Енергетична безпека країни визначається наявністю власних ресурсів різних видів мінеральних енергоносіїв, рівнем їх ефективного і раціонального використання на основі впровадження передових технологій вилучення з продуктивних пластів, глибокої переробки і енергозбереження. Тому вбачається доцільним розглянути стан та перспективи розвитку сировинної бази ПЕР 334
5.3. Енергетичний потенціал України та її регіонів
України по регіонах, обсяги споживання, баланси первинних ресурсів, можливості збільшення в їх структурі власних традиційних і відновлювальних джерел енергії. До традиційних органічних енергетичних ресурсів, якими в тій чи іншій мірі забезпечена Україна, відносять вугілля (кам’яне і буре), нафту та газовий конденсат, природний газ (включаючи природний газ і метан вугільних родовищ), торф і сланці. У структурі запасів органічного палива вугілля різної якості та технологічного призначення складає 95,4%. Зокрема, вважають, що на території України зосереджено 16274 млн т антрациту та бітумів і 17879 млн т підбітумних видів вугілля (разом 34153 млн т, або 3,5% світових запасів). За геологічними запасами викопного вугілля Україна посідає перше місце в Європі. Найбільші розвідані запаси кам’яного вугілля зосереджені в Донецькому кам’яновугільному басейні та у Львівсько-Волинському вугільному басейнах. Налічується 751 родовище, з яких експлуатується 225. Балансові запаси (категорії А+В+ С1+С2) бурого вугілля у 78 родовищах, з яких 8 експлуатується, становлять 2896 млн т [7, с. 151]. Кам’яне вугілля використовується як технологічна, енерготехнологічна і енергетична сировина, зокрема у виробництві коксу та напівкоксу з отриманням великої кількості хімічних продуктів (нафталін, феноли, пек тощо), на основі яких одержують добрива, пластмаси, синтетичні волокна, лаки, фарби і т. ін. Попри великі запаси вугілля, обсяги видобутку і кам’яного, і бурого скорочуються: від 215,7 млн т у 1975 р. (203 + 12,7 млн т, відповідно) до 83,9 (82,9 + 1 млн т) – у 2001 р. та 80,3 (79,6 +0,7 млн т) – у 2003 р. [19]. Цей процес не зупинений, що є серйозною загрозою подальшого зменшення обсягів видобутку. Водночас відбулися значні зміни у структурі споживання енергетичних ресурсів, насамперед первинних. Якщо на виробничоексплуатаційні потреби у 1994 р. в Україні використано 325,9 млн т у.п., то у 2003 р. – 211,8 млн т, або на 35% менше, до того ж споживання вугілля скоротилося з 88,5 до 66,9 млн т (на 24,6%), природного газу – з 83,6 до 72,2 млрд куб. м (на 13,6%), а нафти – збільшилося з 18,3 до 22,9 млн т (на 25,1%). Тобто скорочується споживання власних ресурсів і збільшується - імпортованих. Варто також зазначити, що у 2003 р. крім вуглеводнів Україна імпортувала з РФ, Польщі та Казахстану також 10,3 млн т вугілля 335
Розділ V. Енергетична безпека економічного розвитку
на 449,5 млн дол. США, а експортувала 2,9 млн т на суму 90,4 млн дол. [19]. Чверть спожитого палива, за твердженнями дослідників, витрачається на обігрів, постачання гарячої води, вентиляцію житла і соціальних об’єктів. Цей показник у кілька разів перевищує витрати в розвинутих країнах. Незважаючи на таке становище, в країні ще досить повільно впроваджуються децентралізовані системи забезпечення житла теплом, оборотні замкнуті схеми використання гарячої води, нові технології підготовки цієї само гарячої води, наприклад з використанням гідродинамічних нагрівачів, де застосовано так званий ефект кавітації (вони дають можливість нагрівати будь-яку рідину без додаткових нагрівальних елементів, отримувати 30-40% економії енергоресурсів, мають ККД 92-95%. Монтують їх безпосередньо на об’єкт теплоспоживання, можуть використовуватись у дитсадках, лікарнях, пасажирських вагонах, підприємствах харчової промисловості тощо). У теплоенергетиці можна було б ширше використовувати теплові станції, в яких здійснюється перехід від системи прямого спалювання з ланцюгом тепло-вода-пар-турбіна до схеми теплогаз-турбіна. Бінарна технологія на порядок знижує матеріало- та енергоємність кіловата встановленої потужності, значно підвищуючи ККД енергоносія. З наявних 72 компресорних станцій ГТС України близько 40 можуть бути оснащені установками когенерації загальною потужністю до 2 тис. МВт тощо. Когенерація – технологія спільного виробництва теплової енергії на базі продукування електроенергії, що дає можливість економити до 10% природного газу. Україна, як стверджують учені, має все необхідне для широкого впровадження когенераційних технологій: промислову базу для виробництва потрібного енергетичного обладнання – газових турбін, газопоршневих двигунів, паливних компресорів, теплообмінного обладнання, систем управління та регулювання, а також організації, які вже сьогодні можуть виконувати когенераційні проекти "під ключ": ДВНП "Машпром", Миколаїв; НВО "Зоря", Миколаїв; ВАТ "Турбоатом", Харків; АТ "Мотор-Січ", Запоріжжя; ВАТ "Рассвет", Запоріжжя; АТ "Констар", Кривий Ріг і багато ін. Активізації розвитку когенерації в Україні повинен сприяти прийнятий ВРУ 29 червня 2004 р. Закон 336
5.3. Енергетичний потенціал України та її регіонів
