Відкривай нову комплексну LIGA360: оновлені можливості для роботи із законодавством, судовою практикою, аналітикою, перевірка і дослідження компаній та персон - міжнародні зв'язки, приналежність до бізнес-груп, санкційні та токсичні зв'язки, медіааналіз.
Виявляй приховані ризики - LIGA360 змінює все!

Перейти до нової версії LIGA360Нова LIGA360
UA
Пошук
За реквізитами
Навігатор
Всі документи
Пошук у межах абзацу Точний пошук
  • Всі документи
  • Законодавство
    • Загальне законодавство
    • Законопроєкти
    • Внесені до ЄДРНПА
    • Регіональне законодавство
    • Столичне законодавство
    • Міжнародне законодавство
    • Європейське законодавство
  • Банкрутство
  • Термінологічний словник
  • Моніторинг законодавства
  • Довідники
  • Огляд тижня
  • Аналітичні матеріали
    • Консультації особистого експерта
    • База податкових знань
    • Аналітика для бухгалтера
    • Аналітика для юриста
    • Аналітика для комплаєнса
  • Ситуації
    • Ситуації для юриста
    • Ситуації для комплаєнса
    • Ситуації для бухгалтера
    • Ситуації для кадровика
    • Ситуації для бізнесу
  • Практичні матеріали
    • Бухгалтерські проводки
    • Мистецтво оборони
    • Алгоритми дій
    • Закони в тезах
  • Судова практика
    • Судові прецеденти
    • Судова практика
    • Практика ЄСПЛ
    • Правові позиції
    • Узагальнююча практика
  • Форми, бланки, шаблони
    • Типові договори та шаблони
    • Форми та бланки
    • Інструкції та шаблони для кадровика
Time Machine База станом на: 
Time Machine База станом на: 
Розпорядження від 24.07.2013 № 1071  (Чинний )
Енергетична стратегія України на період до 2030 р.
Розпорядження від 24.07.2013 № 1071  (Чинний )
Енергетична стратегія України на період до 2030 р.

КАБІНЕТ МІНІСТРІВ УКРАЇНИ

Енергетична стратегія України на період до 2030 р.

1. Вступ

Розвиток енергетики має вирішальний вплив на стан економіки в державі та рівень життя населення. Метою соціальної держави, якою відповідно до Конституції є Україна, має бути забезпечення умов для зростання добробуту громадян. Однією з найважливіших складових добробуту в цивілізованих державах є забезпечення громадян і компаній необхідними енергоресурсами. Запорукою реалізації цієї мети має стати надійне, економічно обґрунтоване й екологічно безпечне задоволення потреб населення й економіки в енергетичних продуктах.

Замість забезпечення екстенсивного розвитку, яким економіка України рухалась протягом десятиліть, енергетика повинна перейти на ефективне забезпечення сталого розвитку економіки. Забезпечення економіки та соціальної сфери країни основними видами енергоносіїв (електричною й тепловою енергією, моторними й котельно-пічними видами палива, а також природним газом) і сировинними ресурсами для потреб хімічної та металургійної промисловості (коксівним вугіллям, продуктами нафто- і газопереробки) покладається на паливно-енергетичний комплекс України (ПЕК)1.

____________
1 Паливно-енергетичний комплекс України - сукупність секторів економіки, до якої входять суб'єкти господарювання, діяльність яких пов'язана з розвідкою, видобутком, переробкою, виробництвом, зберіганням, транспортуванням, передачею, розподілом, торгівлею, збутом або продажем і використанням енергетичних продуктів (енергоносіїв).

Енергетична стратегія - це інтегрована модель дій держави, що спрямована на досягнення цілей національної безпеки та задоволення енергетичних потреб суспільства за найменших сукупних витрат, при цьому економічно обґрунтовано. Таким чином, Енергетична стратегія України до 2030 року покликана визначити вектор розвитку галузей енергетики країни відповідно до цілей і завдань ПЕК до 2030 року.

1.1. Аналіз виконання та причини оновлення Енергетичної стратегії

Оновлення Енергетичної стратегії України до 2030 р. (далі - Енергостратегії) зумовлене такими основними чинниками:

• Під час розробки Енергостратегії у 2006 р. не були враховані в повному обсязі наявні на той момент тенденції світового розвитку енергетичної галузі:

- Акцент на реалізацію заходів щодо енергоефективності та енергозбереження;

- Розвиток конкурентного середовища і підвищення ефективності та прозорості ринків;

- Зростаюча орієнтація на охорону навколишнього середовища;

• За останні 5 років відбулися зміни в економіці та енергетиці України, які безпосередньо і суттєво впливають на перспективи розвитку паливно-енергетичного комплексу:

- Зобов'язання України в рамках приєднання до Енергетичного співтовариства зафіксовано на міжнародному рівні;

- Зміни в українській та світовій економіках, викликані фінансово-економічною кризою, призвели до значних коригувань показників розвитку;

- Переважна частина програм модернізації та будівництва генеруючих та мережевих об'єктів, які були передбачені Енергостратегією 2006 року, не реалізовані.

Зважаючи на вищезазначене, Енергостратегія, затверджена у 2006 р., частково втратила актуальність, а задані у ній орієнтири розвитку ПЕК потребують уточнення.

1.2. Цілі та завдання Енергетичної стратегії

Цілями Енергетичної стратегії є:

• Створення умов для надійного та якісного задоволення попиту на енергетичні продукти за найменших сукупних витрат, при цьому економічно обґрунтовано;

• Підвищення енергетичної безпеки держави;

• Підвищення ефективності споживання та використання енергопродуктів;

• Зменшення техногенного навантаження на навколишнє середовище і забезпечення цивільного захисту у сфері техногенної безпеки ПЕК.

Виходячи із зазначених цілей, основними завданнями й напрямками реалізації Енергетичної стратегії України є:

1. Формування цілісної та дієвої системи управління та регулювання в паливно-енергетичному секторі, розвиток конкурентних відносин на ринках енергоносіїв;

2. Поступова лібералізація та розвиток конкурентних відносин на ринках енергоресурсів і ринках пов'язаних послуг;

3. Створення передумов для істотного зменшення енергоємності економіки за рахунок впровадження нових технологій, прогресивних стандартів, сучасних систем контролю, управління й обліку, транспортування та споживання енергетичних продуктів і розвитку ринкових механізмів стимулювання енергозбереження;

4. Збільшення видобутку та виробництва власних енергоресурсів з урахуванням економіки видобування, а також збільшення обсягів енергії та енергопродуктів, видобутих із нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії;

5. Диверсифікація зовнішніх джерел поставок енергетичних продуктів;

6. Досягнення збалансованості економічно обґрунтованої цінової політики щодо енергетичних продуктів, яка повинна забезпечити покриття видатків на їх виробництво й доставку до кінцевого споживача, а також створення відповідних умов для надійного функціонування та сталого розвитку підприємств ПЕК;

7. Створення умов для залучення до ПЕК приватних інвестицій, нових технологій і сучасного досвіду ефективної роботи;

8. Нормативно-правове забезпечення реалізації цілей розвитку ПЕК України з урахуванням наявного внутрішнього законодавчого поля, численних зобов'язань, передбачених міжнародними договорами, а також вимогами європейського енергетичного законодавства.

1.3. Підхід до оновлення Енергостратегії

Оновлення такого важливого для країни документа як Енергостратегія є складним, багатокрокових процесом, який вимагає участі широкого кола експертів. Таким чином, на початку проекту був визначений куратор процесу в особі Фонду "Ефективне Управління" (ФЕУ). На ФЕУ була покладена відповідальність за планування основних кроків проекту, визначення підходів до проведення належного аналізу, залучення необхідних ресурсів, а саме: основних гравців енергетичної галузі, консультантів, експертів, юристів та забезпечення досягнення консенсусу серед енергетичного співтовариства країни, щодо висновків і рекомендацій, покладених у фінальний документ.

ФЕУ координувала роботу команди з оновлення під керівництвом Міністерства енергетики та вугільної промисловості, консультантів міжнародної консалтингової компанії McKinsey&Company та представників Національної академії наук України, провела збір потрібних даних, здійснила аналіз, сформувала гіпотези і первинні висновки, обговорила їх з широким колом експертів і, враховуючи надані коментарі, підготувала першу версію оновленої Енергостратегії.

