Analysis of energy security indicators of the Ukrainian oil and gas industry
This article presents the calculated values of energy-security indicators of the Ukrainian oil and gas industry for 2013–2018 in accordance with the Methodical Recommendations of the Ministry of Economic Development and Trade of Ukraine (2013). Analysis of these indicators showed that, despite getti...
Збережено в:
| Дата: | 2019 |
|---|---|
| Автор: | |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2019
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/709 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | System Research in Energy |
| Завантажити файл: |  |
Репозитарії
System Research in Energy| _version_ | 1871104218193985536 |
|---|---|
| author | Leshchenko I.Ch. |
| author_facet | Leshchenko I.Ch. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Leshchenko I.Ch.",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Leshchenko I.Ch. |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:45Z |
| description | This article presents the calculated values of energy-security indicators of the Ukrainian oil and gas industry for 2013–2018 in accordance with the Methodical Recommendations of the Ministry of Economic Development and Trade of Ukraine (2013). Analysis of these indicators showed that, despite getting out from dependence in imported natural gas from Russian Federation, in 2017–2018, most of the indicators were unsatisfactory, in particular, “The part of own sources in the state’s gas balance”, “The part of own sources in the state’s crude oil balance”, “The level of import dependence on natural gas in its total supply”, “The part of losses during transportation and distribution of natural gas”, “The part of natural gas import from one country (company) in the general volume of its import”. Indicator “The part of import of petroleum products from one country (company) in the total volume of its import” was close to unsatisfactory. Indicator “The part of import of crude oil and gas condensate from one country (company) in the total volume of its import” was critical, and indicator “The ratio of investment in energy companies to GDP” has a dangerous value. The value of one indicator “The level of import dependence on crude oil in its total supply” was satisfactory, and two indicators: “The level of import dependence on natural gas in the total supply of primary energy”, although natural gas is not the predominant resource in the energy balance of Ukraine, and “Natural Gas Reserves” were optimal. Such indicator values show that the state of energy security in the oil and gas industry is in the large at an unsatisfactory level.It is shown that there is a need to supplement the Methodical Recommendations with indicators that would assess the protection of critical energy infrastructure, assurance of the stability of energy supply, diversity of sources and routes of natural gas, oil and petroleum products supply and transit, oil and petroleum products stocks, the level of integration of the energy markets of Ukraine and the EU, emissions of greenhouse gases and polluting substances from the energy sector. |
| doi_str_mv | 10.15407/pge2019.02.004 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:02:44Z |
| format | Article |
| fulltext |
4
І.Ч. ЛЕЩЕНКО
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
Закон України «Про національну безпеку» [1]
дає визначення національної безпеки України як
«захищеність державного суверенітету, терито-
ріальної цілісності, демократичного конститу-
ційного ладу та інших національних інтересів
України від реальних та потенційних загроз». За-
кон визначає фундаментальні національні інтер-
еси України:
«– державний суверенітет і територіальна ціліс-
ність, демократичний конституційний лад, недопу-
щення втручання у внутрішні справи України;
– сталий розвиток національної економіки, гро-
мадянського суспільства і держави для забезпечен-
ня зростання рівня та якості життя населення;
– інтеграція України в європейський політич-
ний, економічний, безпековий, правовий простір,
набуття членства в Європейському Союзі та в Ор-
ганізації Північноатлантичного договору, розвиток
рівноправних взаємовигідних відносин з іншими
державами».
І хоча в законі не виокремлено енергетичну без-
пеку, вона є складовою зовнішньополітичної, дер-
жавної, економічної та екологічної безпеки Украї-
ни, які відзначені у документі, адже енергобезпека
є поняттям комплексним. На стан енергетичної
безпеки впливають фактори, пов’язані з політикою
держави в галузі енергозабезпечення та енергоспо-
живання, загрози втрат доступу до енергоресурсів,
недостатнє фінансування енергетичних потреб,
монополізація енергетичних ринків, негативні со-
ціальні наслідки енергетичної політики (високі
темпи зростання цін на енергію та ін.).
Міжнародне енергетичне агентство визначає
енергетичну безпеку як «безперервну доступність
джерел енергії за доступною ціною» [2]. У дов-
гостроковому вимірі енергетична безпека розгля-
дається, в основному, як своєчасність інвестицій
у постачання енергії відповідно до економічного
розвитку та екологічних вимог. У короткостроко-
вій перспективі енергетична безпека визначається
здатністю енергетичної системи оперативно реа-
гувати на зміни в межах балансу постачання-по-
питу енергоресурсів.
У більшості методичних підходів, які викорис-
товуються для оцінки стану енергетичної безпе-
ки, ключовим елементом є індикатор (показник)
енергетичної безпеки, нормування цих показ-
ників виконують з використанням їх граничних
значень. Такий підхід використано у «Методич-
них рекомендаціях щодо розрахунку рівня еконо-
мічної безпеки України», затверджених наказом
Міністерством економічного розвитку і торгівлі
України наказом від 29.10.2013 № 1277 (далі –
Методичні рекомендації) [3]. Згідно саме цього
документа було виконано аналіз показників енер-
гетичної безпеки для нафтогазової галузі країни.
ПРОГНОЗУВАННЯ, СИСТЕМНИЙ АНАЛІЗ ТА ОПТИМІЗАЦІЯ
СТРУКТУРНОГО РОЗВИТКУ ЕНЕРГЕТИКИ
ISSN 2522-4344 (Online), ISSN 1562-8965 (Print). The problems of general energy, 2019, 2(57): 4–12
doi: https://doi.org/10.15407/pge2019.02.004
УДК 620.9 І.Ч. ЛЕЩЕНКО канд. техн. наук, ст. наук. співр.,
Інститут загальної енергетики НАН України, вул. Антоновича, 172,
м. Київ, 03150, Україна, ORCID: http://orcid.org/0000-0003-3382-4762
АНАЛІЗ ІНДИКАТОРІВ ЕНЕРГЕТИЧНОЇ БЕЗПЕКИ НАФТОГАЗОВОЇ ГАЛУЗІ УКРАЇНИ
Наведено результати розрахунку значень індикаторів енергетичної безпеки на-
фтогазової галузі України відповідно до Методичних рекомендацій Міністерства
економічного розвитку і торгівлі України. Проаналізовано зміни цих індикаторів за
останні п’ять років та оцінено стан енергетичної безпеки нафтогазової галузі Укра-
їни. З урахуванням змін в економіці та політичному житті нашої країни, які відбули-
ся в останні роки і суттєво впливають на енергетичну безпеку, надано рекоменда-
ції щодо розширення переліку індикаторів енергетичної безпеки.
К л ю ч о в і с л о в а: енергетична безпека, індикатор, природний газ, нафта, на-
фтопродукти, газотранспортна система.
© І.Ч. ЛЕЩЕНКО, 2019
5
Аналіз індикаторів енергетичної безпеки нафтогазової галузі України
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
Індикатори «Рівень імпортної залежності за
природним газом у загальному постачанні пер-
винної енергії», «Частка власних джерел у ба-
лансі природного газу держави», «Частка втрат
при транспортуванні та розподіленні природно-
го газу» та «Запаси природного газу». У табл. 1 на-
ведено баланси природного газу за 2013–2017 рр.
