Національний енергетичний ринок

Ресурсний потенціал держави складають доведені та нерозвідані запаси паливно-енергетичних копалин, а також потенціал нетрадиційних та відновлюваних джерел енергії.

Україна володіє 3,5 % доведених світових запасів вугілля нафти, 0,1 % - нафти, 0,7 % - природного газу. За загальними оцінками у надрах України зосереджено до 300 млрд. т вугілля. Початкові видобувні ресурси вуглеводнів складають 8,4 млрд. т.у.п. Залишкові нерозвідані ресурси вуглеводнів оцінюються на рівні 4,96 млрд. т.у.п. (1,1 млрд. т нафти з конденсатом та 3,86 трлн. м³ газу). Третина ресурсів газу та п’ята частина нафти з конденсатом розміщуються в акваторіях Чорного ат Азовського морів.[30] [31]

Україна належить до першої десятки провідних країн світу за покладами вугілля і потенційно здатна повністю забезпечити свої потреби в цьому виді енергетичного ресурсу. Запаси вугілля на території України зосереджені головним чином у трьох басейнах: Донецьком, Львівсько-Волинськім і Дніпровському. У загальному обсязі запасів вугілля в Україні найбільша питома вага припадає на Донецький вугільний басейн – 87,3 %, Львівсько-Волинський і Дніпропетровський відповідно – 2,1 і 3,4 %.

Довідково. Геологічні запаси вугілля зосереджені в Донецькому басейні в тонких і досить тонких шарах потужністю до 1,2 м. Значний вплив справляє глибина розробки родовищ, середня величина якої наближається до 700 м, а максимальна складає 1400 м. На глибоких горизонтах (понад 600 м) працює 158 (63 %) шахт, частку яких складає більше половини усього видобутку вугілля. Пласти небезпечні по раптових викидах вугілля і газу, розробляють до 40 % шахт.

Запаси природного газу розміщені в трьох нафтогазоносних регіонах: Східному (Сумська, Полтавська, Харківська, Дніпропетровська, Донецька, Луганська, Чернігівська області), Західному (Волинська, Львівська, Івано-Франківська, Чернівецька, Закарпатська області), Південному (Запорізька, Херсонська області й автономна республіка Крим).

Запаси газу і видобуток зосереджені головним чином у Східному нафтогазоносному регіоні. Запаси цього регіону складають 1227 млрд. куб. м, або 83 % запасів категорії А+У+З₁+З₂. Слід зазначити, що запаси природного газу зосереджені на 219 родовищах суші; на сімох родовищах шельфу Чорного моря; на трьох родовищах Азовського моря. Видобуток природного газу на морських родовищах незначний – близько 1 млрд. куб. м. Запаси діючих в Україні родовищ газу в значній мірі відпрацьовані. Вони зосереджені в основному на середніх і дрібних родовищах (65 % загальних запасів). Найбільш значним по запасах і видобутку є Шебелинське родовище (відпрацьоване на 88 %). Основна маса запасів Західного (86,8 %) і Південного (89,3 %) регіонів припадає на глибину до 3 км, у той час як запаси Східного регіону (64,3 %) розташовані на глибині 3—5 км, а 14,3 % - на глибині понад 5 км. В даний час велика частина родовищ виснажена до 80 % і більше.

Основними районами покладів і видобутку нафти є три нафтогазоносних регіони: Східний, Західний і Південний.

Балансові запаси нафти, що видобуваються в Україні зосереджені на 123 родовищах в обсязі 152,7 млн. т (категорії А+У+З₁) і 35,6 млн. т (категорії З₂), забалансові запаси складають 81 млн. т. Перспективні ресурси (категорії З₃) – 146,7 млн. т, прогнозні (категорії Д₁ і Д₂) – 712,8 млн. т. Родовища нафти в Україні відносяться до розряду дрібних і тільки Бугреватське і Глинсько-Розбишевське по запасах категорій А+У+З₁ є середніми. На даний час існує 17 найголовніших родовищ нафти, на яких зосереджено 49 % запасів категорій А+У+З₁ і 74 % видобутку нафти. Найбільш значними по видобутку є Анастасьєвське (19,9 % видобутку України), Долинське (7,2 %), Коржевське (9,6 %), Бегреватське (8,7 %) і Талалаєвське (7,1 %) від загального видобутку. У Західному регіоні 20,2 млн. т запасів нафти (35,8 %) розташовані на глибині 4-5 км. Майже половина запасів Східного регіону зосереджена на глибині 3-4 км.