На заключному етапі оновлення з метою врахування позиції громадськості було проведено ряд громадських слухань та отримано і внесено в документ коментарі. Оновлена Енергетична стратегія України до 2030 року є результатом кропіткої роботи великої кількості фахівців енергетичної галузі. Вона максимально реалістично відображає сьогоденну ситуацію в енергетиці України, потенціал і шляхи її майбутнього розвитку.

1.4. Основні висновки

Реалізація заходів Енергостратегії дозволить досягти таких основних результатів2:

• Повне забезпечення зростаючого попиту на електроенергію за рахунок термінової модернізації ТЕС, продовження терміну експлуатації АЕС, значних інвестицій в модернізацію і розширення електромережевого господарства країни, а після 2018 року - за рахунок введення нових генеруючих потужностей та скорочення питомих витрат;

• Збільшення видобутку газу до 40 - 45 млрд. куб м на рік і вихід на забезпечення 90 % власного споживання газу за умови доопрацювання порядку видачі ліцензій, УРП, оподаткування і активної роботи для залучення інвесторів;

• Повне забезпечення попиту на вугілля шляхом збільшення економічно ефективного видобутку енергетичного вугілля обсягом до 75 млн. тонн на рік (та коксівного до 40 млн. тонн на рік) за умови максимальної приватизації та підвищення ефективності роботи шахт, а також подальшого закриття неприватизованих збиткових шахт;

• Істотне скорочення державних витрат за умови припинення субсидування галузей з одночасним підвищенням ефективності роботи підприємств ПЕК;

• Впровадження комплексних програм підвищення енергоефективності для зниження питомого споживання енергоресурсів в економіці на 30 - 35 % до 2030 року, що істотно зменшить навантаження на економіку, підвищить енергетичну незалежність держави та конкурентоспроможність її ВВП.

• Залучення необхідних інвестицій (близько 200 млрд. дол. США) в ПЕК потребує розробки програм реформування галузей, створення конкурентних ринків, підвищення цін на енергоресурси з метою створення привабливих умов для приходу в галузь приватних інвесторів, посилення системи контролю над монополіями, а також доопрацювання і довгострокової стабілізації нормативно-правового поля.

____________
2 За умови фактичного розвитку макроекономічних показників на горизонті до 2030 р. відповідно до сценарних припущень Енергостратегії.

1.5. Реалізація та актуалізація Енергетичної стратегії

Для забезпечення реалізації та своєчасної актуалізації Енергостратегії необхідно:

• Уточнення кожних 5 років прогнозного енергетичного балансу України;

• Розробка, затвердження та щорічна актуалізація Плана-графіка реалізації Енергостратегії, Національних планів та Галузевих програм у напрямках, що визначені Енергостратегією (детальний перелік потрібних нормативних документів наведений у Розділах "Державне регулювання та структура власності" та "Програми та документи, необхідні для реалізації Енергостратегії"), а також призначення відповідальних та забезпечення контролю виконання;

• Щорічна підготовка Міністерством енергетики та вугільної промисловості звіту про реалізацію Енергостратегії та завдань, визначених в Національних планах та Галузевих програмах;

• Кожні п'ять років, а в разі потреби - частіше, оновлення Енергостратегії з урахуванням звітів щодо її реалізації.

Відповідальним за реалізацію Енергостратегії в цілому є Міністерство енергетики та вугільної промисловості України. Уряд визначає як співвиконавців всі причетні Міністерства та інші центральні органи виконавчої влади.

1.6. Прогнозні сценарії розвитку економіки та ПЕК

Подальший розвиток економіки України і відповідна до нього зміна споживання та виробництва енергоресурсів розглядаються з позиції сценаріїв економічного зростання і структури ВВП, розрахованих на основі прогнозів Уряду України. Сценарії лежать у діапазоні від песимістичного, при якому реалізується безліч ризиків, пов'язаних із уповільненням виходу економіки із кризи, зниженням темпів відновлення світового попиту на продукцію металургії й інших галузей (прогнозоване середнє щорічне реальне зростання ВВП до 2030 р. - близько 3,8 %) до оптимістичного (аналогічний показник - близько 6,4 %). За базовий взято сценарій, при якому середнє зростання ВВП складе 5 % на рік до 2030 р. Усі сценарії враховують ефект від детінізації економіки.

У всіх сценаріях економічний розвиток України відбуватиметься двома етапами:

• Високе посткризове економічне зростання і досягнення докризового рівня ВВП;

• Зниження темпів економічного зростання разом з поступовою зміною структури ВВП у бік зростання сектору послуг економіки.

Динаміка зростання ВВП України

  

За базовий сценарій для розрахунку прогнозів ринків взято сценарій із середнім щорічним реальним зростанням ВВП у 2010 - 2030 рр. - 5 %. Разом з цим при регулярному оновленні Енергостратегії слід відстежувати фактичний розвиток ринків і ВВП і, при більш швидкому зростанні, аніж передбачено в базовому сценарії, потрібно проводити коригування прогнозів.

У базовому сценарії співвідношення ВВП сфери послуг з ВВП промисловості до 2030 р. наблизиться до рівня розвинених країн (сфера послуг складе 70 % ВВП, промисловість близько 21 %, решту 9 % складе сільське господарство). Відповідно до базового сценарію, ВВП України в 2030 р. досягне 2,9 трлн. грн.3 Оптимістичний сценарій передбачає більш інтенсивний індустріальний розвиток, при якому реальний ВВП України зростає щорічно в середньому на 6,4 %, до того ж структура ВВП також зміщується у бік сектору послуг. Основними чинниками зростання стануть зростання ВВП промислового сектору (5,2 % щорічно), ВВП сектору послуг (6,9 % щорічно) і ВВП сільського господарства (7,1 %). При такому сценарії в 2030 р. ВВП досягне 3,8 трлн. грн. У песимістичному сценарії зростання ВВП значно нижче, ніж у сценарному діапазоні, через нижчі показники зростання ВВП у секторах: 1,4 % - у промисловому секторі, 4,2 % - у сфері послуг і 6,1 % - у сільськогосподарському секторі. У разі реалізації песимістичного сценарію розвитку ВВП України в 2030 р. він складе 2,3 трлн. грн.

____________
3 Тут і далі всі суми в реальних цінах 2010 р., а дані взяті з офіційних джерел, якщо не зазначено інше.

2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів

2.1. Прогнозний загальний паливно-енергетичний баланс

Базовим роком для розрахунків потреб у паливі та енергії взято 2010 р., у цінах якого прогнозуються показники 2015 - 2030 рр.

Показники у даному розділі вказані з точністю до десятих, тому можуть несуттєво відрізнятися від показників, вказаних в інших розділах за рахунок округлення.

Прогнозний паливно-енергетичний баланс України на 2015 - 2030 рр. (базовий сценарій)

Стаття балансу

Розмірність

2010
(Факт)

Прогноз

2015

2020

2025

2030

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

млн. т у. п.

231,8

226,8

251,8

264,7

286,6

1 Виробництво енергоресурсів, усього, у т. ч.:

млн. т у. п.

131,9

142,6

165,6

186,3

223,7

1.1 Видобуток органічного палива

млн. т у. п.

71,9

78,5

91,8

104,4

131,5

1.1.1 Вугільна продукція

млн. т

54,8

63,9

76,9

83,8

92,8

млн. т у. п.

43,0

50,3

60,9

66,4

73,6

1.1.2 Нафта

млн. т

3,6

2,8

2,4

2,4

3,6

млн. т у. п.

5,1

4,0

3,4

3,4

5,1

1.1.3 Природний газ

млрд. м3

20,5

20,9

23,7

29,8

44,4

млн. т у. п.

23,8

24,2

27,5

34,6

51,5

1.2 Виробництво електроенергії без витрат органічного палива, у т. ч.:

млрд. кВт·г.

102

109,5

128,5

149,0

168,0

млн. т у. п.

39,0

40,8

46,5

52,8

58,1

1.2.1 АЕС

млрд. кВт·г.

89

91

96

115

133

1.2.2 ГЕС та ГАЕС

млрд. кВт·г.