згідно даних Держкомстату України та розраховані
значення відповідних індикаторів.
Починаючи з 2014 р. споживання газу в Україні
скорочувалось швидкими темпами, що пов’язано
із втратою частини території, загальною еконо-
мічною кризою та різким подорожчанням цього
енергоресурсу. За таких умов значення індикато-
рів, наведених у табл. 1, зрозуміло, покращується
порівняно з 2013 р. Зокрема, значення індикатора
«Рівень імпортної залежності за природним га-
зом у загальному постачанні первинної енергії» у
2014–2017 рр. становив 15% і нижче, отже, був на
оптимальному рівні. Хоча необхідно зауважити,
що природний газ в останні роки не є домінуючим
ресурсом у загальному постачанні первинної енер-
гії України, а цей індикатор рекомендовано визна-
чати для домінуючого в балансі енергоресурсу.
Наведений у табл. 1 індикатор «Рівень імпортної
залежності за природним газом у загальному його
постачанні» фактично не є індикатором за Мето-
дичними рекомендаціями, але його значення ілю-
струє залежність країни від імпорту цього енерго-
ресурсу, як і значення індикатора «Частка власних
джерел у балансі природного газу держави». Після
2014 р. значення першого з них не перевищує 51%,
але це значення не можна визначити як задовільне.
Значення індикатора «Частка власних джерел у ба-
лансі природного газу держави» також знаходиться
на незадовільному рівні – 49–66%. І це при тому,
що рівень споживання газу в країні у 2014–2017 рр.
був низьким, а подальший розвиток промисловос-
ті та зростання добробуту населення приведуть до
збільшення споживання цього енергоресурсу. Зо-
крема, вже у 2018 р. за даними НАК «Нафтогаз»
споживання природного газу в Україні порівняно
з 2017 р. збільшилось на 0,4 млрд м3 [5]. Отже, на
перспективу, для забезпечення задовільних значень
означених індикаторів необхідно спрямовувати зу-
силля країни на збільшення власного видобутку
природного газу.
Значення індикатора «Частка втрат при тран-
спортуванні та розподіленні природного газу»
згідно Методичних рекомендацій визначається як
співвідношення втрат при транспортуванні і розпо-
діленні первинної енергії до загального постачання
первинної енергії. Але для цього дослідження було
визначено цей індикатор лише для природного газу.
Розраховане значення цього індикатора у 2015–
2016 рр. (1,8) є небезпечним, а у 2017 р. (2,0) – кри-
тичним. І якщо технічний стан і рівень втрат для га-
зотранспортної системи (ГТС) знаходиться під су-
ворим контролем, то у газорозподільних мережах
(ГРМ) має місце значний рівень витоків з огляду на
поганий технічний стан та вичерпаність термінів
амортизації обладнання цих мереж. За оцінками,
наведеними у [6], якщо в Східній Європі загаль-
ноприйнятий обсяг втрат у ГРМ не більше 2,5%,
Таблиця 1. Баланси природного газу України та значення індикаторів енергетичної безпеки [4]
Постачання та споживання 2013 р. 2014 р. 2015 р. 2016 р. 2017 р.
Виробництво, млрд м3 20,15 17,81 18,69 19,14 19,52
Імпорт, млрд м3 28,41 18,63 16,76 11,11 14,21
Зміна запасів, млрд м3 1,05 3,17 –2,58 2,04 –2,75
Загальне постачання, млрд м3 49,60 39,60 32,87 32,30 30,97
Статистичні розбіжності, млрд м3 0,03 –1,00 –0,05 –0,23 –0,25
Загальне споживання, млрд м3 49,63 38,60 32,82 32,07 30,73
Втрати при транспортуванні та розподіленні, млрд м3 0,63 0,61 0,62 0,62 0,67
Запаси у підземних сховищах газу на кінець року, млрд м3 18,35 21,92 19,18 21,32 18,43
Загальне постачання первинної енергії, тис. т н.е. 115940 105683 90090 94383 89625
Фактичне значення індикаторів енергетичної безпеки, %
Рівень імпортної залежності за природним газом у
загальному постачанні первинної енергії (оптимальне
значення ≤30%, задовільне – ≤40%)
19 15 15 9 13
Рівень імпортної залежності за природним газом у його
загальному постачанні 57 47 51 34 46
Частка власних джерел у балансі природного газу держави
(задовільне значення ≥70%) 43 53 49 66 54
Частка втрат при транспортуванні та розподіленні природного
газу (оптимальне значення 1,1%, задовільне – 1,4%) 1,2 1,4 1,8 1,8 2,0
Запаси природного газу, місяців 4,5 6,8 7,1 8,0 7,3
6
І.Ч. ЛЕЩЕНКО
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
то в Україні фактично вони вже досягли 4,5%, а на
2020 р. їх значення прогнозується на рівні 6%.
Значення індикатора «Запаси природного газу»,
яке визначається як співвідношення запасів при-
родного газу до його споживання, віднесене до
1 місяця року, починаючи з 2014 р. відповідає опти-
мальному значенню, яке дорівнює 6, і, навіть, було
надмірним у 2016 р. Але, на нашу думку, індикатор
«Запаси природного газу» є не зовсім коректним,
оскільки він не враховує можливості покриття
пікової потреби у природному газі в особливо
холодні дні наприкінці зими, коли запаси газу у
підземних сховищах газу (ПСГ) вже зменшились
з початку опалювального сезону, що не дозволить
отримати максимальний відбір газу. Це підтвер-
дили події зими 2017–2018 рр. При різкому зни-
женні температури у березні 2018 р., коли запаси
у ПСГ були нижчими за номінальні, швидкості
відбору газу не вистачило, щоб покрити піковий
попит, і природний газ довелось терміново ку-
пувати на спотовому ринку Європи за цінами до
500 дол. США за тис. м3, адже ВАТ «Газпром» від-
мовився продати необхідні Україні обсяги газу.
Індикатор «Частка імпорту природного
газу з однієї країни (компанії) у загальному об-
сязі його імпорту». З 2016 р. Україна перестала
закупати газ у ВАТ «Газпром». Досвід останніх
років показав, що у НАК «Нафтогаз України»
не вистачає коштів для здійснення закупівлі газу
для внутрішніх споживачів, тому, починаючи з
2015 р. закупівлі проводились за кредитні кошти
Європейського Банку Реконструкції та Розвитку
(ЄБРР). Згідно умов надання кредиту за ці кошти
НАК «Нафтогаз України» мав право здійснюва-
ти закупівлі газу тільки на європейському ринку
і тільки у тих трейдерів, які пройшли процедуру
кваліфікаційного відбору та були затверджені як
постачальники. У січні 2018 р. НАК «Нафтогаз»
здійснив остаточне погашення заборгованості в
сумі 300 млн дол. США за кредитною угодою з
ЄБРР. Всього в рамках кредитної угоди на захід-
ному кордоні України було придбано 5,3 млрд м3
газу за процедурами закупівель ЄБРР [7].