України "Про комбіноване виробництво теплової та електричної енергії (когенерацію) та використання скидного енергопотенціалу " (№ 1908-ІУ). Він визначає правові, економічні та організаційні засади діяльності суб’єктів відносин у сфері енергозбереження щодо використання когенераційних установок, регулює відносини, пов’язані з особливостями виробництва, передачі і постачання електричної та теплової енергії від когенераційних установок [11, с. 153, 196]. Споживання первинних ресурсів в останні 4 роки в цілому по Україні та в переважній частині її регіонів збільшується (табл. 5.9), водночас скорочується власний видобуток, насамперед вугілля. З огляду на забезпечення енергетичної безпеки України ця тенденція, звісно, викликає тривогу, особливо якщо зважити на нестабільність цін на імпортовані вуглеводні та їх перманентне підвищення. Основні причини скорочення видобутку та споживання вугілля в Україні – геологічні, економічні, технічні та екологічні, вони виявляються і у видобувній галузі, і в галузях використання вугілля, зокрема, в тепловій енергетиці. Таблиця 5.9 Використання палива за регіонами України у 2000-2003 рр., тис. т у. п. Регіон, область Україна АР Крим Вінницька Волинська Дніпропетровська Донецька Житомирська Закарпатська Запорізька Івано-Франківська Київська Кіровоградська Луганська Львівська 2000 176246,7 2073,9 4103,3 1166 28478,8 43469,3 1665,3 1066,1 11953,0 6707,2 5185,6 1496,5 16666,1 5895,5 2001 189252,3 2189,2 4007,7 1183,8 29067,1 44841,4 1608,1 1097,8 11534,3 6601,4 4992,5 1453,3 20068,7 7280,9 2002 197472,2 2032,2 3750,4 1311,3 28986,1 45571,8 1663,2 1104,2 10182,3 7482,9 5287,1 1297 21320,3 7821,6 2003 211856,1 2226 3817,4 1474,7 29396,5 49810,1 1818,1 1331,3 11228,7 9069,6 5427,7 1301,9 23278 8443,3
337
Розділ V. Енергетична безпека економічного розвитку
Регіон, область 2000 2001 2002 Миколаївська 1909,5 1921,8 1956,8 Одеська 5763,9 7246 7714,5 Полтавська 8557,1 12251,5 17544,8 Рівненська 1641,2 1776,2 1891,4 Сумська 2756,6 2704,5 2781,6 Тернопільська 1149,6 1261,2 1218,1 Харківська 7894,2 8464,8 8483,9 Херсонська 3146,6 3816,3 3461,5 Хмельницька 1813 1885,1 1953,5 Черкаська 3516,4 3620,8 3752,7 Чернівецька 758 788,5 779,9 Чернігівська 1864,3 1923,6 2122,6 м. Київ 5245,5 5327,4 5654,3 м. Севастополь 304,1 338,5 346,1 Джерело: За даними Держкомстату України [19].
Ідеться, насамперед, про необхідність створення умов для істотного підвищення продуктивності праці шахтарів (сьогодні, за деякими даними, мільйон тонн вугілля в Україні потребує праці протягом року 6000 шахтарів, тоді як у США – тільки 300 гірників, Західній Європі – 1200, в Польщі – 3000 і рентабельності видобутку вугілля (за даними джерела [5] сьогодні у вугільній галузі лише близько 15% підприємств працюють прибутково), адаптації обладнання ТЕС до роботи на низькоякісному вугіллі (у масі, що подається на поверхню, в середньому міститься до 38% гірської породи), запровадження новітніх технологій, які б забезпечили у перспективі функціонування галузі на основі вітчизняної сировинної бази та ін. За даними Держкомстату України, питомі витрати умовного палива на ТЕС України в середньому становили у 2003 р. 372,6 г у.п./кВт год. і зросли порівняно з 2000 р. на 2,3 г у.п./кВт год. Протягом 4 аналізованих років спостерігалося щорічне збільшення питомих витрат: 2000 р. – 370,3 г у.п./кВт год.; 2001 р. – 371,2; 2002 р. – 371,5 і 2003 р. – 372,6. До того ж, слід зазначити, що у 1985 р. цей показник становив 343, у 1990 р. - 346 г у.п./кВт год. Отже, останні майже 20 років відбувається регрес в ефективності використання палива електростанціями загального користування 338
5.3. Енергетичний потенціал України та її регіонів
(витрати зросли на 8,6 відсотка). Якби у 2003 р. цей показник був хоча б на рівні 1990 р., то Україна могла б заощадити у виробництві електроенергії на ТЕС близько 2,4 млн т умовного палива). А, наприклад, у Німеччині вони становлять 300-320 г у.п./кВт год. За розрахунками академіка НАН України А.К. Шидловського [22], за умови припинення зростання зазначених витрат і досягнення щорічного двохвідсоткового їх зниження Україні знадобиться понад 10 років, щоб досягти сьогоднішніх показників країн ЄС, і майже 30 років – показників США. Але, насправді, спостерігається підвищення питомих витрат, а відтак і подальше зростання енергозалежності України від імпорту енергоносіїв. Спричинює це й деформована структура промисловості (споживає, за даними 2003 р., 91,7% ПЕР), де найбільшу частку становлять галузі з випуску енергоємної, матеріалоємної та екологічно брудної продукції, котру як сировину або напівфабрикати експортують. При цьому варто зазначити, що в умовах, які складаються на енергетичному ринку України, стабільне забезпечення населення та економіки енергоносіями може бути здійснено лише шляхом подальшого розвитку та реформування власної вугільної промисловості та галузей, що споживають її продукцію. Це стосується, насамперед, електроенергетичної галузі, зокрема теплових станцій. Якщо орієнтуватися на проект Енергетичної стратегії України на період до 2030 р. та дальшу перспективу, то виробництво електроенергії на ТЕС становитиме за базовим варіантом від 92 млрд кВт год у 2010 р. до 233,5 млрд у 2030 р., або, відповідно, 44,6 та 67,7% всієї електроенергії. У загальних витратах органічного палива у зазначених роках в обсязі 30,16 та 63,39 млн т у.п. на частку вугілля припадатиме 19,29 та 42,45 млн т у.п., тобто 64 і 67% за темпів зростання у 2,2 раза. Зважаючи на питомі витрати вітчизняного вугілля на одиницю енергії за загального зменшення витрат палива на 1 кВт год. за цей період з 354,43 до 303,25 г (на 14,4%), можна перебачити, що дефіцит у кінці прогнозованого періоду становитиме понад 50 млн т рядового вугілля на рік. Напевно, ці орієнтири й мають бути закладені в програми розвитку та державної підтримки цієї національної галузі (не відкидаючи необхідність і доцільність певного імпорту вугілля, але не для продукування електроенергії). За деякими оцінками [15, с. 56], 339
Розділ V. Енергетична безпека економічного розвитку