Економічний потенціал поновлюваних джерел енергії в нинішній час оцінюється в 20 млрд. т. у.п. на рік, що в два рази перевищує обсяг річного видобування всіх видів органічного палива.

Важливими потенційними ресурсами нетрадиційних поновлюваних джерел енергії є: гідроресурси – 4,32 млн. т.у.п.; вітроенергетика (до 2010 року – 0,8-1,0 ГВт, щорічне виробництво до 2 млрд. кВт. год); сонячна, геотермальна енергія (до 2010 року щорічне виробництво до 11 млн. у.п.; біогаз, утилізація відходів (щорічне виробництво до 10 млн. т органічного палива). Загальний технічно-можливий потенціал нетрадиційних поновлюваних джерел енергії України 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 млн. т.у.п. (2,9 %), сонячна енергетика – 4,92 млн. т.у.п. (6,3 %), біоенергетика – 21,2 млн. т.у.п. (27,1 %), штучні горючі гази та метан шахтних родовищ – 13,2 млн. т.у.п. (16,9 %), інші напрямки використання джерел енергії (геотермальна енергетика, ріпакова олія, спирти, водоналивні емульсії та ін. – 12,03 млн. т.у.п (15,4 %)[32].

Останнім часом найбільш резонансні дискусії в Україні відбуваються під час оцінки потенціалу та перспектив розвитку виробництва біопалива. Потенційно Україна має сприятливі умови для вирощування сільськогосподарських культур (рапсу, сої, кукурудзи, соняшників та ін.) в якості сировини для виробництва біопалива.

Наприклад, за умови відведення під рапс 10 % сільськогосподарських земель та врожайності 25 ц з га країна може щорічно вирощувати до 8,5 млн. т. рапсового насіння, переробка яких забезпечує вихід близько 3 млн. т біопалива щорічно, що на 60 % забезпечить щорічну потребу країну у дизельному пальному. Однак, оптимістичним оцінкам розвитку ринку біопалива протиставляють проблеми існування енергоємних технологій виробництва біопалива та відсутність інституційного забезпечення ринку біопалива.

Енергетичний баланс України відзначається структурними та ціновими диспропорціями, які суттєво погіршують показники енергетичної безпеки країни.

Ступінь реалізації початкових видобувних ресурсів вуглеводнів України становить 40,9 %, а в акваторіях - лише 3,9 %. Таким чином, країна має значний потенціал збільшення видобутку власних паливно-енергетичних ресурсів.

Попередні розрахунки показують, що Україна може забезпечити свої потреби власним видобутком нафти на 25-35 % та газу на 50-60 %. Однак реалізації цього потенціалу перешкоджають складні геологічні умови прогнозованих запасів вуглеводнів, а відтак і потреба у значних інвестиціях для їх освоєння.

Динаміка добування паливно-енергетичних корисних копалин останніми роками демонструє різнонаправлені тенденції.

На початку тисячоліття за рахунок власного видобутку і виробництва ПЕР забезпечувалося до 60 % від загального обсягу споживання ПЕР країни.

Із цієї частки обсягу споживання ПЕР в Україні власними ресурсами задовольнялось: на 21,8 – 25,6 % за рахунок видобутку вугілля, на 9,2 – 11,3 % - природного газу, на 2,6 – 2,8 % – нафти (виробництва нафтопродуктів), до 11,5 – 16,0 % енергетичних ресурсів забезпечувалось в цей час на основі виробництва електричної і теплової енергії АЕС, ГЕС і ГАЕС та обмеженого обсягу із інших джерел енергії (видів палива).

Структура первинного енергоспоживання не відповідає наявному ресурсному потенціалу держави.

У структурі первинного енергоспоживання України частка вугілля складала близько 27 %, нафти – 11 %, природного газу – 45 %. У той же час, наприклад, у Польщі (де основним ресурсом власного видобутку є вугілля) відповідні пропорції виглядали більш раціональними: вугілля – 68 %, нафта – 21 %, природний газ – 10,4 %.