Також у 2016 р. НАК «Нафтогаз України» Сві-
товим банком було надано кредитні гарантії у роз-
мірі 500 млн дол. США на придбання природного
газу, які, в свою чергу, забезпечуються державною
гарантією в рамках формування енергетичного
фонду згідно постанови № 876 Кабінету міністрів
України від 30.11.2016 р. Дія кредитної лінії ста-
новить чотири роки: два на закупівлю газу, два на
погашення кредиту. У табл. 2 наведено обсяги ім-
порту природного газу до України з різних країн за
реєстрацією компанії-імпортера та їх частки у за-
гальному імпорті в 2014–2018 рр.
Задовільним значенням цього індикатора є
30%, незадовільним – 40%. Як видно з табл. 2,
значення індикатора «Частка імпорту природного
газу з однієї країни (компанії) у загальному обсязі
його імпорту» після 2016 р., коли Україна пере-
стала закуповувати російський газ, для більшості
країн реєстрації компаній-імпортерів є оптималь-
ним або задовільним. Виключення становить зна-
чення індикатора для Швейцарії у 2017–2018 рр.,
яке знаходиться на рівні 37–40,5%. У той же час,
якщо проаналізувати список країн, де зареєстро-
вані компанії, що постачають природний газ, то з
них власний газ видобуває лише Норвегія, а най-
більшим постачальником з 2016 р. є Швейцарія,
яка не є газовидобувною країною. Польські трей-
дери, скоріш за все, постачають в Україну катар-
ський газ, який з червня 2016 р. надходить на тер-
мінал з приймання зрідженого природного газу в
Свиноуйсьце. Що стосується інших постачальни-
Таблиця 2 . Імпорт природного газу до України та частка країн за реєстрацією
компаній-імпортерів в загальному імпорті у 2014–2018 рр. [8]
Країна реєстрації
компанії-імпортера
2014 2015 2016 2017 2018
Кiль-
кiсть,
млрд м3
Частка,
%
Кiль-
кiсть,
млрд м3
Частка,
%
Кiль-
кiсть,
млрд м3
Частка,
%
Кiль-
кiсть,
млрд м3
Частка,
%
Кiль-
кiсть,
млрд м3
Частка,
%
Велика Британія – – 0,40 2,4 0,79 7,2 0,54 3,9 0,69 6,6
Німеччина 2,78 14,3 3,46 21,0 2,55 23,4 3,71 26,6 3,18 30,6
Норвегія 0,89 4,6 2,07 12,6 0,01 0,1 – – – –
Польща – – 0,04 0,2 0,75 6,9 1,49 10,7 0,73 7,0
Угорщина 1,26 6,5 3,24 19,7 0,17 1,6 0,77 5,5 0,60 5,8
Франція – – 0,02 0,1 1,99 18,3 1,02 7,3 0,18 1,7
Швейцарія 0,07 0,4 0,75 4,6 3,22 29,5 5,64 40,5 3,87 37,3
Інші країни Європи 0,01 0,1 0,34 2,1 1,43 13,1 0,77 5,5 1,14 11,0
Російська Федерація 14,45 74,2 6,14 37,3 – – – – – –
Всього 19,47 100 16,46 100 10,90 100 13,94 100 10,39 100
7
Аналіз індикаторів енергетичної безпеки нафтогазової галузі України
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
ків, то у відкритих джерелах немає інформації про
те, газом якого походження вони торгують.
На сьогодні газ купується на європейських ха-
бах, але фізично Україна отримує його за схемою
заміщення, повертаючи російський газ, який був
транспортований до Словаччини. Адже після пере-
тину українського кордону газ стає власністю єв-
ропейських трейдерів, які продають його Україні.
Водночас, Словаччина, маючи великі транзитні
потужності, не має джерел надходження додатко-
вого природного газу. Газ для України із західно-
го напрямку до Словаччини може надходити через
Чехію або Австрію, а ці країни не є країнами-тран-
зитерами, їх газові мережі не розраховані на тран-
спортування газу для інших країн. За даними сло-
вацького оператора газових мереж Eustream у точ-
ках входу до Словаччини з боку Чехії та Австрії ста-
ном на січень 2020 р. сумарні вільні потужності на
даний час складають 7,2 млрд м3, станом на січень
2021 р. – 13,5 млрд м3 [9]. Додатковий імпорт з Поль-
щі в обсязі до 8 млрд м3 (проти нинішніх 1,5 млрд)
можливий тільки за умови побудови інтерконекто-
ра Україна–Польща, будівництво якого було анон-
совано ще у 2014 р., але на сьогодні не розпочато.
Водночас у вересні 2018 р. Словаччина і Польща
почали будувати інтерконектор, який з’єднає газо-
транспортні системи цих країн. Його річна потуж-
ність у бік Польщі становитиме 5,7 млрд м3, у бік
Словаччини – 4,7 млрд м3, а будівництво має завер-
шитись у 2021 р. [10]. Отже, за умови припинення
транзиту до Європи російського газу можливостей
для суттєвого нарощування імпорту газу з європей-
ських хабів до України немає.
Індикатори «Рівень імпортної залежності
за сирою нафтою у загальному її постачанні»
та «Частка власних джерел у балансі сирої на-
фти держави». У табл. 3 наведено баланси сирої
нафти за даними Енергетичних балансів України
за 2013–2017 рр., аналіз яких показує, що йде по-
стійний спад власного видобутку нафти, а її за-
гальне споживання впало у 2015–2016 рр. майже
на 20%, що пов’язано з економічною кризою та
втратою частини території, але у 2017 р. спожи-
вання сирої нафти знову збільшилось.
Індикатор «Частка власних джерел у балансі
сирої нафти держави» у 2014–2015 рр. був більше
90%, а у 2017 р. впав до 60%, що є незадовільним
значенням, а індикатор «Рівень імпортної залежнос-
ті за сирою нафтою у загальному її постачанні» у
2016 р. був 19%, що є оптимальним значенням. Але
ці індикатори не відображають критичну ситуацію,
яка склалась в країні з власним видобутком сирої
нафти та її постачанням, внаслідок чого утворилась
критична залежність від імпорту нафтопродуктів.
Індикатор «Частка імпорту сирої нафти з
однієї країни (компанії) у загальному обсязі її ім-
порту». Дані щодо імпорту в Україну нафти або
нафтопродуктів сирих, одержаних з бітумінозних
порід, та країн реєстрації компаній-імпортерів за
2014–2018 рр. наведено у табл. 4.
З табл. 4 видно, що індикатор «Частка імпорту
сирої нафти та газового конденсату з однієї країни
(компанії) у загальному обсязі його імпорту» має у
2014–2018 рр. критичні значення. І якщо у 2014 р.
критичним був імпорт сирої нафти з Російської Феде-
рації, то у 2015–2016 рр. критичний імпорт припадав
на Казахстан, а у 2016–2018 рр. – на Азербайджан.
Важливим фактором енергетичної безпеки
країни є її забезпеченість власними нафтопродук-
тами (табл. 5).
З табл. 5 видно, що частка російських нафто-
продуктів в імпорті скоротилась до 16,3% у 2016 р.,
але надалі почала зростати, досягнувши у 2018 р.
39,2%. Частка імпорту нафтопродуктів з Білорусі у
2016 р. становила 59%, а у 2018 р. – 39,1% при не-
задовільному значенні індикатора «Частка імпорту
нафтопродуктів з однієї країни (компанії) у загаль-
ному обсязі його імпорту» у 40%.