13

15

20

21

21

1.2.3 ВЕС, СЕС, малі ГЕС

млрд. кВт·г.

0

3,5

12,5

13

14

1.3 Виробництво теплової енергії на АЕС

млн. Гкал

1,5

1,7

1,9

2,1

2,2

млн. т у. п.

0,2

0,3

0,3

0,3

0,3

1.4 Теплова енергія довкілля

млн. Гкал

0,6

3,4

10,4

27,6

47,2

млн. т у. п.

0,1

0,6

1,8

4,7

8

1.5 Інші джерела палива та енергії

млн. т у. п.

20,7

22,3

25,2

24,1

25,8

2 Імпорт енергоресурсів

млн. т у. п.

70,9

61,5

57,7

51,7

34,1

2.1 Вугілля

млн. т

12,1

7,6

7,6

7,0

6,5

млн. т у. п.

9,5

6,0

6,0

5,5

5,2

2.2 Нафта

млн. т

7,5

9,0

9,4

10,2

9,8

млн. т у. п.

10,7

12,9

13,4

14,6

14,0

2.3 Нафтопродукти

млн. т у. п.

7,5

3,5

6,9

8,4

9,1

2.4 Природний газ

млрд. м3

36,6

33,7

27,1

20

5

млн. т у. п.

42,5

39,1

31,4

23,2

5,8

2.5 Електроенергія

млрд. кВт·г.

1,9

0

0

0

0

млн. т у. п.

0,7

0

0

0

0

3 Залишки палива у сховищах та складах на початок року

млн. т у. п.

29,0

22,8

28,5

26,7

28,8

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів, усього

млн. т у. п.

231,8

226,8

251,8

264,7

286,6

1 Споживання енергоресурсів, усього, у т. ч.:

млн. т у. п.

190,7

200,9

212,8

223,1

238,1

1.1 Органічного палива, всього, у т. ч.:

млн. т у. п.

132,3

139,2

141,0

143,5

148,1

1.1.1 Вугілля

млн. т у. п.

48,3

55,5

58,5

59,3

61,2

1.1.2 Нафтопродукти

млн. т у. п.

17,9

20,4

23,6

26,4

29,6

1.1.3 Природний газ

млн. т у. п.

66,1

63,3

58,9

57,8

57,3

1.2 Електроенергія, вироблена без витрат органічного палива, у т. ч.:

млн. т у. п.

39,0

40,8

46,5

52,8

58,1

1.2.1 АЕС

млн. т у. п.

34,0

33,9

34,9

40,8

46,0

1.2.2 ГЕС та ГАЕС

млн. т у. п.

5,0

5,6

7,3

7,4

7,3

1.2.3 ВЕС, СЕС, малі ГЕС

млн. т у. п.

0

1,2

4,3

4,6

4,8

1.3 Теплова енергія, вироблена на АЕС

млн. т у. п.

0,2

0,3

0,3

0,3

0,3

1.4 Теплова енергія довкілля

млн. т у. п.

0,1

0,6

1,8

4,7

8

1.5 Енергія з інших джерел

млн. т у. п.

20,7

22,4

25,2

24,1

25,8

1.6 Сальдо по електроенергії (експорт-імпорт)

млн. т у. п.

1,6

2,4

2,0

2,3

2,2

2 Експорт енергетичних ресурсів, у т. ч.:

млн. т у. п.

13,1

3,6

10,0

13,7

18,5

2.1 Органічне паливо

млн. т у. п.

10,8

1,2

8,0

11,4

16,3

2.1.1 Вугілля

млн. т

6,2

1,5

10,2

14,4

20,5

млн. т у. п.

4,9

1,2

8,0

11,4

16,3

2.1.2 Нафта

млн. т у. п.

0

0

0

0

0

2.1.3 Нафтопродукти

млн. т у. п.

5,8

0

0

0

0

2.1.4 Природний газ

млрд. м3

0,1

0

0

0

0

млн. т у. п.

0,1

0,0

0,0

0,0

0,0

2.2 Електроенергія

млрд. кВт·г.

6

5,5

5,5

5,5

5,5

млн. т у. п.

2,3

2,4

2,0

2,3

2,2

3 Залишки у сховищах та складах на кінець року

млн. т у. п.

28,0

22,3

29,0

27,9

30,0

____________
* Результуючі значення можуть відрізнятися від арифметичної суми доданків за рахунок округлення.

Прогнозний паливно-енергетичний баланс України на 2015 - 2030 рр. (песимістичний сценарій)

Стаття балансу

Розмірність

2010
(Факт)

Прогноз

2015

2020

2025

2030

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

млн. т у. п.

231,9

223,1

228,9

233,3

239,0

1 Виробництво енергоресурсів, усього, у т. ч.:

млн. т у. п.

132,0

137,1

151,2

161,4

174,0

1.1 Видобуток органічного палива

млн. т у. п.

72,0

76,4

84,6

87,8

93,6

1.1.1 Вугільна продукція

млн. т

54,8

60,8

68,1

69,4

69,8

млн. т у. п.

43,0

48,2

54,1

55,2

55,5

1.1.2 Нафта

млн. т

3,6

2,8

2,1

1,8

2,2

млн. т у. п.

5,1

4,0

3,0

2,6

3,1

1.1.3 Природний газ

млрд. м3

20,5

20,9

23,7

25,9

30,2

млн. т у. п.

23,8

24,2

27,5

30,0

35,0

1.2 Виробництво електроенергії без витрат органічного палива, у т. ч.:

млрд. кВт·г.

102

104,4

119,3

132,0

146,0

млн. т у. п.

38,9

38,8

43,0

46,7

50,4

1.2.1 АЕС

млрд. кВт·г.

89

87

96

107

115

1.2.2 ГЕС та ГАЕС

млрд. кВт·г.

13

15

20

21

21

1.2.3 ВЕС, СЕС, малі ГЕС

млрд. кВт·г.

0

3

3

4

10

1.3 Виробництво теплової енергії на АЕС

млн. Гкал

1,5

1,7

1,9

1,9

1,9

млн. т у. п.

0,2

0,3

0,3

0,3

0,3

1.4 Теплова енергія довкілля

млн. Гкал

0,6

2,2

9,4

24,8

42,5

млн. т у. п.

0,1

0,4

1,5

4,2

6,6

1.5 Інші джерела палива та енергії

млн. т у. п.

20,7

21,3

21,9

22,4

23

2 Імпорт енергоресурсів

млн. т у. п.

70,9

61,1

55,7

51,5

45,1

2.1 Вугілля

млн. т

12,1

7,6

6,9

5,6

5,3

млн. т у. п.

9,5

6,0

5,4

4,4

4,2

2.2 Нафта

млн. т

7,5

0,8

1,3

1,6

0,9

млн. т у. п.

10,7

1,1

1,9

2,3

1,3

2.3 Нафтопродукти

млн. т у. п.

7,5

14,3

16,3

18,0

20,1

2.4 Природний газ

млрд. м3

36,6

34,2

27,7

23,1

16,9

млн. т у. п.

42,5

39,7

32,1

26,8

19,6

2.5 Електроенергія

млрд. кВт·г.

1,9

0

0

0

0

млн. т у. п.

0,7

0

0

0

0

3 Залишки палива у сховищах та складах на початок року

млн. т у. п.

29,0

23,0

22,0

20,1

19,9

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів, усього

млн. т у. п.

231,9

223,1

228,9

233,3

239

1 Споживання енергоресурсів, усього, у т. ч.:

млн. т у. п.

190,8

195,5

200,6

208,1

213,3

1.1 Органічного палива, всього, у т. ч.:

млн. т у. п.

132,3

137,2

136,2

136,7

135,2

1.1.1 Вугілля

млн. т у. п.

48,3

53,9

55,5

57,0

56,1

1.1.2 Нафтопродукти

млн. т у. п.

17,9

19,3

21,1

22,9

24,5

1.1.3 Природний газ

млн. т у. п.

66,1

63,9

59,6

56,8

54,6

1.2 Електроенергія, вироблена без витрат органічного палива, у т. ч.:

млн. т у. п.

38,9

38,8

43,0

46,7

50,4

1.2.1 АЕС

млн. т у. п.

34,0

32,4

34,9

38,0

39,8

1.2.2 ГЕС та ГАЕС

млн. т у. п.