У структурі спожитих енергоносіїв частка природного газу в Україні протягом останніх п’яти років стабілізувалася на рівні 37-41 %. Найкрупнішими категоріями споживачів природного газу є населення (житлово-комунальні послуги), електроенергетика, металургія, хімічна промисловість.

Річне споживання газу промисловістю в Україні здійснюється на рівні 25-30 млрд. куб. м, теплокомуненерго – 12-14 млрд. куб. м, бюджетною сферою – 2-3 млрд. куб. м, населенням – 20 млрд. куб. м. Близько 7 млрд. куб. м використовується на технологічні цілі газотранспортної системи. Обсяги експорту газу до країн Центральної Європи складають щорічно 2-6 млрд. куб. м газу.

Зменшення енергоємності економіки України в цілому та питомих витрат палива на виробництво окремих видів промислової продукції, що відбувається в останні роки, хоча і надало певної стабільності розвитку промислового виробництва, проте не дає поки що достатнього запасу стійкості економічної системи до зовнішніх загроз пов’язаних зі зміною кон’юнктури на світових енергетичних ринках.

Енергоємність ВВП в Україні складає 0,76 кг у.п./грн, або, за даними Міжнародного енергетичного агентства, 0,5 кг н.е./дол. США (ПКС), що у 2,6 рази перевищує середній рівень енергоємності ВВП розвинутих країн світу. При середньому значенні цього показника в світі 0,21 кг н.е./дол. США, його величина становить у Данії 0,13 кг н.е./дол. США, Великій Британії – 0,14 кг н.е./дол. США, ФРГ, Японії, Франції – 0,16 кг н.е./дол. США, Сполучених Штатах Америки – 0,22 кг н.е./дол. США, Росії – 0,49 кг н.е./дол. США.

Енергоємність виробництва в Україні зросла не стільки через фізичну застарілість основних фондів скільки внаслідок зменшення обсягів виробництва продукції, у собівартості якої зросла частка умовно-постійних витрат. Із збільшенням виробництва енергоємність продукції відповідно буде зменшуватися. На мікроекономічному рівні, лише у тому випадку, коли граничні витрати виробництва досягнуть вартості одиниці скорочення питомих енерговитрат слід очікувати реалізації заходів з енергозбереження та відповідних ефектів. Цей фактор матиме істотно більшу ефективність ніж створення бюджетних або позабюджетних фондів з енергозбереження.

Необхідність адаптації національної економіки до ринкових цін на первинні енергоносії стала каталізатором актуалізації проблем ефективного використання енергоресурсів і вартість енергоносіїв стала найважливішим стимулом для реалізації енергозберігаючих заходів по галузях економіки.

Незважаючи на деяке зниження енергоємності ВВП, Україна і зараз споживає надто багато енергоресурсів, що примушує забезпечувати конкурентоспроможність вітчизняної економіки за рахунок зниження витрат на оплату праці, зменшення обігових коштів підприємств, відсутності довгострокових інвестиційних коштів у модернізацію виробництва. Така ситуація загострює питання необхідності врахування показника енергоємності ВВП при розробці балансів ПЕР і визначення чинників, що впливають на енергоємність національної економіки.

Зростання цін на енергоносії, зокрема перехід до європейського рівня цін на природний газ вже починаючи з 2009 року, створює загрозу негативних змін в економіці, падіння рентабельності виробництва, зменшення частки промисловості у ВВП та переваги цінової конкурентоспроможності імпортованої продукції по відношенню до продукції вітчизняних виробників.

Низькі порівняно з середньоєвропейськими ціни на енергоресурси до останнього часу були короткостроковою перевагою для української економіки, однак у середньо- і довгостроковій перспективі це спричинило її чутливість до різких коливань цін на світових ринках первинних енергоресурсів.

Цінові диспропорції на ринках енергоресурсів полягають у випереджаючих темпах зростання на первинні види палива (нафту, природний газ, вугілля) у порівнянні з вторинними енергоносіями (електроенергія, тепло).

Це відбувається завдяки адміністративному регулюванню цін на продукцію природних монополій, у той час як на ринках первинного палива кон’юнктура визначається ситуацією на світових ринках. Така ситуація призводить до зменшення фінансової стійкості енергокомпаній.