Таблиця 3. Баланси сирої нафти України [4], млн т
Постачання та споживання 2013 р. 2014 р. 2015 р. 2016 р. 2017 р.
Виробництво 3,167 2,817 2,618 2,304 2,208
Імпорт 0,849 0,193 0,238 0,527 1,331
Експорт –0,036 –0,07 –0,022 –0,025 –0,139
Зміна запасів –0,001 0,102 0,017 0 –0,049
Загальне постачання 3,979 3,042 2,851 2,806 3,351
Міжпродуктові передачі -0,1 0,222 0,23 0,293 0,334
Статистичні розбіжності 0,06 –0,125 0 0 0
Загальне споживання 3,939 3,389 3,081 3,099 3,685
Фактичне значення індикатора енергетичної безпеки, %
Частка власних джерел у балансі сирої нафти
держави (задовільне значення ≥70%) 79 94 92 81 60
Рівень імпортної залежності за сирою нафтою у
загальному її постачанні (задовільне значення ≤40%) 21 6 8 19 40
8
І.Ч. ЛЕЩЕНКО
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
Отже, частка Білорусі та Російської Федерації
в імпорті нафтопродуктів два останні роки стано-
вить 78%, що може бути критичним. У зв’язку з
цим необхідно зазначити, що постановою Уряду
Російської Федерації № 460-25 від 18.04.2019 з
1 червня заборонено вивіз на територію України
нафти, бітумних нафтопродуктів та асфальтових
сумішей. До переліку товарів, вивіз яких буде здій-
снюватись на основі дозволів Міністерства еконо-
мічного розвитку Російської Федерації, включено,
у тому числі, бензини, дизельне паливо та зріджені
гази. Однак ці дії Росії навряд чи створять критич-
ну ситуацію на українському ринку нафтопродук-
тів, адже українські трейдери мають можливість
переорієнтуватися на постачання нафтопродуктів
з країн ЄС, Азербайджану та деяких інших країн,
що вже мало місце у 2014 р. Значно складнішими
можуть бути наслідки у разі виникнення проблем
з постачанням нафтопродуктів ще й з Білорусі, а
вірогідність цих подій достатньо висока з огляду
на кризу, яка намітилась у стосунках цієї країни з
Російською Федерацією.
Необхідно зазначити, що індикатора, який ви-
значає стан запасів нафти та нафтопродуктів в кра-
їні, на відміну від запасів природного газу, взагалі
немає. Хоча згідно Протоколу про приєднання до
Договору про заснування Енергетичного Співтова-
риства Україна зобов’язується поступово наблизи-
ти своє законодавство до законодавства ЄС. Зокре-
ма, відповідно до Директиви 2009/119/ЄС Ради від
14.09.2009 [11] Україна зобов’язалась підтримувати
мінімальні запаси сирої нафти та/або нафтопродук-
тів на випадок надзвичайних ситуацій. Головним ви-
конавцем у формуванні стратегічних запасів нафти
та нафтопродуктів є Державне агентство резерву
України. Відповідно до взятих зобов’язань до кінця
2020 року необхідно накопичити мінімальні запаси
нафти (30% запасів) та нафтопродуктів (70% запа-
сів) в обсязі понад 2 млн тонн еквівалента сирої на-
фти. Для управління цими запасами буде створено
незалежне Агентство, 70% власності якого буде у
держави, 30% – в операторів ринку [12].
Індикатор «Знос основних виробничих фон-
дів підприємств галузі». На сьогодні ГТС Укра-
Таблиця 4. Імпорт в Україну нафти або нафтопродуктів сирих, одержаних з бітумінозних порід,
та частка країн реєстрації компаній-імпортерів у загальному імпорті у 2014–2018 рр. [8]
Країна реєстрації
компанії-імпортера
2014 2015 2016 2017 2018
Кiль-
кiсть,
тис. т
Частка,
%
Кiль-
кiсть,
тис. т
Частка,
%
Кiль-
кiсть,
тис. т
Частка,
%
Кiль-
кiсть,
тис. т
Частка,
%
Кiль-
кiсть,
тис. т
Частка,
%
Азербайджан 0 0 0 0 0 0 864 85,2 723 94,2
Казахстан 19 10,6 227 99,9 502 97,4 41 4,0 0 0,0
Російська Федерація 160 89,4 0 0,0 0,4 0,1 14 1,3 1,1 0,1
Латвія 0 0 0 0 0 0 0 0 0,16 0
Литва 0 0 0 0 0 0 0 0 0,12 0
Румунія 0 0 0,3 0,1 13 2,6 7,3 0,7 0,43 0,1
Угорщина 0 0 0 0 0 0 0,1 0 2,68 0,3
Iран 0 0 0 0 0 0 88 8,7 23 3,0
Алжир 0 0 0 0 0 0 0 0 17 2,2
Всього 179 100 228 100 516 100 1013 100 767 100
Таблиця 5. Надходження нафтопродуктів в Україну, тис. т [8]
Країна реєстрації
компанії-імпортера
2014 р. 2015 р. 2016 р. 2017 р. 2018 р.
Кiль-
кiсть,
тис. т
Частка,
%
Кiль-
кiсть,
тис. т
Частка,
%
Кiль-
кiсть,
тис. т
Частка,
%
Кiль-
кiсть,
тис. т
Частка,
%
Кiль-
кiсть,
тис. т
Частка,
%
Білорусь 4 178 42,3 6 215 46,0 8 755 59,0 7 233 46,2 6 305 39,1
Російська Федерація 1 418 14,4 2 967 21,9 2 415 16,3 4 926 31,5 6 319 39,2
Литва 1 505 15,2 1 511 11,2 1 518 10,2 1 699 10,9 1 631 10,1
Польща 603 6,1 1 016 7,5 348 2,3 115 0,7 47 0,3
Румунія 799 8,1 140 1,0 105 0,7 37 0,2 26 0,2
Інші країни 1 374 13,9 1 672 12,4 1 688 11,4 1 645 10,5 1 796 11,1
Всього 9 877 100 13 521 100 14 829 100 15 655 100 16 124 100
9
Аналіз індикаторів енергетичної безпеки нафтогазової галузі України
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
їни працює надійно, але вона є досить старою
системою за термінами експлуатації. Більшість
магістральних газопроводів були спроектовані в
60-70-х роках минулого сторіччя, змонтовані та
введені в експлуатацію в 70-80-х рр. Великі тран-
зитні газопроводи, які вводилися у роботу пізніше
і технічному стану яких приділяється більше ува-
ги, знаходяться у дещо кращому стані, але про-
блема капітального ремонту та реконструкції є ак-
туальною і для цієї групи газопроводів. За даними
[13] у структурі магістральних газопроводів та
газопроводів-відводів менше 2% складають газо-
проводи з терміном експлуатації 10 років і менше,
38% – це газопроводи, які експлуатуються від 11
до 33 років і 60% складають газопроводи з термі-
ном експлуатації понад 33 роки.