світова потреба у вугіллі вже до 2010- 2015 рр. імовірно збільшиться удвічі. Можна стверджувати, що найближчими десятиріччями досягти ефективної енергетичної безпеки та зменшити залежність України від імпорту вуглеводневих доцільно саме шляхом активного використання запасів вугілля. Згідно з програмою "Українське вугілля", що затверджена Кабінетом Міністрів України 19.09.2001 р., у 2010 р. вугільна промисловість буде представлена 159 шахтами і 3 розрізами. Видобуток вугілля сягне 110, а у 2030 р. – 120-125 млн т. За 1995-2004 рр. до закриття передано 119 шахт та 6 розрізів. У планах на 2005 р. до закриття готується 10 шахт. Відповідно до Указу Президента України від 06.07.04 "Про заходи з підвищення ефективності управління вугільною галуззю та її розвитку" КМУ доручено забезпечити до 1 липня 2006 р. закриття збиткових державних підприємств вугільної галузі [9]. На кінець 2004 р. у стані ліквідації перебувало 114 підприємств вугільної промисловості, з них лише 11 – у "третій групі", тобто об’єктивно вони вже не можуть існувати самостійно. Особливого значення викладене набуває у зв’язку з приватизаційними процесами в енергетичній галузі, коли, на нашу думку, держава, не маючи важелів директивного управління у сфері споживання приватними генеруючими компаніями конкретних видів енергоносіїв, могла б орієнтувати їх за допомогою відповідного економічного механізму на пріоритетне використання власної сировини. Треба взяти до уваги й інтереси інших галузей, що споживають вугілля, в першу чергу металургійного комплексу України. В Україні склалися три основних газоносних регіони: Дніпровсько-Донецький (Східний), Карпатський (Західний) та Чорноморсько-Кримський (Південний). Вважають, що найбільша кількість перспективних родовищ газу зосереджена у ДніпровськоДонецькому та Чорноморсько-Кримському регіонах. Як стверджується у атласі "Геологія і корисні копалини України", розвідані запаси природного газу в Україні становлять 1230,6 млрд кубометрів. За нинішніми оцінками фахівців, початкові потенційні ресурси вуглеводнів (нафти, газу і газового конденсату) в надрах України в перерахунку на умовне паливо складають 8417,8 млн т, зокрема нафти – 1330,0 млн т (15,8%), газового конденсату – 375,7 млн т (4,5%), газу (вільного, газових шапок і газу, розчиненого в 340
5.3. Енергетичний потенціал України та її регіонів
нафті) – 6712 млрд куб. м (79,7%). Ці ресурси розподіляються таким чином: Східний регіон – 4849 млн т у.п. (57,6%), Західний – 1755,9 млн т (20,9%), Південний – 1812 млн т у. п. (21,5%) [22]. З початку розробки покладів нафти і газу з надр України видобуто 1784,3 млрд куб. м газу, 297,7 млн т нафти та 64,8 млн т газового конденсату, що становить 2146,8 млн т у. п. Основні родовища нафти і газу характеризуються високим ступенем виробленості початкових запасів, ця величина для нафтових родовищ становить 70%, для газових – 65%. Більш як половина залишкових запасів належить до категорії важковидобувних, що потребують спеціальних технологій видобутку і додаткових капітальних вкладень. Вірогідні (підтверджені)1 запаси газу оцінюються станом на кінець 2003 р. у 1,11 трлн куб. м, або 0,6 відсотки світових запасів [4]. За даними НАК "Нафтогаз України", нерозвідані ресурси вуглеводнів загалом становлять близько 5 млрд т у.п., із них 80% - газ. У територіальному розрізі ці запаси розподілені так: у Східному регіоні - 49%, у Південному – 32,7%, третина ресурсів знаходиться на територіях акваторій Чорного та Азовського морів. В Україні є також різноманітні нетрадиційні джерела вуглеводнів. Це – розвідані, але невидобувні через сучасний рівень техніки і технології запаси нафти, газогідратного та підгідратного газу, метану вугільних пластів, штучного рідного палива під час термічного розкладання вугілля та сланців. Нині інтенсивні пошукові роботи з природного газу проводять у ДніпровськоДонецькій западині, де, на думку фахівців, перспективними є такі площі: Більська – 15 млрд куб. м, Українсько-Березовська – 15,6 млрд, Західно-Солоховська – 40 млрд, Солоховська – 25 млрд, а також Павловсько-Белявська зона – 30 млрд куб. м. У системі НАК "Нафтогаз України" за 1998-2004 рр. було відкрито 20 нових родовищ 24 нових продуктивних горизонтів. Лише за 2 роки (20022003) введено в експлуатацію Орховицьке, Східно-Решетняківське, Східно-Казантипське, Верхньомасловецьке, Личківське, Кобзивське, Західно-Старовирівське, Макунівське, Рубанівське Підтверджені запаси природного газу – це така його кількість, яка, за високо ймовірним підтвердженням інженерної та геологічної інформації, може бути видобута в майбутньому з відомих родовищ за існуючих економічних й експлуатаційних умов. Якщо видобування газу в Україні залишиться на рівні 2003 р., то цих запасів повинно вистачити на 62,6 року. 1
341
Розділ V. Енергетична безпека економічного розвитку
родовища. Тут обладнано і експлуатується 148 газових та 116 нафтових свердловин, які забезпечили видобування більш як півмільярда кубометрів газу і 438 тис. т нафти з конденсатом. Триває впровадження нових технологій зі збільшення ефективності експлуатації родовищ. Завдяки їм тільки у 2003 р. додатково видобуто 623,8 млн куб. м газу і 788,9 тис. т нафти з газовим конденсатом. Загальну динаміку видобутку природного газу та нафти в Україні за 1990-2003 рр. наведено у табл. 5.10. Таблиця 5.10 Обсяги видобутку природного газу та нафти в Україні 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
ПЕР
Природний 28,1 24,3 20,9 19,2 18,3 18,2 18,4 18,1 17,9 18,1 газ, млрд куб. м Нафта та газовий 5,3 4,9 4,5 4,2 4,2 4,1 4,1 4,14 3,94 3,8 конденсат, млн т Джерело: За даними Держкомстату України [19].