Цінові диспропорції на внутрішньому ринку також полягають у перехресному субсидуванні населення за рахунок промисловості, що у свою чергу призводить до зростання енерговитрат у реальному секторі економіки.

Формально ціни на вугілля визначаються ринком. Однак, як показала практика, великі промислові групи, що володіють металургійними заводами, дуже істотно впливають на формування цін на вугілля. В результаті цього ціна на українське вугілля на 20–40 % нижча за вартість вугілля у шахті. Шахти отримують прямі субсидії на видобуток вугілля, багато з них також отримують капітальні інвестиції з державного бюджету, але навіть із врахуванням цього багато шахт є збитковими.

Ціни на нафту та нафтопродукти не регулюються та наближаються до світових. Більша частина нафти імпортується в Україну іноземними вертикально-інтегрованими компаніями, які володіють чи управляють українськими нафтопереробними заводами. Ці компанії встановлюють ціни на сиру нафту із урахуванням власних ділових інтересів. Українські компанії, 50 % яких перебуває у державній власності, мають продавати сиру нафту та газовий конденсат внутрішнього видобутку на аукціонах.

Зростання тарифів на електричну енергію та газ у 2006 році. стало важливим кроком у напрямі до встановлення цін, що забезпечать сталий майбутній розвиток цих секторів. Однак ціни на електричну енергію та природний газ (особливо для домогосподарств) все ще набагато нижчі за довготермінові граничні витрати. Проблема є більш серйозною у секторі теплопостачання та атомній енергетиці. За даними Мінбуду України, тарифи на послуги теплопостачання відшкодовують близько 80 % їх реальної вартості. Очікується, що ціни на послуги централізованого теплопостачання зростуть через більш високу вартість палива.

Аналіз структурних та цінових диспропорцій енергетичного балансу України показує, що на сучасному етапі ринковий механізм не забезпечує оптимальний розподіл ресурсів. Такий стан є наслідком різних підходів до формування конкурентної структури енергоринків.

Викривлення ринків вже на самому етапі формування суб’єктів-власників спотворює критерії їх діяльності (розширення сфери впливу та збільшення капіталізації замість максимізації прибутків та зменшення витрат) та знецінює ефект передачі прав власності. Як правило, регуляторна політика спрямована на певні привілеї та узгодження інтересів основних гравців ринку замість створення ринкової інфраструктури. Цей процес був і залишається посилений конфліктом між державою та приватними акціонерами найбільш великих корпорацій, а також іноземними інвесторами (особливо на ринку нафти та газу).

Аналіз кон’юнктури і тенденцій розвитку внутрішнього ринку енергоресурсів дає підстави вважати, що:

- незважаючи на нормалізацію системи взаєморозрахунків на оптовому та роздрібному сегментах ринку енергоресурсів залишається проблема низької капіталізації прибутків (обмежені можливості інвестиційного забезпечення розширеного відтворення) енергетичних компаній внаслідок цінових диспропорцій та низького платоспроможного попиту суб’єктів господарювання і побутових споживачів (домогосподарств);

- механізм стабілізації ситуації на ринку нафтопродуктів за рахунок адміністративних заходів (домовленості між урядом та корпораціями, критичний імпорт за рахунок держбюджету) дає лише тимчасовий ефект і не знімає проблеми впровадження економічних механізмів регулювання збалансованості ринку (напр., формування та використання резервного фонду нафти/нафтопродуктів);

- тенденція створення великих монопольних утворень навіть на потенційно конкурентних ринках енергоресурсів поряд з недосконалим механізмом державного регулювання та контролю суперечить визначеному напрямку на поглиблення загальної лібералізації економіки як фактора розширення інноваційних можливостей економіки.

Паливно – енергетичний комплекс це одна з найважливіших складових економічної безпеки, яка забезпечує функціонування всіх галузей економіки країни і є основою її енергетичної безпеки. Українська енергетика має багато проблем, пов'язаних перш за все з фізичним зношенням устаткування і відсутністю фінансових ресурсів навіть для простого відтворення. Для їх вирішення необхідний комплексний підхід, в основу якого має бути покладене залучення недержавних інвестицій, вдосконалення галузевого менеджменту і прогресивна державна регуляторна політика.