У 2007 р. було прийнято «Програму модерні-
зації та реконструкції газотранспортної системи
України на 2007–2010 роки» НАК «Нафтогаз Укра-
їни», загальною вартістю 4,6 млрд дол. США, у
2009 р. – «Концепцію розвитку, модернізації і пе-
реоснащення газотранспортної системи України
на 2009–2015 роки», затверджену розпорядженням
Кабінету Міністрів України, загальною вартістю
2,571 млрд дол. США. Але обидві програми не
були виконані. У 2011 р. почалась реалізація про-
екту «Модернізація і реконструкція магістрально-
го газопроводу Уренгой–Помари–Ужгород», який
розраховано на 9 років із залученням до 60% ко-
штів інвесторів. У 2012 та 2014 рр. між Україною
та ЄБРР укладались Кредитні угоди на реконструк-
цію, капітальний ремонт та технічне переоснащен-
ня окремих ділянок цього магістрального газопро-
воду та компресорної станції Ромни.
У 2018 р. Національна комісія, що здійснює
державне регулювання у сферах енергетики та ко-
мунальних послуг, своєю постановою затвердила
«План розвитку газотранспортної системи Опера-
тора газотранспортної системи АТ «Укртрансгаз»
на 2018–2027 роки» із загальним фінансуванням
близько 60 млрд грн без ПДВ [13]. Цей документ
передбачає реконструкцію 4 компресорних стан-
цій (КС) – «Яготин», «Диканька», «Ромни» та цех
ПСГ «Більче-Волиця» з визначеним об’ємом ін-
вестицій більше 7 млрд грн. Ці об’єкти визначено
пріоритетними з урахуванням загрози припинення
транзиту російського газу територією України. У
2018 р. АТ «Укртрансгаз» розпочало реалізацію
інвестиційних проектів модернізації ГТС Укра-
їни з проектною вартістю близько 80 млн євро, з
яких 53,6 млн євро – кредит, наданий німецьким
Deutsche Bank AG, решта – власні кошти товари-
ства. Одним з проектів є заміна компресорного об-
ладнання на КС «Бар» газопроводу «Союз» на нове
з ККД 36% (замість 25%), що дозволить скоротити
споживання паливного газу та зменшити обсяги ви-
кидів вихлопних газів відповідно до європейських
вимог. Необхідно зазначити, що КС «Бар» є ключо-
вим вузлом української ГТС, на ній побудовано ре-
версну перемичку, яка дасть можливість транспор-
тувати газ із заходу на схід України без залучення
інших газопроводів. Також розпочато роботи на КС
«Яготин», де планується побудувати новий цех. Ця
станція також відіграє важливу роль при транспор-
туванні газу з підприємств «Шебелинкагазвидобу-
вання» і «Полтавагазовидобування», бере участь у
закачуванні газу до ПСГ, виконую важливі функції
у постачанні газу до Києва, отже, вона буде працю-
вати навіть за умови припинення транзиту росій-
ського газу. Але, звичайно, реконструкція 5–6 КС
не вирішить проблеми оновлення української ГТС.
Водночас, на сьогодні в галузі склалася ситуа-
ція, коли термін експлуатації об’єктів ГТС не є ви-
значальною підставою для їх реконструкції, адже у
АТ «Укртрансгаз» приділяється багато уваги тех-
нічному діагностуванню обладнання магістраль-
них газопроводів. У березні 2003 р., коли напрацю-
вання основної кількості газоперекачувальних агре-
гатів МГ «Союз» і «Уренгой–Помари–Ужгород»
досягло свого паспортного ресурсу – 100 тис. мо-
тогодин, було створено комісію ДК «Укртрансгаз»
та фірми «Нуово Піньон» (Nuovo Pignone, Італія),
яка свого часу постачала компресорне обладнан-
ня для цих газопроводів. Комісія обстежила стан
агрегатів у комплексі з системами автоматичного
управління й енергопостачання та розробила ре-
комендації, реалізація яких дозволила продовжи-
ти термін експлуатації обладнання компресорних
станцій ще на 100 тис. мотогодин [14]. Нинішнє не-
повне завантаження ГТС також сприяє подовжен-
ню ресурсу обладнання через скорочення термінів
його експлуатації. Зокрема, за даними АТ «Укр-
трансгаз» в останні роки у технологічному режимі
транспортування газу не було задіяно 18 компре-
сорних цехів, у складі яких встановлено 134 газо-
перекачувальних агрегати [13].
Важливою складовою загальнодержавної сис-
теми газопостачання є газорозподільні мережі,
якими здійснюється транспортування природного
газу до споживачів. Порівнянно з кількістю дослі-
джень, які виконуються на об’єктах магістрально-
го транспорту газу, газорозподільним мережам не
приділяється достатньо уваги. Хоча на сьогодні в
Україні близько 3,2 тис. км з 350 тис. км розподіль-
них газопроводів ГРМ знаходяться в аварійному
стані [6]. Більше 5,5 тис. газорегуляторних пунктів,
що становить 8% їх загальної кількості, знаходять-
ся в аварійному стані, а через 5 років цей показник
зросте вже до 10 тисяч. Крім того, близько 7% газо-
проводів ГРМ вичерпали свій термін амортизації,
а через 5 років їх буде вже більше 10%. Водночас,
за українськими нормами цей показник не повинен
перевищувати 3%, а за європейськими стандарта-
ми не більше 1,5%. Майже на 15% газорегулятор-
10
І.Ч. ЛЕЩЕНКО
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
них пунктів вичерпано термін амортизації, а через
5 років таких буде вже понад 20%. Хоча за стан-
дартами Європи це показник не повинен переви-
щувати 3% [6]. За оцінкою експертів [15] тільки на
критичні інвестиції для збереження працездатності
ГРМ протягом найближчих п’яти років необхідно
близько 20 млрд грн. Водночас, залишкова балан-
сова вартість державної частини ГРМ становить
близько 4 млрд грн, чого не вистачить на отриман-
ня кредиту під заставу державного активу навіть
лише для критичних інвестицій.
Що стосується нафтотранспортної системи
(НТС) України, то згідно даних АТ «Укртранс-
нафта» 21% нафтопроводів експлуатується понад
50 років, 57% – від 31 до 50 років, решта 22% – від
10 до 30 років [16]. За час експлуатації до 80% ма-
гістральних нафтопроводів і технологічного облад-
нання вичерпали свій ресурс, фізично і морально
застаріли і потребують модернізації. Звичайно, у
компанії вживають заходи для забезпечення надій-
ності магістральних нафтопроводів, а з огляду на
невисоке завантаження впродовж останнього деся-
тиріччя нафтотранспортна система має достатній
ресурс для її безпечної експлуатації. Але подальша
підтримка нафтопроводів у справному технічному
стані, а тим більше доведення їх до стану, який від-
повідатиме міжнародним стандартам, вимагатиме
значного обсягу інвестицій.
Таким чином, на сьогодні з урахуванням суттє-
вого недозавантаження українських газо- та нафто-
транспортної систем і газорозподільних мереж оці-
нити значення зносу основних виробничих фондів
підприємств галузі дуже складно. Відповідно до
Методичних рекомендацій цей показник визнача-
ється за даними статистичного бюлетеня Держав-
ної служби статистики України «Основні засоби
України» для видів економічної діяльності. У ви-
данні за 2017 р. наведено такі показники ступеню
зносу основних засобів:
– добування сирої нафти та природного газу
18,0%;
– виробництво коксу та продуктів нафтопереро-
блення 54,2%;
– постачання електроенергії, газу, пари та кон-
диційованого повітря 57,0%;
– наземний і трубопровідний транспорт 39,0%.