5,0

5,6

7,3

7,4

7,3

1.2.3 ВЕС, СЕС, малі ГЕС

млн. т у.п.

0

1

1

1,4

3,4

1.3 Теплова енергія, вироблена на АЕС

млн. т у. п.

0,2

0,3

0,3

0,3

0,3

1.4 Теплова енергія довкілля

млн. т у. п.

0,1

0,4

1,5

4,2

6,6

1.5 Енергія з інших джерел

млн. т у. п.

20,7

21,275

21,85

22,43

23

1.6 Сальдо по електроенергії (експорт-імпорт)

млн. т у. п.

1,6

2,4

2,4

2,3

2,2

2 Експорт енергетичних ресурсів, у т. ч.:

млн. т у. п.

13,1

4,6

6,1

5,5

5,8

2.1 Органічне паливо

млн. т у. п.

10,8

2,2

3,7

3,2

3,6

2.1.1 Вугілля

млн. т

6,2

2,8

4,7

4,0

4,5

млн. т у. п.

4,9

2,2

3,7

3,2

3,6

2.1.2 Нафта

млн. т у. п.

0

0

0

0

0

2.1.3 Нафтопродукти

млн. т у. п.

5,8

0

0

0

0

2.1.4 Природний газ

млрд. м3

0,1

0

0

0

0

млн. т у. п.

0,1

0,0

0,0

0,0

0,0

2.2 Електроенергія

млрд. кВт·г.

6

5,5

5,5

5,5

5,5

млн. т у. п.

2,3

2,4

2,4

2,3

2,2

3 Залишки у сховищах та складах на кінець року

млн. т у. п.

28

23

22,2

19,7

19,9

____________
* Результуючі значення можуть відрізнятися від арифметичної суми доданків за рахунок округлення.

Прогнозний паливно-енергетичний баланс України на 2015 - 2030 рр. (оптимістичний сценарій)

Стаття балансу

Розмірність

2010
(Факт)

Прогноз

2015

2020

2025

2030

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

млн. т у. п.

231,9

229,1

252,0

265,0

289,6

1 Виробництво енергоресурсів, усього, у т. ч.:

млн. т у. п.

132,0

143,7

168,5

190,1

236,0

1.1 Видобуток органічного палива

млн. т у. п.

72,0

78,6

90,1

104,7

137,9

1.1.1 Вугільна продукція

млн. т

54,8

63,9

74,9

82,0

92,8

млн. т у. п.

43,0

50,3

59,2

65,0

73,6

1.1.2 Нафта

млн. т

3,6

2,8

2,4

3,3

7,1

млн. т у. п.

5,1

4,0

3,4

4,7

10,2

1.1.3 Природний газ

млрд. м3

20,5

20,9

23,7

30,2

46,7

млн. т у. п.

23,8

24,2

27,5

35,0

54,2

1.2 Виробництво електроенергії без витрат органічного палива, у т. ч.:

млрд. кВт·г.

102,0

109,5

132,5

153,0

177,0

млн. т у. п.

38,9

40,8

48,1

54,2

61,1

1.2.1 АЕС

млрд. кВт·г.

89,0

91,0

96,0

115,0

138,0

1.2.2 ГЕС та ГАЕС

млрд. кВт·г.

13,0

15,0

20,0

21,0

21,0

1.2.3 ВЕС, СЕС, малі ГЕС

млрд. кВт·г.

0,0

3,5

16,5

17,0

18,0

1.3 Виробництво теплової енергії на АЕС

млн. Гкал

1,5

1,7

1,9

2,1

2,4

млн. т у. п.

0,2

0,3

0,3

0,3

0,4

1.4 Теплова енергія довкілля

млн. Гкал

0,6

3,7

11,4

30,4

51,9

млн. т у. п.

0,1

0,6

1,8

4,7

8,0

1.5 Інші джерела палива та енергії

млн. т у. п.

20,7

23,5

28,2

26,1

28,6

2 Імпорт енергоресурсів

млн. т у. п.

70,9

61,6

59,9

55,4

37,2

2.1 Вугілля

млн. т

12,1

7,6

8,2

7,9

7,9

млн. т у. п.

9,5

6,0

6,5

6,2

6,3

2.2 Нафта

млн. т

7,5

10,7

11

11

9,3

млн. т у. п.

10,7

15,3

15,7

15,7

13,3

2.3 Нафтопродукти

млн. т у. п.

7,5

0,5

3,9

7,6

10,4

2.4 Природний газ

млрд. м3

36,6

34,3

29,2

22,3

6,2

млн. т у. п.

42,5

39,8

33,9

25,9

7,2

2.5 Електроенергія

млрд. кВт·г.

1,9

0

0

0

0

млн. т у. п.

0,7

0

0

0

0

3. Залишки палива у сховищах та складах на початок року

млн. т у. п.

29,0

23,9

23,6

19,6

16,4

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів, усього

млн. т у. п.

231,9

229,1

252,0

265,0

289,6

1 Споживання енергоресурсів, усього, у т. ч.:

млн. т у. п.

190,8

203,2

221,0

239,5

265,5

1.1 Органічне паливо, усього, у т. ч.:

млн. т у. п.

132,3

140,5

145,3

156,4

169,7

1.1.1 Вугілля

млн. т у. п.

48,3

56,7

60,9

67,4

74,4

1.1.2 Нафтопродукти

млн. т у. п.

17,9

19,8

23,0

28,2

33,9

1.1.3 Природний газ

млн. т у. п.

66,1

64,0

61,4

60,9

61,4

1.2 Електроенергія, вироблена без витрат органічного палива, у т. ч.:

млн. т у. п.

38,9

40,8

48,1

54,2

61,1

1.2.1 АЕС

млн. т у. п.

34,0

33,9

34,9

40,8

47,7

1.2.2 ГЕС та ГАЕС

млн. т у. п.

5,0

5,6

7,3

7,4

7,3

1.2.3 ВЕС, СЕС, малі ГЕС

млн. т у. п.

0

1,3

6,0

6,1

6,2

1.3 Теплова енергія, вироблена на АЕС

млн. т у. п.

0,2

0,3

0,3

0,3

0,4

1.4 Теплова енергія довкілля

млн. т у. п.

0,1

0,6

1,8

4,7

8

1.5 Енергія з інших джерел

млн. т у. п.

20,7

23,5

28,2

26,1

28,6

1.6 Сальдо по електроенергії (експорт-імпорт)

млн. т у. п.

1,6

2,4

2,7

2,3

2,2

2 Експорт енергетичних ресурсів, у т. ч.:

млн. т у. п.

13,1

2,4

6,3

4,9

7,3

2.1 Органічне паливо

млн. т у. п.

10,8

0,0

3,6

2,6

5,1

2.1.1 Вугілля

млн. т

6,2

0

4,5

3,3

6,4

млн. т у. п.

4,9

0,0

3,6

2,6

5,1

2.1.2 Нафта

млн. т у. п.

0

0

0

0

0

2.1.3 Нафтопродукти

млн. т у. п.

5,8

0

0

0

0

2.1.4 Природний газ

млрд. м3

0,1

0

0

0

0

млн. т у. п.

0,1

0,0

0,0

0,0

0,0

2.2 Електроенергія

млрд. кВт·г.

4,1

5,5

5,5

5,5

5,5

млн. т у. п.

1,6

2,4

2,7

2,3

2,2

3. Залишки у сховищах та складах на кінець року

млн. т у. п.

28,0

23,5

24,7

20,6

16,8

____________
* Результуючі значення можуть відрізнятися від арифметичної суми доданків за рахунок округлення.

2.2. Баланс електричної енергії

(Млрд. кВт·г.)