18,1 17,6 18,8 19,5
3,7
3,7 3,75 3,98
Розробники проекту Енергетичної стратегії України на період до 2030 р. вважають, що визначальна роль природного газу збережеться й у перспективі, до того ж потреби в ньому задовольнятимуться здебільшого за рахунок імпорту. У джерелі [10, с. 161] наведений прогноз балансу природного газу при орієнтації електроенергетики на вугілля і на газ до 2030 р. Внутрішній попит (зокрема й на газ для технологічних потреб) становитиме 2005 р. 70-71 млрд куб м, 2010 р. – 73-74, 2020 р. – 102-118, 2030 р. – 117-137 млрд куб. м; власний видобуток, відповідно, - 21,3-21,8; 24,5-28; у останні два періоди - по 25 млрд куб. м; імпорт – 48,2-49,7; 45-49,5; 77-93 і 92 - 112 млрд куб м. Водночас для збільшення власного видобутку вуглеводнів потрібні принципово нові рішення. Спеціалісти вважають, що сьогодні є два головні шляхи розвитку. Перший з них – вихід на нові глибини буріння і видобутку (зараз здійснюється розвідувальне 342
5.3. Енергетичний потенціал України та її регіонів
буріння на двох перспективних структурах – Західно-Шебелинській і Кобзівській з глибинами залягання до 6 тис. м. Прогнозні дані показують, що кожна з них може містити щонайменше 50 млрд куб. м газу). Відкрите 2004 р. Кобзівське газове родовище у Харківській обл. дозволяє забезпечити приріст запасів природного газу НАК "Нафтогаз України" до 70 млрд куб. м. 2004 г. було видобуто 20111,9 млн куб. м, або на 3,3% більше, ніж у 2003 р. Друге рішення – прискорена розвідка і розробка запасів шельфу Чорного і Азовського морів. У межах виняткової (морської) економічної зони Чорного і Азовського морів вже до 2010 р. передбачається знайти 73 та підготувати 55 нових дуже перспективних об’єктів загальною площею 1580 кв. км з ресурсами у 650 млн т нафти і газового конденсату [7, с. 150]. У газовому балансі України власний видобуток становить менше третини. Решту формують надходження газу за надання транзитних послуг Російській Федерації (23-30 млрд куб. м) та імпорт російського і туркменського газу. Протягом 2003 р. безпосередньо для споживання Україна імпортувала 60,4 млрд куб. м (2002 р. – 56,5 млрд), зокрема з Росії – 26, з Туркменистану – 34,4 млрд куб. м. Загалом було використано 76,4 млрд куб. м газу проти 69,7 млрд у 2002 р. На технологічні потреби витрачено у 2003 р. 7,5 млрд куб. м, а роком раніше - 7,0 млрд. До того ж, за твердженнями аналітиків, природний газ, отримуваний Україною за транзитні послуги, витрачають неефективно: його практично весь віддають на комунальні послуги за значно нижчою ціною, ніж та, що врахована як плата за транзит, тобто він "проїдається". Із загального обсягу витрачання газу 46,7% іде на кінцеве споживання, 42,7% - перетворюється на інші види енергії і лише 9% спрямовується на енергетичні (хімпромисловість) цілі [11, с. 200]. У такій ситуації галузь позбавляється джерел для оновлення фондів і розвитку технологій. Адже відомо, що для збереження балансу між наявними ресурсами і видобутком необхідно забезпечувати випереджальний приріст їхніх запасів завдяки розширенню пошукових геологорозвідувальних робіт. Зокрема, як стверджують фахівці, обсяг розвідувального і пошукового буріння в Україні має становити щорічно щонайменше 170-200 тис. м, кількість свердловин, що передаються в експлуатацію, - 100, приріст запасів газу – до 20 млрд куб. м. Але в ситуації, що складається з отриманим за транзит газом, держава позбавляється 343
Розділ V. Енергетична безпека економічного розвитку
гарантованих джерел фінансування державного замовлення на виконання розвідувальних робіт (На 2004 р. його взагалі не було. Роботи з геологорозвідки здійснюються практично тільки в межах внутрішніх фінансових ресурсів НАК "Нафтогаз України").За оцінками цієї компанії, розвідані запаси нафти на території країни становлять 100—150 млн т, а разом із газовим конденсатом — до 250 млн т. Їх вистачить (якщо збережуться сьогоднішні обсяги видобування: у 2003 р. 3,975 млн т та у 2004 р. майже 4,2 млн т) не більше ніж на 60 років. Адже, за твердженнями фахівців, Україні, як зазначено вище, сьогодні бракує внутрішніх резервів для необхідного розвитку нафтодобувної галузі. Одночасно спостерігається погіршення якості розвіданих запасів: близько 72% родовищ з розвіданими запасами нафти належать до дуже дрібних, тому що містять менш як 300 тис. т нафти кожне. До того ж, переважну більшість (82%) розвіданих запасів нафти вже залучено до розробки. Рівень відпрацьованості її початкових запасів сягає 65%. Скорочуються масштаби буріння нових свердловин: у 2004 р. компанією "Укрнафта" пройдено лише 165,42 тис. м, що на 10,6% менше, ніж у 2003 р. та на 2,8% - менше запланованого. Саме тому Україні важко розраховувати на істотне збільшення щорічного видобутку власної нафти, а отже, і на відповідне завантаження НПЗ, що діють на території країни, вітчизняною сировиною. Повільно впроваджуються новітні технології у переробці нафти: у 2003 р. вкладення вітчизняних нафтопереробних підприємств у власну реконструкцію оцінюють лише у 210 млн грн. У 2003 року на НПЗ України надійшло 24,6 млн т нафти, з них 21,3 млн т - з РФ (86,6%). На заводах здійснено первинну переробку 21,9 млн т. Значну кількість вироблених нафтопродуктів (9 млн т) експортовано: 500 тис. т бензинів, 1,4 млн т дизпалива і 7,2 млн т – мазуту [16]. Оскільки топковий мазут здебільшого експортують, то його заміщують на ТЕС природним газом і вугіллям. У зв’язку з цим для України дуже важливим є створення умов для видобування (утилізації) та використання в промисловості метану, що міститься у вугільних пластах. За свідченням фахівців, за запасами шахтного метану Україна посідає четверте місце у світі. У Донецькому та ЛьвівськоВолинському вугільних басейнах у пластах та їхніх породах міститься від 12 до 22 трлн куб. м, а на окремих шахтах - від 0,2 до 344