Слід відзначити, що визначення стратегічних орієнтирів соціально-економічного розвитку України до 2020 року дасть можливість визначити відповідні цільові показники стратегії енергозабезпечення. З одного боку, розвиток ПЕК не повинен стримувати зростання ВВП через необґрунтоване підвищення цін на енергоресурси та відволікання державних інвестиційних ресурсів на субсидії нерентабельним виробництвам, а з іншого – економічне зростання само стає передумовою нагромадження капіталу, а відтак і модернізації ПЕК. Тому важливим є узгодження пріоритетів економічної та енергетичної стратегії України, причому остання має бути похідною та постійно коригуватися.

ПЕК України має галузі з видобутку та виробництва всіх видів енергоресурсів – вугілля, природного газу, нафти та нафтопродуктів, електроенергії та теплової енергії.

На сьогодні ПЕК України забезпечує її потреби в первинних ПЕР приблизно на 47 %, що є відносно задовільним показником. Потреби в електроенергії задовольняються в Україні виключно за рахунок власного виробництва. Але значна залежність від імпорту нафти, газу та ядерного палива негативно впливає на стан енергетичної безпеки країни і створює напругу в економіці та політичній сфері.

Діяльність нафтогазового комплексу (НГК) відіграє величезну роль у національній економіці України. Значною мірою він є важелем інтеграції України у світове співтовариство і важливим напрямкам співробітництва в економічній і політичній сферах в Чорноморсько–Каспійському регіоні.

Основні українські родовища нафти характеризуються високим ступенем виробленості початкових запасів (70 %). Більшість залишкових запасів відносяться до категорії важковидобувних і вимагають спеціальних технологій видобутку та значних капітальних вкладень для їхнього освоєння. Прогнозована забезпеченість видобутку розвіданими запасами нафти складає 45 років.

Зростанню власного видобутку газу перешкоджають значна кількість невеликих родовищ, застарілі технології (не дозволяють підвищити нафтовіддачу пластів), високий ступень виробленості початкових запасів газу, відсутність необхідних інвестицій для розвідки і впровадження в експлуатацію нових свердловин. Перспективною зоною в Україні щодо пошуку і освоєння вуглеводневих природних ресурсів є акваторія Чорного і Азовського морів, де до 2010 року передбачається освоїти об’єкти загальною площею 1580 м² із ресурсами у 650 млн. тонн.

За період 2001 – 2007 років нафтогазовий комплексв цілому досяг стабільності у видобутку нафти та газу, проте можливості нарощування обсягів видобутку є обмеженими через те, що основні родовища в Україні вичерпуються, а потенційні джерела збільшення видобутку нафти для внутрішнього ринку (розвідані запаси) не освоюються із-за відсутності достатніх інвестиційних ресурсів.

Останнім часом здійснюється реструктуризація галузі – створення вертикально-інтегрованої вітчизняної нафтової компанії. У власності ВАТ ”Укрнафта” знаходяться 175 АЗС, а до кінця 2004 року планується розширення мережі до 400 АЗС. Діяльність такої компанії може послабити залежність внутрішнього ринку нафтопродуктів України від імпортних поставок.

В Україні існують 6 нафтопереробних заводів (далі - НПЗ): Лисичанський (потужністю 16 млн. т у рік), Кременчуцький (потужністю 18,6 млн. т у рік), Херсонський (потужністю 7,1 млн. т у рік), Одеський (потужністю 3,6 млн. т у рік), Дрогобичський (потужністю 3,2 млн. т у рік), Надвірнянський (потужністю 2,6 млн. т у рік), загальною потужністю приблизно 880,000 барелів/день (або 51 млн. т нафтопродуктів у рік). Однак, реально Україна має у своєму розпорядженні потужності близько 41 млн. т за існуючого стану цих підприємств (глибина переробки на українських НПЗ низька).

Українські НПЗ у технологічному відношенні старі, зношені і в даний момент мають потребу в реконструкції і модернізації. Але це не єдина проблема українських НПЗ. Завантаження нафтопереробних потужностей України сильно залежить від імпортних постачань нафти, зокрема від постачань російських нафтових компаній.