Така деталізація статистичної інформації не
дозволяє оцінити ступені зносу основних вироб-
ничих фондів підприємств не тільки нафтогазової
галузі, але й паливно-енергетичного комплексу в
цілому. Хоча ступінь зносу на рівні 50% є вже неза-
довільним, а 60% – небезпечним.
Індикатор «Відношення інвестицій у підпри-
ємства ПЕК до ВВП». У Методиці цей показник
визначається за даними експрес-випуску «Капі-
тальні інвестиції в Україні» Державної служби
статистики України як співвідношення капіталь-
них інвестицій за видом економічної діяльності
«Постачання електроенергії, газу, пари та конди-
ційованого повітря» до ВВП. З такого визначення
випливає, що діяльність з видобування природно-
го газу та нафти і діяльність з їх трубопровідного
транспортування взагалі не враховується при ви-
значенні цього індикатора. У табл. 6 наведено капі-
тальні інвестиції за окремими видами економічної
діяльності згідно експрес-випусків «Капітальні ін-
вестиції в Україні» у 2017 та 2018 рр.
Якщо взяти до уваги, що у 2017 р. згід-
но даних Держстату ВВП України становив
2 983,882 млрд грн, а у 2018 р. – 3 558,706 млрд грн,
то значення індикатор «Відношення інвестицій у
підприємства ПЕК до ВВП» становило у ці роки,
відповідно, 1 та 1,2%, що згідно Методичних ре-
комендацій є небезпечним значенням. У ці роки
об’єми капітальних інвестицій у нафтогазову га-
лузь, зокрема, у добування сирої нафти і природ-
ного газу та трубопровідний транспорт, більша
частина якого припадає на газо- та нафтопроводи
(хоча є і два продуктопроводи – аміакопровід То-
льятті – Горлівка – Одеса та етиленопровід Калуш
– Тісауйварош, Угорщина), виробництво газу та
розподілення газоподібного палива через ГРМ ста-
новили, відповідно, 19,566 та 30,617 млрд грн, що
відповідає лише 4 та 5% від загального обсягу капі-
тальних інвестицій в економіку країни.
Таким чином, аналіз індикаторів енергетичної
безпеки нафтогазової галузі показав, що у 2018 р.
критичне значення мав індикатор «Частка імпорту
сирої нафти та газового конденсату з однієї краї-
ни (компанії) у загальному обсязі його імпорту» –
94,2% з Азербайджану.
Значення індикатора «Відношення інвестицій
у підприємства ПЕК до ВВП» становило у 2017–
2018 рр. 1 та 1,2%, що є небезпечним значенням.
Незадовільними були значення індикаторів у
2017–2018 рр.:
– «Частка власних джерел у балансі природного
газу держави» – 54%
– «Частка власних джерел у балансі сирої нафти
держави» – 60%;
– «Рівень імпортної залежності за природним
газом у його загальному постачанні» – 46%;
– «Частка втрат при транспортуванні та розподі-
ленні природного газу» – 2%;
– «Частка імпорту природного газу з однієї кра-
їни (компанії) у загальному обсязі його імпорту» –
37,3% (при чому найбільшим постачальником газу
була Швейцарія).
Близьким до незадовільного було значення ін-
дикатора «Частка імпорту нафтопродуктів з одні-
єї країни (компанії) у загальному обсязі його ім-
порту» – 39,2% з Російської Федерації та 39,1% з
Білорусі. Задовільним було значення індикатора
«Рівень імпортної залежності за сирою нафтою у
11
Аналіз індикаторів енергетичної безпеки нафтогазової галузі України
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
загальному її постачанні» – 40%. Оптимальними
були значення лише 2 індикаторів: «Рівень імпорт-
ної залежності за природним газом у загальному
постачанні первинної енергії» – 13%, хоча природ-
ний газ не є домінуючим ресурсом у загальному
постачанні первинної енергії України, та «Запаси
природного газу» – 7,3 місяців. Такі значення інди-
каторів показують, що стан енергетичною безпеки
у нафтогазовій галузі знаходиться, в цілому, на не-
задовільному рівні.
Водночас, необхідно зазначити, що на сьогод-
ні Методичні рекомендації 2013 р. не враховують
тих з мін, які відбулися останніми роками в еко-
номіці та політичному житті України і суттєво
впливають на її енергетичну безпеку. Зокрема,
при визначенні стану енергетичної безпеки дер-
жави необхідно враховувати та оцінювати нові за-
грози, які виникли в результаті анексії Російською
Федерацією Криму та розв’язання бойових дій
на Донбасі, що спричинило часткову руйнацію
взаємозв’язків паливно-енергетичного комплексу
України, фізичне знищення окремих його об’єктів
та елементів енергетичної інфраструктури. У Ме-
тодичних рекомендаціях не оцінюються рівні за-
вантаження газо- та нафтотранспортної системи,
хоча повне припинення транзиту природного газу
та нафти з Російської Федерації через територію
України є критичним, оскільки вимагає карди-
нальної зміни структури, у першу чергу, газо-
транспортної системи України [18]. Іншим нега-
тивним аспектом повного припинення транзиту
російського газу через українську ГТС є можливі
проблеми з реверсом, а, отже, і з отриманням ім-
портного газу з Європи. Для нафтотранспортної
системи також матиме критичні наслідки повне
припинення транзиту російської нафти через те-
риторію України, оскільки для власних спожива-
чів нафта трубопроводами майже не транспорту-
ється. Крім того, приєднавшись до Договору про
заснування Енергетичного Співтовариства та під-
писавши Угоду про асоціацію з Європейським Со-
юзом Україна зобов’язалась реформувати правила
функціонування енергетичного сектору відповід-
но до положень законодавства ЄС, у тому числі,
стосовно гарантування енергетичної безпеки.
Також важливими складовими енергетичної
безпеки, які на сьогодні не розглядаються у Мето-
дичних рекомендаціях, є оцінки захисту критичної
енергетичної інфраструктури, забезпечення ста-
більності енергозабезпечення, рівня інтеграції рин-
ку газу України та ЄС. Крім того дуже важливими
є показники впливу енергетики країни на викиди
парникових газів та шкідливих речовин, зниження
яких також характеризує менший ризик для енерге-
тичної безпеки. Зокрема, у «Методиці визначення
міжнародного індексу ризиків енергетичній без-
пеці» («International Index of Energy Security Risk»)
Інституту Світової енергетики (Global Energy
Institute) Американської торгової палати [19] оці-
нюються такі екологічні показники, як річна тен-
денція викидів CO2, пов’язаних з енергетичним
сектором; викиди СО2 від енергетики на душу на-
селення; вуглецевоємність ВВП, яка визначається
як кількість викидів CO2, пов’язаних з використан-
ням енергії, на 1 тис. дол. США ВВП.