5.3. Енергетичний потенціал України та її регіонів
4,7 млрд куб. м. Тільки в донецьких шахтах сьогодні можна видобувати і використовувати в енергетичних цілях 3-3,5 млрд куб. м цього газу щороку. Промислові запаси метану становлять 3-3,5 трлн куб. м, або в 2-2,5 раза більше, ніж природного (дані українських геологів). Найімовірніші прогнозні ресурси метану становлять (дані американських дослідників) до 27 трлн куб. м. Використання його в економіці України дасть можливість на 30% зменшити імпорт газу, запобігти вибухам у процесі вуглевидобутку та забезпечити охорону довкілля. Досвід США свідчить, що вилучення метану як супутньої корисної копалини може сягати 7080%. Нині, за твердженнями фахівців [14], в Україні є технології з видобування та утилізації метану та технічні можливості їх практичної реалізації. Якщо скористатися цими можливостями, то вугільні родовища слід розглядати як комплексні метано-вугільні і відповідно до цього розробляти їх з огляду на особливості кожної шахти. Науковці стверджують, що до 2010 р. обсяги видобутку метану в Україні можуть становити до 8 млрд куб. м [7, с. 150]. Нині метан утилізують лише на 62 шахтах в обсязі 80 млн куб. м, або 4% об’єму газу, що виділяється щорічно з шахт. Із метою створення безпечних умов праці на шахтах Донбасу щороку виводять і скидають у повітря саме 3,5 млрд куб. м метану. Лише на 17 з 253 шахт Донбасу незначну кількість його використовують у господарстві. Наприклад, на шахті ім. Засядька вже 4 роки працюють над програмою виробництва електроенергії з використанням метану, який міститься (до 25%) у шахтному газі. Запаси метану в пластах шахти оцінюють у 3,6 млрд куб. м. Шахта витратила на розвиток програми вже 200 млн гривень, щорічно тут збирають 120-150 млн куб. м метану, але поки він із технічних причин здебільшого викидається у повітря. На шахтах ЛьвівськоВолинського басейну метан взагалі не використовують. З метою розвитку цього напряму забезпечення України енергоносіями було ухвалено кілька урядових рішень, створено спеціальні робочі групи тощо, але справа посувається занадто повільно [21]. В Україні майже по всій території (за виключенням АРК, Луганської, Одеської та Чернівецької обл.) трапляються поклади торфу: його балансові запаси – 735 млн т, промислові – 22,6 млн т
345
Розділ V. Енергетична безпека економічного розвитку
[7, с. 159]. Є також горючі сланці1, найбільшим їх родовищем вважають Бовтиське, розташоване на межі Черкаської і Кіровоградської областей та приурочене до глибокої (до 600 м) воронкоподібної западини діаметром 25-20 км. Є можливість одержувати зі сланців синтетичну нафту. Попередньо визначено, що вихід синтетичної нафти на 1 т сланцю може досягати 170 кг і більше. Перспективним вважається використання сланців як палива в принципово нових енергетичних установках із зовнішнім спалюванням палива і високим (теоретично до 90%) ККД перетворення тепла на електроенергію. Менілітові сланці значно поширені в Східних Карпатах, від кордону з Польщею на північному заході до кордону з Румунією на південному сході, на площі близько 1,5 тис. кв. км. За деякими даними, запаси їх до глибини 200 м становлять понад 500 млрд т із вмістом горючих речовим до 70 млрд т. Менілітові сланці – це високозольні (75–92 породи з низьким вмістом органіки (10-20 %), вміст сірки в них становить 1,9-7,6%, вихід смол - 1,5-7 %, теплота згоряння (середньозважена) – 1177-1443 Ккал/кг. Запаси менілітових сланців підраховано на двох найперспективніших ділянках (ВерхньоСиньовидне та Сукель-Ілемня) за кондиціями: зольність – до 84%, теплота згоряння – більш як 1000 Ккал/кг. Загальні ресурси тут становлять 1120,8 млн т. Менілітові сланці через високу зольність і низьку теплоту згоряння не відповідають сучасним вимогам до сировини для спалювання на теплових електростанціях, і їх можна розглядати лише як потенційну енергетичну сировину на майбутнє. У табл. 5.11 наведені дані щодо запасів та обсягів видобутку важливіших видів ПЕР у регіонах України.
1
Дані Ради по вивченню продуктивних сил України (РВПС) НАН України
346
5.3. Енергетичний потенціал України та її регіонів
Таблиця 5.11 Мінерально-сировинна база України станом на 01.01.2003 р. Погашення запасів у 2002 р. Видобуток у 2002 р.
Газ природний млрд вугільних м3 родовищ Вугілля млн т кам’яне Нафта Газовий конденсат Газ природний Торф Газ природний Вугілля кам’яне Торф Нафта Газовий конденсат тис. т тис. т млрд м3 тис. т млн м3 млн т млн т тис т тис. т
Розділ V. Енергетична безпека економічного розвитку
Погашення запасів у 2002 р.
Видобуток у 2002 р.
Кількість родовищ Одиниця виміру Розробляються
Балансові запаси кат. А+В+С1 Розробляються
Вид корисної копалини
Газ природний Вугілля кам’яне Вугілля буре Газ природний Метан вугільних родовищ Вугілля кам’яне Вугілля буре Торф Газ природний Вугілля буре Газ природний Вугілля буре Нафта Газовий конденсат Газ природний Торф Вугілля буре
млрд м3 млн т млн т млн м3 млрд м3 млн т тис. т тис. т млн м3 млн т млн м3 млн т млн т тис. т млрд м3 тис. т млн т
тис. т млн Газ природний 3 м Торф Нафта Газовий конденсат Газ природний Торф Нафта Газовий конденсат Газ природний Торф Торф тис. т тис. т тис. т млрд м3 млн т тис. т тис. т млн м3 тис. т тис. т 51
46 78,4 64,8 Одеська область 2 - 1169 2 - 11219 -
Київська область 14 46874 20340 15 15 Полтавська область 29 20 24662 23963 223 223 57 64 31 43507 30509 34 452,09 318,35 527 6,75 625 6,75
Рівненська область 330 46 188,9 61,9 Сумська область 22 18 28221 27169 18 19 16 11017 10250 16 68051 65358
Джерело: Дані Ради по вивченню продуктивних сил України НАН України.