Стаття балансу

2010
(факт)

Прогноз

2015

2020

2025

2030

Базовий сценарій

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

191

215

236

259

282

1. Виробництво, всього

188

215

236

259

282

1.1 Виробництво електроенергії на АЕС

89

91

96

115

133

1.2 Виробництво електроенергії на ГЕС

12

12

13

14

14

1.3 Виробництво електроенергії на ГАЕС

1

3

7

7

7

1.4 Виробництво електроенергії на ТЕС - вугілля

68

85

86

87

91

1.5 Виробництво електроенергії на ТЕС - газ

0

2

2

2

2

1.6 Виробництво електроенергії на ТЕЦ і блок-станції

18

19

20

21

21

1.7 Виробництво електроенергії на ВДЕ

0

3

12

13

14

2. Імпорт

2

0

0

0

0

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів - усього

191

214,9

236,0

259,0

282,0

1. Споживання електроенергії нетто, у т. ч.:

164

186,5

208,5

231,4

253,5

1.1 Промисловість та с/г

98

111,0

120,4

131,0

139,0

1.2 Комерційна (сфера послуг та транспорт)

29

35,4

41,4

48,5

57,8

1.3 Населення

37

40,1

46,7

51,9

56,8

2. Витрати при транспортуванні та розподілі

22

22,9

22,0

22,1

23,0

3. Споживання електроенергії брутто - всього

186

209,4

230,5

253,5

276,5

4. Експорт

6

5,5

5,5

5,5

5,5

Песимістичний сценарій

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

191

205

220

234

244

1. Виробництво, всього

188

205

220

234

244

1.1 Виробництво електроенергії на АЕС

89

87

96

107

115

1.2 Виробництво електроенергії на ГЕС

12

12

13

14

14

1.3 Виробництво електроенергії на ГАЕС

1

3

7

7

7

1.4 Виробництво електроенергії на ТЕС - вугілля

68

81

80

81

76

1.5 Виробництво електроенергії на ТЕС - газ

0

2

2

2

2

1.6 Виробництво електроенергії на ТЕЦ і блок-станції

18

18

19

19

20

1.7 Виробництво електроенергії на ВДЕ

0

3

3

4

10

2. Імпорт

2

0

0

0

0

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів - усього

191

205,0

220,0

234,0

244,0

1. Споживання електроенергії брутто - всього

186

199,5

214,5

228,5

238,5

2. Експорт електроенергії

6,0

5,5

5,5

5,5

5,5

Оптимістичний сценарій

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

191

215

243

278

315

1. Виробництво, всього

188

215

243

278

315

1.1 Виробництво електроенергії на АЕС

89

91

96

115

138

1.2 Виробництво електроенергії на ГЕС

12

12

13

14

14

1.3 Виробництво електроенергії на ГАЕС

1

3,0

7

7

7

1.4 Виробництво електроенергії на ТЕС - вугілля

68

85

88

102

114

1.5 Виробництво електроенергії на ТЕС - газ

0

2

2

2

2

1.6 Виробництво електроенергії на ТЕЦ і блок-станції

18

19

21

21

22

1.7 Виробництво електроенергії на ВДЕ

0

3

16

17

18

2. Імпорт

2

0

0

0

0

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів - усього

191

215,0

243,0

278,0

315,0

1. Споживання електроенергії брутто - всього

186

209,5

237,5

272,5

309,5

2. Експорт

6

5,5

5,5

5,5

5,5

____________
* Результуючі значення можуть відрізнятися від арифметичної суми доданків за рахунок округлення.

2.3. Баланс вугілля

Млн. т

Стаття балансу

2010
(факт)

Прогноз

2015

2020

2025

2030

Базовий сценарій

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

72,8

77,2

90,0

96,3

104,8

1. Видобуток вугілля рядового, всього, у тому числі:

75

85,1

99,8

106,1

114,5

- для коксування

24

27,3

31

35,2

40

- енергетичного

51

57,8

68,8

70,9

74,5

з нього вугільної продукції:

54,8

63,9

76,9

83,8

92,8

- для коксування

17,5

20,5

23,9

27,8

32,4

- енергетичного

37,2

43,4

53,0

56,0

60,4

2. Імпорт

12,1

7,6

7,6

7,0

6,5

3. Залишки у сховищах на початок періоду

5,9

5,7

5,5

5,5

5,5

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів- усього

72,8

77,2

90,0

96,3

104,8

1. Споживання вугілля нетто, у т. ч.:

59,6

68,3

72,0

73,1

75,6

2. Втрати при транспортуванні, зберіганні та розподілі

1,9

2,1

1,8

1,8

1,6

3. Споживання вугілля брутто, всього

61,5

70,4

73,8

74,9

77,1

4. Експорт вугілля

6,2

1,5

10,2

14,4

20,5

5. Залишки у сховищах на кінець періоду

5,1

5,2

6

7

7,2

Песимістичний сценарій

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

72,8

76,3

80,3

80,7

80,1

1. Видобуток вугілля рядового, всього, у тому числі:

75

81,1

88,4

87,8

86,2

- для коксування

24

24,4

24,3

25,6

26,6

- енергетичного

51

56,7

64,1

62,2

59,6

з нього вугільної продукції:

54,8

60,8

68,1

69,4

69,8

- для коксування

17,5

18,3

18,7

20,3

21,5

- енергетичного

37,3

42,5

49,4

49,1

48,3

2. Імпорт

12,1

10,0

6,9

6,0

5,3

3. Залишки у сховищах на початок періоду

5,9

5,5

5,3

5,3

5,0

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів - усього

72,8

76,3

80,3

80,7

80,1

1. Споживання вугілля нетто, у т. ч.:

59,6

66,2

68,2

70,0

68,8

2. Втрати при транспортуванні, зберіганні та розподілі

1,9

1,9

1,8

1,7

1,7

3. Споживання вугілля брутто, всього

61,5

68,2

70,0

71,7

70,5

4. Експорт вугілля

6,2

2,8

4,7

4,0

4,5

5. Залишки у сховищах на кінець періоду

5,1

5,3

5,6

5

5,1

Оптимістичний сценарій

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

72,8

77,3

88,8

95,5

106,2

1. Видобуток вугілля рядового, всього, у тому числі:

75

85,1

97,1

103,9

114,5

- для коксування

24

27,3

31

35,2

40

- енергетичного

51

57,8

66,1

68,7

74,5

з нього вугільної продукції:

54,8

63,9

74,9

82,0

92,8

- для коксування

17,5

20,5

23,9

27,8

32,4

- енергетичного

37,2

43,4

51,0

54,2

60,4

2. Імпорт

12,1

7,6

8,2

7,9

7,9

3. Залишки у сховищах на початок періоду

5,9

5,8

5,7

5,6

5,5

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів - усього

72,8

77,3

88,8

95,5

106,2

1. Споживання вугілля нетто, у т. ч.:

59,6

69,7

74,9

83,0

91,9

2. Втрати при транспортуванні, зберіганні та розподілі

1,9

2,1

2,2

2,1

1,9

3. Споживання вугілля брутто, всього

61,5

71,9

77,1

85,1

93,8

4. Експорт вугілля

6,2

0

4,5

3,3

6,4

5. Залишки у сховищах на кінець періоду

5,1

5,3

7,2

7,1

6,0

____________
* Результуючі значення можуть відрізнятися від арифметичної суми доданків за рахунок округлення.

2.4. Баланс нафти

Млн. тонн

Статті балансу

2010
(факт)

Прогноз

2015

2020

2025

2030

Базовий сценарій

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

11,3

12

12

12,8

14,6

1. Видобуток нафти і газового конденсату

3,6

2,8

2,4

2,4

4,5

2. Імпорт нафти

7,5

9,0

9,4

10,2

9,8

3. Залишки нафти у сховищах на початок періоду

0,2

0,2

0,2

0,2

0,3

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів - усього

11,3

12

12

12,8

14,6

1. Споживання нафти нетто, у тому числі:

11

11,7

11,6

12,5

14,3

2. Втрати при зберіганні, розподілі, транспортуванні

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

3. Споживання нафти брутто - всього

11,1

11,8

11,7

12,6

14,4

4. Експорт нафти

0

0

0

0

0

5. Залишки у сховищах на кінець періоду

0,2

0,2

0,3

0,2

0,2

Песимістичний сценарій

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

11,3

3,8

3,6

3,6

3,3

1.1 Видобуток нафти і газового конденсату

3,6

2,8

2,1

1,8

2,2

1.2 Імпорт нафти

7,5

0,8

1,3

1,6

0,9

1.3 Залишки нафти у сховищах на початок періоду

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів - усього

11,3

3,8

3,6

3,6

3,3

1. Споживання нафти нетто, у тому числі:

11

3,5

3,4

3,4

3,1

2. Втрати при транспортуванні, розподілі, зберіганні

0,1

0,0

0,0

0,0

0,0

3. Споживання нафти брутто - всього

11,1

3,5

3,4

3,4

3,1

4. Експорт нафти

0

0

0

0

0

5. Залишки у сховищах на кінець періоду

0,2

0,3

0,2

0,2

0,2

Оптимістичний сценарій

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

11,3

13,7

13,6

14,6

16,6

1. Видобуток нафти і газового конденсату

3,6

2,8

2,4

3,3

7,1

2. Імпорт нафти

7,5

10,7

11,0

11,0

9,3

3. Залишки нафти у сховищах на початок періоду

0,2

0,2

0,2

0,3

0,2

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів - усього

11,3

13,7

13,6

14,6

16,6

1. Споживання нафти нетто, у тому числі:

11

13,4

13,3

14,3

16,3

2. Втрати при зберіганні, розподілі, транспортуванні

0,1

0,1

0,1

0,1

0,1

3. Споживання нафти брутто - всього

11,1

13,5

13,4

14,4

16,4

4. Експорт нафти

0

0

0

0

0

5. Залишки у сховищах на кінець періоду

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

2.5. Баланс природного газу

Млрд. м3

Стаття балансу

2010
(факт)

Прогноз

2015

2020

2025

2030

Базовий сценарій

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

74,7

70,1

66,1

61,8

59,4

1. Видобуток природного газу

20,5

20,9

23,7

29,8

44,4

2. Імпорт природного газу

36,6

33,7

27,1

20

5

3. Залишки у сховищах на початок періоду

17,6

15,5

15,3

12

10

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів - усього

74,9

70,06

66,2

61,85

59,4

1. Споживання природного газу нетто, у т. ч.:

52

50,6

47,8

46,9

46,6

1.1 Промисловість

21,3

19,6

18,2

18,1

18,3

1.2 Сфера послуг, енергетика та бюджетна сфера

13,1

14,3

14,8

15,4

16

1.3 Населення

17,6

16,7

14,8

13,4

12,3

2. Технічне споживання

5,3

3,96

3,1

2,95

2,8

3. Споживання природного газу брутто, всього

57,3

54,56

50,9

49,85

49,4

4. Експорт природного газу

0,1

0,0

0,0

0,0

0,0

5. Залишки у сховищах на кінець періоду

17,6

15,5

15,3

12

10

Песимістичний сценарій

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

74,7

70,8

66,8

62,3

59,8

1. Видобуток природного газу

20,5

20,9

23,7

25,9

30,2

2. Імпорт природного газу

36,6

34,2

27,7

23,1

16,9

3. Залишки у сховищах на початок періоду

17,6

15,7

15,4

13,3

12,7

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів - усього

74,6

70,8

66,8

62,3

59,8

1. Споживання природного газу нетто

51,7

51,2

48,37

46,1

44,4

2. Технічне споживання

5,3

3,97

3,074

2,87

2,73

3. Споживання природного газу брутто, всього

57,0

55,1

51,44

49

47,1

4. Експорт природного газу

0,1

0,0

0,0

0,0

0,0

5. Залишки у сховищах на кінець періоду

17,6

15,7

15,4

13,3

12,7

Оптимістичний сценарій

Прибуткова частина

I. Ресурси, всього

74,7

71,6

68,1

64,9

61,9

1. Видобуток природного газу

20,5

20,9

23,7

30,2

46,7

2. Імпорт природного газу

36,6

34,3

29,2

22,3

6,2

3. Залишки у сховищах на початок періоду

17,6

16,4

15,2

12,4

9

Витратна частина

II. Розподіл ресурсів - усього

74,9

71,6

68,1

64,9

61,9

1. Споживання природного газу нетто

56,1

51,2

49,8

49,4

50

2. Технічне споживання

5,3

3,99

3,17

3,02

2,92

3. Споживання природного газу брутто, всього

57,3

55,2

52,9

52,5

52,9

4. Експорт природного газу

0,1

0

0

0

0

5. Залишки у сховищах на кінець періоду

17,6

16,4

15,2

12,4

9

3. Стратегія розвитку електроенергетичної галузі

3.А. Електрична енергія

3.1. Споживання електроенергії

Попит на електроенергію в Україні в 2030 р. складе від 244 (песимістичний сценарій) до 315 (оптимістичний сценарій) ТВт·год. У базовому сценарії попит на електроенергію досягне 282 ТВт·год., що на 50 % вище рівня 2010 р. (191 ТВт·год.). Переважно це буде зумовлено зростанням споживання в промисловості (на 40 %) та в сфері послуг (на 100 %).

Прогноз зростання споживання електроенергії ґрунтується на:

• Аналізі історичної динаміки ВВП, прогнозі його зростання та зміні його структури;

• Прогнозі електроємності ВВП України з урахуванням ефекту від впровадження заходів зі збереження електроенергії.

У період значного економічного зростання, коли щорічне реальне зростання ВВП становило 7 % (2000 - 2007 рр.) споживання електроенергії зростало в середньому на 2,7 % на рік. Світова фінансова криза спричинила падіння ВВП в 2009 р. майже на 15 % (у реальному відображенні) і зниження споживання електроенергії на 10 %.

Сьогодні електроємність ВВП України в декілька разів перевищує аналогічний показник європейських країн. Однією з причин цього є структура української економіки, яка здебільшого складається з електроємних галузей, а також надмірно високі витрати електроенергії на виробництво одиниці продукції. Висока електроємність також викликана істотним технологічним відставанням багатьох галузей промисловості та житлово-комунального господарства та високим зношенням основних фондів.

Виходячи з історичних коефіцієнтів еластичності зростання енергоспоживання за зростанням ВВП за трьома категоріями споживачів (промисловість, сектор послуг і населення), прогноз споживання електроенергії у 2030 р. у базовому сценарії складе 331 ТВт·год. Але з урахуванням впровадження ініціатив щодо енергозбереження4 прогноз споживання електроенергії у 2030 р. у базовому сценарії знижується до 282 ТВт·год. (включаючи експорт, втрати і власне споживання електростанцій) при середньому щорічному зростанні на рівні 2,0 %. Таке співвідношення зростання ВВП і динаміки споживання електроенергії відповідає показникам, характерним для ринків, які проходять етап інтенсивного розвитку.

____________
4 Більш детально описано в Розділі 7.1.

При прогнозуванні споживання електроенергії враховуються структурні зміни, очікувані в кожному сегменті споживачів (наприклад, перехід від мартенівського методу виробництва сталі на конверторний та електродуговий).

Попит на електроенергію5 (ТВт·год.) за реалізації базового сценарію розвитку ВВП

 

2010

2015

2020

2025

2030

Промисловість6

94

107

116

127

134

Сільське господарство

4

4

4

5

5

Комерційне та побутове споживання

65

76

88

101

115

Втрати7

22

22

22

22

23

Експорт

6

6

6

6

6

Разом

191

215

236

259

282

____________
5 Результуючі значення можуть відрізнятися від арифметичної суми доданків за рахунок округлення.

6 Включає власне споживання електростанцій (24 ТВт·год. у 2030 р.) та споживання ГАЕС.

7 Включаючи втрати в магістральних і розподільчих мережах.

Попит на електроенергію (включаючи втрати та власне споживання)

  

Промисловість буде найбільшим споживачем електроенергії (134 ТВт·год. в 2030 р., або близько 50 % загального обсягу). При цьому щорічне зростання споживання становитиме 1,8 %. Цей показник враховує реалізацію заходів щодо енергозбереження та підвищення енергоефективності відповідно до галузевих програм, які дозволяють наблизити рівень споживання електроенергії при виробництві продукції до середньосвітових значень (щорічне зменшення на одиницю продукції на 0,1 - 5 % проти рівня 2010 р. залежно від галузі; докладніше викладено в Розділі "Пріоритетні напрямки діяльності із забезпечення енергозбереження").