Введення до складу індикаторів перелічених
вище показників може погіршити оцінку стану
енергетичної безпеки як у нафтогазовій галузі, так
і в енергетичному секторі загалом. До речі, згідно
оцінок Global Energy Institute за «Методикою ви-
значення міжнародного індексу ризиків енергетич-
ній безпеці» Україна, входячи до групи з 25 країн –
великих споживачів енергії, мала у 1992–2016 рр.
найгірші показники ризиків енергетичній безпеці.
Хоча загальні показники ризику для енергетичної
безпеки в Україні мають тенденцію до зниження з
найгіршого значення у 1995 р. – 2689 пунктів до
1842 пунктів у 2016 р., а це показує, що хоча Укра-
їна і вирішує свої великі проблеми з енергетичною
безпекою, але попереду ще багато роботи [19].
Таблиця 6. Капітальні інвестиції за окремими видами економічної діяльності [17]
Види економічної діяльності
2017 р. 2018 р.
Освоєно
капітальних
інвестицій,
млн грн
Частка від
загального
обсягу
капітальних
інвестицій, %
Освоєно
капітальних
інвестицій,
млн грн
Частка від
загального
обсягу
капітальних
інвестицій, %
Економіка країни, усього 448 462 100% 578 726 100%
Постачання електроенергії, газу, пари та
кондиційованого повітря, у т.ч. 31 021 6,9 41 784 7,2
виробництво газу; розподілення
газоподібного палива через ГРМ 1 172 0,3 1 483 0,3
Добування сирої нафти 1 119 0,2 1 558 0,3
Добування природного газу 14 843 3,3 25 352 4,4
Трубопровідний транспорт 2 432 0,5 2 224 0,4
12
І.Ч. ЛЕЩЕНКО
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 2(57)
ВИСНОВКИ
1. Аналіз індикаторів енергетичної безпеки на-
фтогазової галузі, визначених згідно «Методичних
рекомендацій щодо розрахунку рівня економічної
безпеки України» Міністерства економічного роз-
витку і торгівлі України 2013 р. показав, що у 2017–
2018 рр. більшість індикаторів мали незадовільне
значення, індикатор «Частка імпорту сирої нафти
та газового конденсату з однієї країни (компанії)
у загальному обсязі його імпорту» мав критичне
значення, а індикатор «Відношення інвестицій у
підприємства ПЕК до ВВП» – небезпечне значен-
ня. Задовільним було значення одного індикатора
«Рівень імпортної залежності за сирою нафтою у
загальному її постачанні», а оптимальними – двох
індикаторів: «Рівень імпортної залежності за при-
родним газом у загальному постачанні первинної
енергії», хоча природний газ не є домінуючим ре-
сурсом у загальному постачанні первинної енергії
України, та «Запаси природного газу». Такі значен-
ня індикаторів показують, що стан енергетичної
безпеки у нафтогазовій галузі знаходиться, в ціло-
му, на незадовільному рівні.
2. Методичні рекомендації 2013 р. не враховують
змін, що відбулися в останні роки в економічному та
політичному житті України і мають суттєвий вплив
на енергетичну безпеку. Існує потреба доповнення
цього документу індикаторами, які б оцінювали за-
хист критичної енергетичної інфраструктури, ста-
більність енергозабезпечення, диверсифікацію дже-
рел і маршрутів постачання та транзиту природного
газу, нафти та нафтопродуктів, запаси нафти та на-
фтопродуктів, рівень інтеграції енергетичних ринків
України та ЄС, викиди парникових газів та забруд-
нюючих речовин від енергетичного комплексу.
1. Про національну безпеку України: Закон України від
21.06.2018 № 2469-VIII. URL: https://zakon.rada.gov.
ua/laws/show/2469-19 (дата звернення: 03.04.2019).
2. What is energy security? OECD/IEA. URL: https://
www.iea.org/topics/energysecurity/subtopics/
whatisenergysecurity/ (дата звернення: 08.04.2019).
3. Методичні рекомендації щодо розрахунку рівня
економічної безпеки України: Наказ Мінекономроз-
витку України № 1277 від 29.10.2013. URL: https://
zakon.rada.gov.ua/rada/show/v1277731-13 (дата звер-
нення: 08.04.2019).
4. Енергетичні баланси України за 2013–2017 роки.
Державна служба статистики України. URL: https://
ukrstat.org/uk/operativ/operativ2012/energ/en_bal/
arh_2012.htm (дата звернення: 03.04.2019).
5. НАК «Нафтогаз України». URL: http://www.naftogaz.
com/www/3/nakweb.nsf/0/ 00B62B682AA8CA37C225
83900050DAF0 (дата звернення: 10.04.2019).
6. Казда С. Чому українські газорозподільні мережі
вимагають мужності і грошей. VoxUkraine. URL:
7. Нафтогаз та ЄБРР завершили співпрацю в рамках
кредитної угоди 2015 року. НАК «Нафтогаз Укра-
їни». URL: http://www.naftogaz.com/www/3/nakweb.
nsf/0/ 6F774B299CB1E375C225822000445FF7?
(дата звернення: 10.04.2019).
8. Зовнішня торгівля окремими видами товарів за кра-
їнами світу за 2013–2018 роки. Державна служба
статистики України. URL: http://www.ukrstat.gov.
ua/operativ/operativ2018/ zd/e_iovt/arh_iovt2018.htm
(дата звернення: 08.04.2019).
9. Cайт Eustream. URL: https://tis.eustream.sk/
TisWeb/#/?nav=bd.cap (дата звернення: 11.04.2019).
10. Польща та Словаччина розпочали будівництво газо-
вого інтерконектора між країнами. Інтерфакс-Украї-
на від 19.09.2018. URL: https://ua.interfax.com.ua/news/
economic/532225.html/ (дата звернення: 10.12.2018).
11. Директива Ради 2009/119/ЄС від 14 вересня
2009 року щодо зобов’язання держав-членів під-
тримувати мінімальний рівень резервів сирої
нафти та/або нафтопродуктів. Офіційний вісник
Європейського Союзу 9.10.2009 L 265. С. 9–23.
URL: old.minjust.gov.ua/fi le/32530 (дата звернен-
ня: 11.04.2019).
12. Концепція створення в Україні мінімальних запасів
нафти і нафтопродуктів на період до 2020 року: Роз-
порядження Кабінету Міністрів України від 8 груд-
ня 2009 р. № 1498-р.
13. Про затвердження Плану розвитку газотранспорт-
ної системи Оператора газотранспортної системи
АТ «Укртрансгаз» на 2018–2027 роки: Постанова
Національної комісії України, що здійснює держав-
не регулювання у сферах енергетики та комуналь-
них послуг від 04.09.2018 № 956.
14. Павлык В.В., Концур З.И., Вовк И.М., Дыхнил-
кин В.В. Модернизация ГТС. Сделано в Украине.
Мир Автоматизации. 2012. № 3. С. 50―54.
15. Казда С. Газорозподільні мережі: труби чи актив?
Дзеркало тижня. 2017. № 1152.
16. Надійність і безпека транспортування нафти терито-
рією України. Матеріали Міжнародної конференції
«Нафтогазовий комплекс України на шляху реформу-
вання, модернізації, розвитку». Київ. 26.10.2016 URL:
http://www.oilgas-expo.com/ru/uploads/2016/Укртранс-
нафта%20Надійність-безпека%20транспортуван-
ня%20нафти.pdf (дата звернення: 10.04.2019).