У наступній табл. 5.12 наведені дані з використання паливноенергетичних ресурсів у 2003 р. у регіонах України. Їх порівняння з даними попередньої таблиці дає певну уяву про енергодефіцитність регіонів та їх залежність від ввезення паливних ресурсів. 350
Забезпеченість запасами (роки)
Усього
Усього
28 48 39 -
5.3. Енергетичний потенціал України та її регіонів
Таблиця 5.12 Використання окремих видів палива в регіонах України у 2003 р. Кам’яне вугілля, тис. т Буре вугілля (лігніт), тис. т 656,9 0,106 3,1 0,203 0,001 648,9 2 0,066 0,174 0,004 2,3 Нафта, ПриродТорф включаю- ний газ, паливний, чи газовий млн куб. м тис. т конденсат, тис. т 22908,5 72186,7 510,9 2,3 1377,7 1883,5 683,6 172,5 0,049 8856,2 10773 0,043 1031,4 15,9 638,8 5 3122,9 1494,7 1,4 6206 2071,4 2831,2 7301,7 86 768,7 1982,3 157,9 3180,3 3209,6 576,9 5026,7 3171,9 1414,6 2727,9 4478 1288 2037,2 881,7 4413,9 568,9 1298,6 2985,5 428,4 1198,8 4670,5 261,1 0,005 48,3 0,017 139,9 2,1 21,7 0,009 0,445 22,2 87,9 -
Регіон
Україна АР Крим Вінницька Волинська Дніпропетровська Донецька Житомирська Закарпатська Запорізька ІваноФранківська Київська Кіровоградська Луганська Львівська Миколаївська Одеська Полтавська Рівненська Сумська Тернопільська Харківська Херсонська Хмельницька Черкаська Чернівецька Чернігівська м. Київ м. Севастополь
Особлива роль в енергетичному потенціалі України належить атомній енергетиці. Країна входить до п’ятірки держав із найрозвинутішою атомною енергетикою. Із 52,7 млн кВт загальної 351
Розділ V. Енергетична безпека економічного розвитку
встановленої потужності електростанцій на кінець 2003 р. 11,8 млн, або 22,4%, припадало на потужності атомних станцій. На них було вироблено 81,4 млрд кВт. год. електроенергії, що становило понад 45,1% усієї виробленої в країні електричної енергії (табл. 5.13). Таблиця 5.13 Встановлена потужність і кількість виробленої електроенергії на електростанціях України в 2003 р. Тип електростанцій Потужність, млн кВт Питома вага, % Вироблено електроенергії, млн кВт. год Питома вага, %
Усього 52,7 100 180,4 100 Із них: Гідроелектростанції 4,8 9,11 9,4 5,21 Теплові 36,0 68,31 89,5 49,61 Атомні 11,8 22,39 81,4 45,12 Інші 0,1 0,19 0,1 0,06 Джерело: Розраховано за даними Держкомстату України [19].
У 2004 р. на чотирьох діючих АЕС експлуатувалося 15 енергоблоків сумарною встановленої потужністю 13,835 млн кВт та вироблено понад 87 млрд кВт год електроенергії. У 2005 р. НАЕК "Енергоатом" планує виробити 93,6 млрд кВт год енергії, або на 7,5% більше у порівнянні з 2004 р. У промислову експлуатацію будуть введені блоки ХАЕС-2 та РАЕС-4. За деякими розрахунками, введення в дію двох атомних блоків у 2004 р. рівнозначне економії 5,5 млрд куб. м природного газу, що використовується на ТЕС. За час незалежності України ставлення до атомної енергетики в державі було неоднозначне: від мораторію на завершення розпочатого будівництва блоків (у серпні 1990 р., скасованого у 1995 р. Прямі збитки оцінюються у 6,4 млрд дол. США [6]) через закриття Чорнобильської АЕС (15 грудня 2000 р.) до введення в дію 6-го блоку на ЗАЕС у 1996 р. і двох нових блоків у 2004 р. та прийняття Урядом комплексної програми робіт щодо подовження терміну експлуатації діючих енергоблоків атомних електростанцій, 352
5.3. Енергетичний потенціал України та її регіонів
яку передбачається реалізовувати з 2004 по 2010 рік. Виконання програми дасть можливість продовжити проектний термін експлуатації діючих блоків, ресурс яких вичерпується у 2011-2025 рр., ще на 5-10 років та зберегти виробництво електроенергії на АЕС на рівні, не нижчому за досягнутий. Подальший розвиток атомної енергетики в Україні за умови забезпечення безаварійної експлуатації АЕС з погляду енергетичної безпеки країни є безальтернативним. За розрахунками [12], найближчі 20 років Україна залишатиметься енергодефіцитною державою, яка (в разі збереження існуючої структури ПЕБ) змушена буде щорічно завозити паливноенергетичні ресурси в обсязі до 110-140 млн т у.п. Тому деякі фахівці вважають, що Україні треба орієнтуватися на випереджальний розвиток ядерної енергетики, поступово замінюючи діючі блоки новими традиційних типів із підвищеною безпекою (так звані енергоблоки третього покоління) і нарощуючи загальну потужність блоків АЕС до 13,44-15,44 млн кВт у 2010 р. і 13-18 млн – у 2030 р. залежно від вибраного сценарію розвитку [3]. Наближається й практична реалізація планів нового будівництва двох блоків на Хмельницькій та одного – на Рівненській АЕС. Значною перевагою атомної енергетики вважають її екологічну безпеку та певну економічну конкурентоспроможність. Водночас необхідно реалізовувати заходи з неухильного виконання вимог ратифікованої Верховною Радою України у грудні 1997 р. міжнародної Конвенції про ядерну безпеку (в країні прийнято Закон "Про впорядкування питань, пов’язаних із забезпеченням ядерної безпеки" від 24.06.2004 р. № 1868-ІV, розроблено й схвалено спеціальну комплексну програму модернізації та підвищення безпеки енергоблоків АЕС), винайти фінансові джерела для реалізації інноваційної моделі розвитку атомної галузі та зростання ефективності використання ядерного палива під час виробництва електричної та теплової енергії на АЕС, створення вітчизняного замкненого паливного циклу відповідно до спеціальної комплексної програми, з вирішенням проблеми відходів тощо. Природною альтернативою традиційним енергоносіям є нетрадиційні і відновлювальні джерела енергії (НВДЕ), на які у ХХІ ст. покладають великі надії. Вони є практично невичерпними і 353
Розділ V. Енергетична безпека економічного розвитку