Основним чинником впливу на зростання споживання електроенергії у промисловому секторі є збільшення обсягів виробництва металургійної продукції (на 1,4 % щорічно) і суміжних галузей: видобувної (видобуток залізної руди та вугілля), хімічної (найбільш енергоємної її частини - виробництва кисню й інших промислових газів) і виробництва коксу. Зростання металургії спричинене збільшенням світового попиту на метал (близько 3 % на рік) і зміною структури виробництва сталі в Україні (заміна застарілих мартенівських печей на конвертерні й електродугові). Сумарно ці галузі сформують більше 50 % промислового споживання електроенергії (близько 71 ТВт·год. 2030 р.).

Іншим важливим чинником впливу на промислове споживання електроенергії буде зростання добробуту населення України (щорічне зростання ВВП на душу населення складатиме близько 5 %), що стимулюватиме зростання таких галузей як житлове та комерційне будівництво, харчова промисловість, виробництво електроенергії, тепла і води та автомобілебудування. Зазначені галузі сумарно споживатимуть більше 60 ТВт·год. 2030 р.

Споживання електроенергії сільським господарством зростатиме в середньому на 1,6 % на рік і до 2030 р. сягне 4,8 ТВт·год.

Споживання сферою послуг зростатиме майже вдвічі швидше за промислове (близько 4,2 % на рік у середньому) і до 2030 р. складе близько 45 ТВт·год. Основним чинником зростання є збільшення комерційних площ (торгівельні та офісні приміщення, заклади освіти та охорони здоров'я тощо) у 3,2 рази.

Споживання електроенергії підприємствами транспортної галузі зросте внаслідок збільшення обсягів вантажних і пасажирських перевезень, викликаних зростанням промислового та сільськогосподарського виробництва, і реального підвищення ВВП на душу населення. До 2030 р. споживання електроенергії у транспортній галузі зросте на 50 % і складе 14 ТВт·год.

Зростання побутового споживання електроенергії населенням до 2030 р. у порівнянні з 2010 р. складе більше 55 % (середньорічний темп зростання - 2,2 %), у результаті побутове споживання складе близько 57 ТВт·год. Головним чинником такого зростання буде поліпшення добробуту населення України, яке зумовить покращення житлових умов до рівня, близького до розвинених країн 2010 р. (збільшення житлової площі з розрахунку на людину приблизно у 1,5 рази), і збільшення оснащеності домогосподарств побутовими приладами. Зниження чисельності населення не матиме значного впливу на обсяг споживання електроенергії. Значне зростання використання теплових насосів та термонакопичувачів для потреб опалення також суттєво вплине на потребу населення в електроенергії, це буде спричинене розвитком цих технологій та суттєвим зростанням ціни на газ для побутового вжитку. Значним буде збільшення енергоефективності (у цілому приблизно на 1,2 % щорічно) за рахунок раціональнішого використання електроенергії для опалення, кондиціювання, вентиляції та освітлення приміщень, а також для живлення побутових електроприладів. Аналогічне зниження енергоспоживання спостерігається наразі у розвинених країнах, що викликане високими тарифами та переведенням різних приладів на нові стандарти енергоспоживання.

Витрати при передачі та розподілі електроенергії у відносних величинах скоротяться з 13 % до 9 % її споживання, що значно зменшить розрив з аналогічними показниками європейських країн. При цьому в абсолютних цифрах витрати дещо збільшаться за рахунок зростання споживання: з 22 ТВт·год. у 2010 р. до 23 ТВт·год. у 2030 р. Зниження втрат у відносному виразі буде досягнуте завдяки модернізації розподільчих і магістральних мереж.

Таким чином, сумарна потреба в електроенергії до 2030 р. складе близько 282 ТВт·год. (на 91 ТВт·год. більше, ніж у 2010 р.), що потребуватиме значного збільшення генеруючих потужностей.

3.2. Виробництво, передача та розподіл електроенергії

3.2.1. Поточний стан галузі

Основою електроенергетики країни є Об'єднана енергетична система (ОЕС) України, яка здійснює централізоване забезпечення електроенергією внутрішніх споживачів, взаємодіє з енергосистемами суміжних країн, забезпечує експорт і імпорт електроенергії. Вона поєднує енергогенеруючі потужності, розподільчі мережі регіонів України, пов'язані між собою системоутворюючими лініями електропередач напругою 220 - 750 кВ. Оперативно-технологічне керування ОЕС і керування режимами енергосистеми здійснюється централізовано державним підприємством НЕК "Укренерго".

Загальна встановлена потужність електрогенеруючих станцій України на кінець 2012 р. склала 53,8 ГВт, з яких 51 % припадає на теплові електростанції (ТЕС), 25,7 % - на атомні електростанції (АЕС), 10,2 % - на гідроелектростанції (ГЕС) і гідроакумулюючі електростанції (ГАЕС), 13,1 % - на теплоелектроцентралі (ТЕЦ), блок-станції й інші об'єкти. При цьому без урахування законсервованих блоків і блоків, які перебувають на реконструкції встановлена потужність готових до експлуатації блоків становить 49 ГВт (47 ГВт з урахуванням обмежень електромереж на видачу потужності АЕС).

Магістральні електричні мережі України нараховують 22,9 тис. км, з них 4,9 тис. км припадає на мережі з напругою 400 - 800 кВ, 13,3 тис. км - напругою 330 кВ, 4,1 тис. км - напругою 220 кВ і 0,7 тис. км - напругою 35 - 110 кВ, а також 136 підстанцій загальною трансформаторною потужністю 78631,6 МВА.

Розподільчі електричні мережі нараховують близько 1 млн. км повітряних і кабельних ліній електропередач напругою 0,4 - 150 кВ і близько 200 тис. трансформаторних підстанцій напругою 6 - 150 кВ.

ОЕС України працює в паралельному режимі з ЄЕС/ОЕС, окрім так званого "Бурштинського острова" (включає Бурштинську ТЕС, Калуську ТЕЦ та Теребле-Рікську ГЕС), який синхронізовано з Європейською мережею системних операторів з передачі електроенергії (ENTSO-E).

На сьогоднішній день більша частина генеруючих активів та електромереж зношена та неефективна:

• Станом на кінець 2012 р. 81 % блоків теплових електростанцій і теплоелектроцентралей перевищили межу фізичного зношення у 200 тис. годин наробітку й потребують модернізації або заміни. Зношеність устаткування призводить до перевитрат палива, зменшення робочої потужності та погіршення екологічних показників;

• Атомні блоки наближаються до закінчення строку проектної експлуатації: понад 70 % атомних блоків потребуватимуть подовження строку експлуатації у найближчі 10 років;

• Баланс потужності енергосистеми України характеризується дефіцитом як маневрених, так і регулюючих потужностей; частка гідроелектростанцій, які забезпечують основний обсяг маневрених потужностей, у загальному балансі потужностей не перевищує 9 % за оптимального рівня у 15 %. В результаті блоки ТЕС і ТЕЦ, спроектовані для роботи в базовому режимі, використовуються для підтримки змінної частини графіка навантаження енергосистеми;

• На сьогодні 42,2 % повітряних ліній електропередач (ЛЕП) напругою 220 - 330 кВ експлуатуються понад 40 років, 64,4 % основного устаткування трансформаторних підстанцій випрацювали свій розрахунковий технічний ресурс;

• Значні проблеми виникають у зв'язку з недостатністю пропускної спроможності ліній електропередач для видачі потужності АЕС (Рівненська, Хмельницька, Запорізька) і передачі надлишкової енергії Західного регіону до центру й на схід країни; з недостатнім рівнем надійності енергопостачання АР Крим, Одеської та Київської областей; з некомпенсованістю електромережі ОЕС України з реактивної потужності і складністю забезпечення необхідного рівня напруги (Кримська, Центральна, Південна енергосистеми, східна і південна частини Донбаської енергосистеми);

• У розподільчих мережах значна кількість об'єктів також відпрацювала свій ресурс: 40,5 % електричних мереж і 37,6 % трансформаторних підстанцій потребують реконструкції або заміни. Недостатнє оснащення низьковольтних мереж компенсаторами реактивної потужності, а також неефективна система реконструювання потужності призводить до істотних відхилень напруги від нормативних значень.

Для підтримки надійності енергосистеми потрібна повномасштабна програма модернізації цих активів.

Без реалізації програм модернізації наявних і будівництва нових потужностей дефіцит пікової потужності спостерігатиметься вже в 2017 - 2020 рр.