17. Капітальні інвестиції в Україні 2017 р., 2018 р. Дер-
жавна служба статистики України. URL: https://
ukrstat.org/uk/operativ/operativ2018/ibd/kin/arh_
kin_r_u.htm (дата звернення: 08.04.2019).
18. Лещенко І.Ч. Аналіз критичних сценаріїв,
пов’язаних із припиненням дії окремих міжнарод-
них договорів у газовій галузі України. Проблеми
загальної енергетики. 2016. Вип. 4(47). С. 30—39.
https://doi.org/10.15407/pge2016.04.030
19. International Index of Energy Security Risk 2018
Edition. Global Energy Institute. URL: https://
www.globalenergyinstitute.org/sites/default/themes/
bricktheme/pdfs/energyrisk_intl_2018.pdf
(дата звернення: 10.04.2019).
Надійшла до редколегії: 07.05.2019
reanimate-ukraines-gas-distribution-system-ua/ (дата
звернення: 11.04.2019).
Робота виконана за рахунок коштів бюджетної
програми «Підтримка розвитку пріоритетних
напрямів наукових досліджень» (КПКВ 6541230).
https://voxukraine.org/uk/funds-and-fi rm-actions-to-
|
| id | systemreorg-article-709 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:20:36Z |
| publishDate | 2019 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/3f/aafeaaec2d41e7e546756aff1ca0823f.pdf |
| spelling | systemreorg-article-7092026-07-18T12:57:45Z Analysis of energy security indicators of the Ukrainian oil and gas industry Аналіз індикаторів енергетичної безпеки нафтогазової галузі України Leshchenko I.Ch. energy security, indicators, natural gas, oil, petroleum products, gas transmission system. енергетична безпека, індикатори, природний газ, нафта, нафтопродукти, газотранспортна система. This article presents the calculated values of energy-security indicators of the Ukrainian oil and gas industry for 2013–2018 in accordance with the Methodical Recommendations of the Ministry of Economic Development and Trade of Ukraine (2013). Analysis of these indicators showed that, despite getting out from dependence in imported natural gas from Russian Federation, in 2017–2018, most of the indicators were unsatisfactory, in particular, “The part of own sources in the state’s gas balance”, “The part of own sources in the state’s crude oil balance”, “The level of import dependence on natural gas in its total supply”, “The part of losses during transportation and distribution of natural gas”, “The part of natural gas import from one country (company) in the general volume of its import”. Indicator “The part of import of petroleum products from one country (company) in the total volume of its import” was close to unsatisfactory. Indicator “The part of import of crude oil and gas condensate from one country (company) in the total volume of its import” was critical, and indicator “The ratio of investment in energy companies to GDP” has a dangerous value. The value of one indicator “The level of import dependence on crude oil in its total supply” was satisfactory, and two indicators: “The level of import dependence on natural gas in the total supply of primary energy”, although natural gas is not the predominant resource in the energy balance of Ukraine, and “Natural Gas Reserves” were optimal. Such indicator values show that the state of energy security in the oil and gas industry is in the large at an unsatisfactory level.It is shown that there is a need to supplement the Methodical Recommendations with indicators that would assess the protection of critical energy infrastructure, assurance of the stability of energy supply, diversity of sources and routes of natural gas, oil and petroleum products supply and transit, oil and petroleum products stocks, the level of integration of the energy markets of Ukraine and the EU, emissions of greenhouse gases and polluting substances from the energy sector. У статті наведено результати розрахунків значень індикаторів енергетичної безпеки нафтогазової галузі України за 2013–2018 рр. відповідно до Методичних рекомендацій Міністерства економічного розвитку і торгівлі України 2013 р. Проведений аналіз цих індикаторів показав, що не зважаючи на позбавлення від залежності в імпортні природного газу з Російської Федерації, у 2017–2018 рр. більшість індикаторів мали незадовільне значення, зокрема, «Частка власних джерел у балансі природного газу держави», «Частка власних джерел у балансі сирої нафти держави», «Рівень імпортної залежності за природним газом у його загальному постачанні», «Частка втрат при транспортуванні та розподіленні природного газу», «Частка імпорту природного газу з однієї країни (компанії) у загальному обсязі його імпорту». Близьким до незадовільного було значення індикатора «Частка імпорту нафтопродуктів з однієї країни (компанії) у загальному обсязі його імпорту». Індикатор «Частка імпорту сирої нафти та газового конденсату з однієї країни (компанії) у загальному обсязі його імпорту» мав критичне значення, а індикатор «Відношення інвестицій у підприємства ПЕК до ВВП» – небезпечне значення. Задовільним було значення одного індикатора «Рівень імпортної залежності за сирою нафтою у загальному її постачанні», а оптимальними – двох індикаторів: «Рівень імпортної залежності за природним газом у загальному постачанні первинної енергії», хоча природний газ не є домінуючим ресурсом у енергетичному балансі України, та «Запаси природного газу». Такі значення індикаторів показують, що стан енергетичної безпеки у нафтогазовій галузі знаходиться, в цілому, на незадовільному рівні.Показано, що існує потреба доповнення Методичних рекомендацій індикаторами, які б оцінювали захист критичної енергетичної інфраструктури, забезпечення стабільності енергозабезпечення, диверсифікацію джерел і маршрутів постачання та транзиту природного газу, нафти та нафтопродуктів, запаси нафти та нафтопродуктів, рівень інтеграції енергетичних ринків України та ЄС, викиди парникових газів та забруднюючих речовин від енергетичного комплексу. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2019-06-26 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/709 10.15407/pge2019.02.004 System Research in Energy; No. 2 (57) (2019): The Problems of General Energy; 4-12 Системні дослідження в енергетиці; № 2 (57) (2019): Проблеми загальної енергетики; 4-12 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/709/612 Copyright (c) 2019 Leshchenko I.Ch. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | energy security indicators natural gas oil petroleum products gas transmission system. Leshchenko I.Ch. Analysis of energy security indicators of the Ukrainian oil and gas industry |
| title | Analysis of energy security indicators of the Ukrainian oil and gas industry |
| title_alt | Аналіз індикаторів енергетичної безпеки нафтогазової галузі України |
| title_full | Analysis of energy security indicators of the Ukrainian oil and gas industry |
| title_fullStr | Analysis of energy security indicators of the Ukrainian oil and gas industry |
| title_full_unstemmed | Analysis of energy security indicators of the Ukrainian oil and gas industry |
| title_short | Analysis of energy security indicators of the Ukrainian oil and gas industry |
| title_sort | analysis of energy security indicators of the ukrainian oil and gas industry |
| topic | energy security indicators natural gas oil petroleum products gas transmission system. |
| topic_facet | energy security indicators natural gas oil petroleum products gas transmission system. енергетична безпека індикатори природний газ нафта нафтопродукти газотранспортна система. |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/709 |
| work_keys_str_mv | AT leshchenkoich analysisofenergysecurityindicatorsoftheukrainianoilandgasindustry AT leshchenkoich analízíndikatorívenergetičnoíbezpekinaftogazovoígaluzíukraíni |