екологічно чистими. У світі їх дедалі частіше використовують. Найбурхливіше розвивається вітроенергетика — в середньому близько 50% приросту щороку, сонячна енергетика — до 33%, геотермальна і водна — понад 8%. Сьогодні 19% виробництва світової енергії забезпечують джерела відновлювальної енергії (переважно це традиційна велика гідроенергетика, але частка вітру, сонця, малої гідроенергетики та біоенергетики також зростає) і 17% — атомна енергетика. Згідно з програмою розвитку енергетики країн Євросоюзу, вже на 2010 р. європейці мають намір на 50% забезпечувати себе енергією, виробленою з відновлювальних джерел. У грудні 1997 р. в Кіото на засіданні вищого органу рамкової Конвенції ООН про зміну клімату було прийнято протокол, який, зокрема, передбачає обмежити використання викопних вуглеводів для виробництва тепла й електроенергії (нині протокол схвалила 181 країна, зокрема й Україна). З огляду на це можна констатувати, що використання відновлювальних джерел енергії стає одним із пріоритетних напрямів розвитку вітчизняної і світової енергетики. У прогнозах Міжнародної енергетичної Агенції (МЕА) до 2020 р. загальна потужність АЕС у світі залишиться на нинішньому рівні (2000 р. – 350 ГВт), а використання відновлювальних джерел може зрости в 1,5 раза. Наша держава володіє величезним потенціалом для розвитку альтернативної енергетики (табл. 5.14). За їх (джерел) рахунок, відповідно до Національної енергетичної програми до 2010 р., має бути забезпечено до 10%, а до 2030 р. - 16% енергопостачання країни. Значним резервом економії вуглеводнів є також використання енергоспроможних відходів металургійної, коксохімічної та хімічної промисловості – це штучні та промислові гази, що їх можна використовувати і як хімічну сировину, і як паливо. За даними статистики, лише середньорічний обсяг штучних горючих газів становить 12-13,5 млн т у.п. У більшості країн ЄС НВДЕ стають одним із важливіших елементів енергетичного балансу. Тут за останні 30 років їх використання зростало в середньому на 2,1% щорічно. Якщо термін окупності капіталовкладень у звичайну енергетику становить 8-10 років, саме будівництво ТЕС – 6-8 років, а великих ТЕС і АЕС – 10-12 років, то об’єкти малої енергетики споруджуються за 8-10 місяців, а вкладені кошти окупаються через 354
5.3. Енергетичний потенціал України та її регіонів
3-4 роки. На початку 20-х років ХХ ст. в Україні діяло 84 ГЕС потужністю 4 тис. кВт. Після Другої світової війни –150 станцій потужністю 8,4 тис. кВт, а у 50-ті роки було вже до 956 потужністю 30 тис. кВт [13]. Таблиця 5.14 Річний потенціал нетрадиційних і відновлювальних джерел енергії в Україні Потенціал Загальний млрд кВт год. 270 млн т у.п. Технічний млрд кВт год. 30 млн т у.п. Доцільноекономічний млрд млн т кВт у.п. год. 3,2 1,2
Вид НВДЕ Вітроенергетика 97,2 10,8 Сонячна енергетика 720000 88400 3460 720 5,4 0,9 Геотермальна енергетика 438 50 262,8 30 180 21 Мала гідроенергетика 12,5 4,5 8,3 3 3,7 1,3 Нетрадиційне паливо 165,2 20,3 165,2 20,3 165,2 20,3 Енергія навколишнього середовища та викидний енерготехнологі чний потенціал 2806,3 421,2 1135 170,4 96,3 14,5 Всього 954,5 454,4 59,2 723692,4 88993,2 5061,3 Джерело: Стан світової енергетики на межі ХХ і ХХІ століть та перспективи альтернативних джерел енергії // Енергоінформ. – 2004. – № 12.
Фахівці вважають перспективним створення в Україні малих комплексів безпаливних електростанцій. Нині частка ГЕС у виробництві електроенергії в Україні становить 6%. За розрахунками українських вчених-енергетиків, потенційні гідроенергетичні ресурси оцінюються в 44,7 млрд кВт, з них до 30% – ресурс "малої" гідроенергетики. Вони можуть стати 355
Розділ V. Енергетична безпека економічного розвитку
потужною основою енергозабезпечення, передусім, для західних регіонів України, а для деяких районів Закарпатської і Чернівецької областей – навіть джерелом цілковитого енергозабезпечення. Карпатський регіон у цілому має найбільший гідроенергетичний потенціал малих річок (близько 30% ресурсів, потужність 2 млн кВт). Повна реалізація прийнятої у 1997 р. Програми державної підтримки розвитку нетрадиційних і відновлювальних джерел енергії, малої гідро- та теплоенергетики поряд з реконструкцією великих ГЕС до 2005 р. дала б можливість підвищити потенціал гідроенергетики до 11% у складі енергосистеми України. Тільки малі ГЕС до 2010 р. вироблятимуть 600 млн кВт год електроенергії. Згідно з названою програмою, заплановано до 2005 р. заощадити 2,7% традиційних енергоресурсів, або 5,4 млн т у. п., а до 2030 р. 32 млн т. Дедалі більше застосовують в Україні геотермальні ресурси. За останні 10 років складено геотермальні карти, зроблено оцінку ресурсів загалом у країні та у регіонах, на площах і родовищах. Відрізняють два типи ресурсів – гідротермальні (термальні води, пароводяні суміші, перегріта пара) і петрогеотермальні (тепло сухих гірських порід із температурою понад 350 градусів за Цельсієм). Геотермальні ресурси як альтернативне джерело для виробництва електроенергії використовують майже в 60 країнах світу. Першу електростанцію такого зразка збудовано 1904 р. в Італії (містечко Лардерелло). Її потужність сьогодні становить 360 МВт. Першість у світі з використання геотермальних ресурсів нині належить США, де потужність ГеоТес сягає 3,3 тис. МВт, або понад 40% відповідних світових потужностей. Цілковито задовольняє свої потреби в електроенергії, використовуючи тепло землі, Ісландія. Потужність геотермальної опалювальної системи тут становить 350 МВт. До геотермальних ресурсів належить також потенціал зігрітих підземних вод, що виводяться на поверхню разом із видобувною нафтою і газом. За виконаними комплексними узагальнюючими оцінками геолого-структурних, геотермальних і гідрогеологічних умов і критеріїв, установлено, що термальні води у кількості та якості, за яких можливе їх продуктивне використання, є у Закарпатті і Криму. 356
5.3. Енергетичний потенціал України та її регіонів