Формування внутрішнього ринку нафтопродуктів відбувається більш динамічно ніж ринків інших енергоресурсів. Починаючи з 2001 року завдяки приватизації НПЗ та контролю за виконанням новими власниками інвестиційних зобов’язань вдалося досягти модернізації виробничого процесу, поглиблення глибини переробки нафти, різкого збільшення нафтопереробки. Водночас слід зазначити, що приватизація НПЗ іноземним нафтовим компаніям створило проблему забезпечення нафтопереробними потужностями вітчизняної вертикально-інтегрованої нафтової компанії.

Хоча в останні роки обсяги виробництва продуктів нафтоперероблення мали тенденцію до зниження, через перманентне зростання цін на нафтопродукти цей бізнес залишався прибутковим.

Зменшення виробництва палива на НПЗ відбулося внаслідок запровадження нульової ставки мита на імпорт нафтопродуктів у травні 2005 року. У 2005 році вони упали на 18 % у порівнянні з 2004 роком, у 2006 році - на 37,8 % у порівнянні з 2005 роком. Нафтопереробні заводи України скоротили переробку нафти в 2007 році в порівнянні з 2006 роком. на 4,3 % - до 12,804 млн. тонн. (див. в додатках табл.2.10.2).

Більша частина імпортованої російської нафти (до 90 %) постачається за довгостроковими контрактами на НПЗ. Однак, зростання світових цін викликає спокусу для російських постачальників здійснювати реекспорт нафти, що призводить до зриву виробничих планів НПЗ. Рівень цін, за якими здійснюються ці поставки, залежить від багатьох факторів. Не дивлячись на більш високу ціну української нафти порівняно до імпортованої, її переробка вигідна НПЗ, оскільки українська нафта має більш високі якісні показники. В перспективі в Росії очікується подальше погіршення якості нафти З метою максимального використання потенційних можливостей кожного сорту нафти вивчаються можливості побудови резервуарних парків на окремих НПЗ для сортування нафти. Технологічне удосконалення НПЗ містить значно більше потенційних можливостей для збільшення рентабельності нафтопереробки.

Радикальним кроком на шляху створення механізмів регулювання має стати створення резервного фонду нафтопродуктів (нафтосировини). Призначенням такого резервного фонду є проведення закупівельних і товарних інтервенцій при виникненні ризиків значних коливань цін на нафтопродукти, а також регулювання постачання при виникненні дефіциту нафтопродуктів на ринках окремих регіонів України.

В умовах дефіциту власного видобутку нафти та газу саме вугілля є надійним енергоносієм в паливному балансі України. За нинішніх темпів видобування вітчизняних вугільних запасів вистачить на 400 років. Разом з тим, кризове становище вугільної галузі не дозволяє в повній мірі використати усі переваги цього енергоносія.

Основа електроенергетики країни — Об’єднана електроенергетична система (ОЕС), яка здійснює централізоване електрозабезпечення внутрішніх споживачів з підприємств – виробників. ОЕС взаємодіє з енергосистемами суміжних країн, забезпечує експорт та імпорт електроенергії.

Визначальним чинником формування динаміки цін на послуги (житлово-комунальні та комунального транспорту) є фактор зміни цін на ринку енергоресурсів, насамперед електроенергії та природного газу, які продовжують бути викривленими внаслідок адміністративного регулювання. Згідно зі статтею 28 Закону України “Про місцеве самоврядування в Україні” від 21.05.1997 № 280/97-ВР., тарифи на житлово-комунальні послуги встановлюються органами місцевого самоврядування (місцевими Радами) у той час, як на оптовому сегменті ринку електроенергії ціни встановлюються Національною комісією з регулювання електроенергетики (далі - НКРЕ).

Тарифи на електроенергію для населення в середньому є меншими ніж для промисловості на 20-25 % і забезпечують відшкодування лише 85 % собівартості на рівні 2,5-3,0 центів за кВт год.

Така диспропорція виникла внаслідок обмежень щодо збільшення тарифів на житлово-комунальні послуги та послуги громадського транспорту у разі виникнення заборгованості по виплаті заробітної плати, стипендій, пенсій та інших соціальних виплат і врешті решт призводить до перекладання витрат на транспортування і розподіл електроенергії з побутових споживачів на промислових. З метою послаблення соціальних наслідків подальше підвищення тарифів має здійснюватися поступово та супроводжуватися зменшенням заборгованості по заробітній платі та інших соціальних виплат, а також реальним зростанням грошових доходів населення, оскільки у структурі сукупних витрат домогосподарств із середньодушовими доходами до 300 грн. витрати на житлово-комунальні послуги складають від 8 % до 10 %.

