та екологічної безпеки АЕС на період до 2030 року складає близько 25 млрд. грн., в т.ч. 15 млрд. грн. на реалізацію Комплексної (зведеної) програми підвищення безпеки діючих АЕС України та 10 млрд. грн. на інші заходи підвищення безпеки, що потребуватимуть виконання відповідно до національної нормативно-правової бази.

Підвищення надійності та ефективності експлуатації АЕС заплановано, зокрема, шляхом заміни певного застарілого обладнання, реалізації відповідних заходів для скорочення тривалості ремонтів, збільшення міжремонтних інтервалів, переходу на роботу з підвищеною потужністю, зниження втрат при виробництві електроенергії на АЕС.

Передбачається, що до 2030 року середньорічний КВВП енергоблоків діючих АЕС підвищиться до 78-80%, середньорічний КВВП нових енергоблоків буде на рівні 82-85%.

Витрати, пов'язані з підвищенням надійності та ефективності експлуатації АЕС, на період до 2030 року оцінюються, виходячи з показника 1 млрд. грн. на 1 ГВт встановленої потужності, та складають близько 15 млрд. грн.

У період до 2030 року має бути забезпечене виконання заходів та прийняття рішень щодо продовження строку експлуатації 11 діючих енергоблоків до 20 років за умов позитивних підсумків періодичної переоцінки безпеки. Враховуючи досвід продовження експлуатації енергоблоків №1, №2 Рівненської АЕС та закордонний досвід для енергоблоків з реакторами ВВЕР-440 та ВВЕР-1000, передбачається виконання заходів програм продовження ресурсу з заміни застарілого обладнання та заходів щодо державних програм з підвищення безпеки та «стрес-тестів».

Фінансування заходів для подовження експлуатації енергоблоків діючих АЕС, виходячи з показника 2,4 тис. грн. на 1 кВт встановленої потужності, потребуватиме близько 26 млрд. грн.

Рішення щодо будівництва енергоблоків №3 та №4 Хмельницької АЕС прийнято Законом України «Про розміщення, проектування та будівництво енергоблоків № 3 і 4 Хмельницької атомної електричної станції». Будівництво енергоблоків №3, 4 Хмельницької АЕС планується на базі реакторної установки типу ВВЕР-1000. Блок №3 планується до введення в експлуатацію в 2018 році, блок №4 - в 2020 році.

Заплановано створення та затвердження Кадастру майданчиків для будівництва енергоблоків нових АЕС та енергоблоків, що заміщують потужності діючих АЕС.

Ядерні енергоблоки на нових майданчиках планується ввести в експлуатацію у період 2023-2029 рр., причому терміни спорудження можуть бути прискорені в разі значного підвищення попиту на електроенергію порівняно з прогнозованим.[7]

У 2017 р. мають розпочатись передпроектні роботи для спорудження енергоблоків, що заміщатимуть енергоблоки діючих АЕС, які виводяться з експлуатації після 2030 року. Загальна кошторисна вартість будівництва енергоблоків №3 та №4 Хмельницької АЕС становить 36,8 млрд. грн.

Орієнтовний обсяг необхідних інвестицій для будівництва інших енергоблоків розраховується, виходячи з показника 32 тис. грн. на 1 кВт встановленої потужності.

Попередньо оцінений обсяг необхідних інвестицій на спорудження нових енергоблоків в період до 2030 р., враховуючи витрати на початок спорудження заміщуючих потужностей в сумі 127 млрд. грн., за базовим сценарієм становить до 265 млрд. грн.

Для виконання робіт з підготовки та подальшого зняття з експлуатації енергоблоків після завершення додаткового періоду їх експлуатації забезпечується своєчасне наповнення Фінансового резерву для зняття з експлуатації ядерних установок. Має бути розроблений та впроваджений механізм збереження цих коштів, який компенсуватиме інфляційний процес. Відповідні відрахування на ЗЕ мають щорічно переглядатися та обґрунтовуватися.

На період до 2030 р. для повного покриття витрат на зняття з експлуатації енергоблоків до цього резерву має бути відраховано понад 18 млрд. грн. Для підготовки до майбутнього зняття з експлуатації інших підприємств атомно-промислового комплексу України, (заводу з виробництва ядерного палива та централізованого сховища ВЯП та ін..) також потрібно забезпечити акумулювання та збереження коштів у відповідному резерві.