Добові експлуатаційні спроможності восьми геотермальних площ Закарпаття становлять майже 240 тис. куб. м води, температура якої близько 60 градусів, що дає можливість за використанням теплової помпи, зібрати тепло, еквівалентне потужності у 493 МВт. Економічно виправданим є використання ресурсів Берегівського, Косинського, Залуського, Тереблянського, Велятинського, Велико-Палацького, Велико-Багтянського та Ужгородського родовищ. Прогнозні ресурси Криму - понад 27 млн куб. м на добу. Налічується 310 родовищ, котрі фонтанують, із них 240 цілковито досліджено. Експлуатується лише два родовища – Медведковське та Янтарне. Використання місцевих ресурсів ускладнюється через значні капітальні витрати на їх освоєння та зворотне запомпування води, а також створення стійкого до корозії теплоенергетичного обладнання. Петрогеотермальна енергія. Вважають, що у 10-кілометровій товщі земної поверхні на території України міститься 6,91012 Дж, або 2,381012 т у.п. За ступенем перспективного використання петрогеотермальної енергії в Україні виокремлюють 4 класи територій: високоперспективні, реально перспективні, потенційно перспективні та малоперспективні. Перші з них розміщені на ділянках Закарпатського прогину, у північно-західній частині Більче-Волицької зони Передкарпатського прогину, Переддобружинського прогину, у степовому Криму, на Керченському півострові та ін. Найперспективнішим регіоном для розвитку геотермальної енергетики є Закарпаття, де горні породи на глибинах до 6 км мають температуру 230-275 градусів. На ділянках Тарханкутського та Керченського півостровів температура гірських порід на глибинах 3,5-4 км сягає 160-180 градусів. На думку фахівців, сьогодні можна використовувати тільки до 4% прогнозованих ресурсів петрогеотермальної енергії. Щоб збільшити цей відсоток, необхідні розробка й освоєння інтенсивних технологій вибирання теплоносіїв, створення ефективних систем використання тепла надр і вирішення інших науково-технічних проблем. Використовуючи енергію вітру, такі країни, як США і Німеччина, мають на меті забезпечити до 2030 р. до 25% загального споживання електроенергії. В Україні у Комплексній програмі будівництва ВЕС задекларовано, що у 2010 р. потужність вітроагрегатів сягатиме 1,9 млрд кВт. Пріоритетною територією 357
Розділ V. Енергетична безпека економічного розвитку
для використання енергії вітру визнано Крим, насамперед Керченський та Тарханкутський півострови. У 2003 р. в АРК було споруджено 80 вітрових електростанцій (ВЕС), а всього вона має 355 загальною потужністю 38,95 МВт. У 2006 р. на Херсонщині плановано завершити будівництво Асканійської вітроелектростанції потужністю 50 МВт (включена до Комплексної програми будівництва ВЕС). Недалеко від Борислава на горі (в центрі курорту "Східниця") вже працює 7 вітроагрегатів потужністю до 107 кВт кожний. Збільшення кількості вітроагрегатів та їх потужності дало б змогу зменшити собівартість альтернативної електроенергії та поліпшити енергозабезпечення у разі пікових навантажень. Потужність усіх встановлених вітростанцій (переважно на Азово-Чорноморському узбережжі, в Криму, Карпатах, Дніпропетровській і Донецькій областях) — близько 60 МВт. Але, як показують перевірки, здійснені Рахунковою палатою, Комплексна програма будівництва вітрових електростанцій, затверджена КМУ ще у 1997 р., не забезпечена реальними джерелами та обсягами фінансування. Уряд не вживає належних заходів, щоб створити сприятливі умови для розвитку вітроенергетики. За 7 років її виконання не досягнуто навіть планових показників першого етапу (2000 р.), яким, зокрема, передбачалося досягти сумарної встановленої потужності ВЕС у 137,2 МВт [23]. Одним із можливих шляхів зменшення потреби у вуглеводнях є налагодження виробництва біологічного палива (у контексті вступу до ЄС це також важливо, оскільки є відповідна Директива Єврокомісії щодо біопалива). 4 липня 2000 р. КМУ було затверджено Програму "Етанол", спрямовану на перепрофілювання потужностей 50 спиртзаводів на випуск високооктанових домішок (ВКД) до бензинів. У 2002 р. вироблено 6,246 тис. т ВКД, а у 2003 р. – вже 21,5 тис. т. Але цілком програма не виконується. Є також Указ Президента України від 26.09.03 "Про заходи щодо розвитку виробництва палива з біологічної сировини". Відповідно до його вимог вже до 2007 р. частку ВКД у сумішних бензинах треба довести до 5%, Кабмін зобов’язаний розробити програму виробництва біологічного дизельного пального на період до 2010 р. На думку фахівців Мінагрополітики, 8-10% потреби у дизпаливі в Україні можна задовольнити шляхом вирощування рапсу у 358
5.3. Енергетичний потенціал України та її регіонів
Чорнобильській зоні. Якщо довести частку біопалива у бензинах до 10%, то імпорт нафти можна скоротити на 7-9%. Якщо засівати рапсом 5-5,5 млн га (17% посівних площ), то взагалі можна відмовитись від дизпалива з нафти (але це поки що лише деякі розрахунки). Підсумовуючи викладене, можна стверджувати, що в Україні триває робота щодо урізноманітнення джерел постачання та видів енергоносіїв, впроваджуються новітні технології для використання НВДЕ у всіх регіонах держави, але, на нашу думку, першочерговим завданням має усе ж бути створення ефективних напрямів енергозбереження, тобто впровадження різноманітних енергозбережних технологій на всіх рівнях господарювання.
Ви переглядаєте статтю (реферат): «Енергетичний потенціал України та її регіонів» з дисципліни «Економічний розвиток України: інституціональне та ресурсне забезпечення»
породи з низьким вмістом органіки (10-20 %), вміст сірки в них становить 1,9-7,6%, вихід смол - 1,5-7 %, теплота згоряння (середньозважена) – 1177-1443 Ккал/кг. Запаси менілітових сланців підраховано на двох найперспективніших ділянках (ВерхньоСиньовидне та Сукель-Ілемня) за кондиціями: зольність – до 84%, теплота згоряння – більш як 1000 Ккал/кг. Загальні ресурси тут становлять 1120,8 млн т. Менілітові сланці через високу зольність і низьку теплоту згоряння не відповідають сучасним вимогам до сировини для спалювання на теплових електростанціях, і їх можна розглядати лише як потенційну енергетичну сировину на майбутнє. У табл. 5.11 наведені дані щодо запасів та обсягів видобутку важливіших видів ПЕР у регіонах України. 