Головним фактором інтеграції України у євразійський енергетичний простір є вигідне географічне розташування країни. Україна займає важливе місце у системі безпеки поставок енергоресурсів з Росії та Середньої Азії до країн ЄС. У стратегічному плані забезпечення національних інтересів перед Україною постає завдання перетворити транзитний потенціал на фактор конкурентних переваг вітчизняної економіки.

Загальна довжина мережі магістральних нафтопроводів становить близько 4,5 тис. км, при цьому, пропускна спроможність її на вході становить близько 114 млн. т, а на виході – 70 млн. т нафти на рік. Роботу системи забезпечують 38 нафтоперекачувальних станцій та резервуарний парк загальною місткістю понад 1000 тис. куб. м.

Україна належить до тих країн, що підписали та ратифікували Договір до Енергетичної Хартії та Транзитний протокол до неї, яка є важливим важелем енергетичної безпеки і стабільності поставок енергоресурсів на євразійському континенті. Фактично Енергетична хартія регулює взаємовідносини у сфері торгівлі між країнами експортерами та імпортерами енергоресурсів. Умови та правила торгівлі, що визначає енергетична хартія відповідають умовам та правилам СОТ. Таким чином, на світовому (європейському) ринку енергоресурсів Україна вже тривалий час фактично діє за правилами СОТ.

Однак, ефективність формування конкурентного світового ринку і ліберальної торгівлі енергоресурсами ускладнюється лише задекларованою підтримкою Енергетичної хартії деякими країнами-експортерами (Росія, Алжир, Норвегія та ін.). Без ратифікації Договору до Енергетичної хартії цими країнами неможливо уникнути елементів дискримінації транзитних поставок. Так, зокрема, через незгоду Росії ратифікувати Договір до Енергетичної хартії, ускладнюються переговорні позиції України з країнами середньої Азії на транспортування законтрактованих обсягів природного газу (наприклад, з Туркменістану).

Транзитні тарифи територією Росії визначаються не умовами ринку, а за принципом “витрати+прибуток”, що практично суперечить умовам вільної торгівлі. Тому методологія визначення транзитних тарифів в Україні за принципом ринкового ціноутворення стає неефективною.

Для російських споживачів тарифи на транспортування природного газу становлять близько 35 центів за транспортування 1 тис. куб м. на 100 км. Відповідно до умов транзиту через територію України аналогічний транзитний тариф становить близько 2,5 дол. Транзитний протокол до енергетичної хартії дозволяє усунути дискримінаційні бар’єри для доступу до російської газотранспортної системи незалежних постачальників з Казахстану, Узбекистану і Туркменістану, тобто здійснювати транспортування за внутрішніми цінами Росії (35 центів). У цьому разі природний газ з Середньої Азії коштуватиме на кордоні з Німеччиною у півтора рази дешевше ніж російський, що створить умови для зменшення монопольного впливу російських газових постачальників на європейський ринок.

Відтак, на сучасному етапі переговорного процесу з Росією та іншими країнами, територією яких здійснюється поставки енергоресурсів до України, акцент має бути зроблений на наближенні внутрішньої політики до умов та правил Енергетичної хартії.

Наприкінці 2006 року припинила дію Угода між Україною і Туркменістаном про поставки природного газу в Україну на 2002-2006 роки. Втрачаючи шанси на укладання довгострокових угод з країнами Середньої Азії (Туркменістан, Узбекистан, Казахстан), Україна одночасно не має довгострокових угод на поставку російського газу, які мають країни ЄС. Стратегія РФ щодо монополізації поставок природного газу в Україну полягає в контрактуванні починаючи з 2007 року всього туркменського газу, що мав би постачатися на Україну за ціною відповідно до прямих цінових переговорів між Україною і Туркменістаном та діючими тарифами на транзит територією Росії. Отже постачання туркменського природного газу в необхідних обсягах на даний час можливо лише на трьохсторонній основі.

Дата добавления: 2015-11-14