3.2.2. Перспективи розвитку галузі

Виходячи з поточного стану галузі, для підтримання надійності ОЕС і забезпечення зростання економіки країни першочерговими завданнями електроенергетики України за будь-якого сценарію зростання попиту є:

• Модернізація наявних генеруючих потужностей (ТЕС і ТЕЦ зі встановленням пилогазоочисного обладнання (ПГО) на найновіші блоки, АЕС, ГЕС) з забезпеченням вирішення проблеми поставок сорбенту та утилізації відходів від його використання;

• Модернізація та розвиток магістральних і розподільчих мереж;

• Реалізація проектів будівництва ГЕС і ГАЕС (загальною потужністю 5 ГВт);

• Продовження строку експлуатації діючих енергоблоків АЕС до 20 років за умов позитивних підсумків періодичної переоцінки безпеки;

• Будівництво третього і четвертого блоків Хмельницької АЕС (мінімальна потужність - 2 ГВт);

• Розвиток відновлюваних джерел енергії (ВДЕ);

• Будівництво 4 ГВт вугільних станцій для заміщення потужностей, які виводяться з експлуатації;

• У 2017 р. початок передпроектних робіт, у 2022 р. - початок будівництва атомних блоків для заміни наявних блоків, які будуть виведені з експлуатації після 2030 р.

При песимістичному сценарії розвитку попиту на електроенергію (244 ТВт·год. у 2030 р.) реалізація лише перерахованих заходів дозволить задовольнити попит на електроенергію. При базовому (282 ТВт·год.) і оптимістичному сценарії (315 ТВт·год.) необхідне також здійснення таких проектів:

• Будівництво атомних блоків на нових майданчиках (мінімальною потужністю 3 ГВт при базовому сценарії та 5 ГВт за максимального попиту, що прогнозується в оптимістичному сценарії);

• Додаткове будівництво вугільних станцій (потужністю 9 ГВт при базовому сценарії та 11 ГВт при оптимістичному сценарії).

Для зниження потреби в будівництві генеруючих потужностей необхідно стимулювати не тільки збереження електроенергії, але й вирівнювання графіка навантаження. Для цього потрібне посилення диференційованості тарифів на електроенергію для кінцевого споживача за часом доби й стимулювання зниження споживання електроенергії в піковий час за рахунок перенесення споживання на інший час доби.

З урахуванням значних строків розробки, затвердження проектної та одержання дозвільної документації, а також безпосередньо будівництва, рішення про необхідність будівництва додаткових атомних блоків має прийматися вже у 2013 - 2015 рр. на основі оновленого прогнозу динаміки попиту на електроенергію. Починаючи з 2014 р., потрібно щорічно на основі оновленого прогнозу попиту коригувати програму будівництва нових генеруючих потужностей з урахуванням прогнозованого дефіциту потужностей і строків будівництва. Для забезпечення надійності постачання за умови прогнозованого дефіциту генеруючих потужностей в енергосистемі України, орган, що проводить державну політику в галузі електроенергетики повинен проводити відкритий тендер на будівництво нових потужностей.

Цільова структура потужностей сформована з урахуванням таких чинників як мінімізація обсягу інвестицій, зниження повної собівартості електроенергії (з урахуванням зростання цін на паливо), підвищення енергобезпеки України та поліпшення екологічної ситуації у країні.

Баланс встановлених потужностей у базовому сценарії

  

Інвестиції в модернізацію та будівництво генеруючих потужностей та об'єктів електромереж у 2013 - 2030 рр. за базовим сценарієм розвитку попиту складуть більше 1 трлн. грн.; забезпечення повернення на вкладений капітал на рівні, необхідному для залучення інвесторів, призведе до зростання середніх повних витрат на виробництво, передачу та розподіл електроенергії більш ніж на 80 % (що відповідає середньому щорічному зростанню близько 3 %) у цінах 2010 р.

Для залучення інвесторів і забезпечення окупності інвестицій у модернізацію та нове будівництво в електроенергетиці потрібно:

• Здійснити перехід на нову модель ринку електроенергії, яка передбачає відшкодування виробникам електричної енергії економічно обґрунтованих витрат, включаючи повернення на інвестований капітал;

• Запровадити систему тарифоутворення, яка гарантує ринкове повернення на капітал з інвестицій в об'єкти природних монополій.

Щодо будівництва нових генеруючих потужностей передбачити необхідність запровадження прозорих та чітких процедур і критеріїв видачі дозволів на будівництво генеруючих потужностей, а також застосування тендерних підходів щодо будівництва нових генеруючих потужностей у разі його ініціювання з боку держави (за умови недостатніх стимулів щодо здійснення такого будівництва інвесторами).

Середні повні витрати на виробництво, передачу та розподіл електроенергії
(витрати для базового 2010 р. зазначені без розбивки на капітальні і постійні та змінні)

  

Для розв'язання першочергових завдань електроенергетики Міністерству енергетики та вугільної промисловості необхідно розробити та виконати програми розвитку генеруючих потужностей та об'єктів електромереж з урахуванням експортного потенціалу, що включає:

• Програми модернізації наявних (з урахуванням технічного стану та можливості встановлення ПГО на найновіші блоки) і будівництва нових генеруючих об'єктів (з описом технологій генерації, що використовуватимуться, розміщення майданчиків, строків будівництва тощо) для уникнення дефіциту потужностей;

• Актуалізовану програму розвитку магістральних мереж, що узгоджується з програмою будівництва та модернізації генеруючих потужностей;

• Детальну програму розвитку розподільчих мереж, що також узгоджується з програмою будівництва та модернізації генеруючих потужностей і пріоритетного розвитку магістральних мереж;

• Одним з найважливіших завдань електроенергетики також є вирівнювання добового графіку споживання електричної потужності. Для цього разом із тарифними методами регулювання (посилення різниці між ціною на електроенергію в різні періоди доби) необхідно застосовувати нетарифні методи - проведення роз'яснювальної роботи серед споживачів, поширення використання теплових насосів, термонакопичувачів для потреб теплозабезпечення, використання так званих "інтелектуальних мереж" (Smart grids), тощо.

Структура потужностей і виробітку за сценаріями (I - песимістичний, II - базовий, III - оптимістичний)

 

2012

2015

2020

2025

2030

 

 

I

II

III

I

II

III

I

II

III

I

II

III

Встановлена потужність, ГВт, у тому числі

53,8

51,0

51,5

51,5

53,9

59,4

61,5

54,7

63,8

72,6

56,8

66,5

77,6

АЕС

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

15,8

15,8

18,8

15,8

17,8

20,8

ГЕС8

4,5

4,8

4,8

4,8

5,2

5,2

5,2

5,8

5,8

5,8

5,8

5,8

5,8

ГАЕС

0,9

2,2

2,2

2,2

4,7

4,7

4,7

4,7

4,7

4,7

4,7

4,7

4,7

ТЕС9 - вугілля

22,0

18,7

18,7

18,7

18,7

18,7

18,7

16,0

19,8

23,3

14,4

19,7

25,5

ТЕС - газ

5,4

3,8

3,8

3,8

3,8

3,8

3,8

3,8

3,8

3,8

3,8

3,8

3,8

ТЕЦ і блок-станції

6,6

6,3

6,3

6,3

6,3

6,3

6,3

6,3

6,3

6,3

6,3

6,3

6,3

ВДЕ

0,6

1,4

1,9

1,9

1,4

6,9

9,0

2,3

7,3

9,9

6,0

8,4

10,7

Виробіток, ТВт·год., у тому числі

198

205

215

215

220

236

243

234

259

278

244

282

315

АЕС

90

87

91

91

96

96

96

107

115

115

115

133

138

ГЕС8

10

12

12

12

13

13

13

14

14

14

14

14

14

ГАЕС

1

3

3

3

7

7

7

7

7

7

7

7

7

ТЕС - вугілля10

79

81

85

85

80

86

88

81

87

102

76

91

114

ТЕС - газ

-

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

ТЕЦ і блок-станції

18

18

19

19

19

20

20

19

21

21

20

21

22

ВДЕ

1

3

3

3

3

12

16

4

13

17

10

14

18

____________
* Результуючі значення можуть відрізнятися від арифметичної суми доданків за рахунок округлення.

8 Без урахування малих ГЕС (малі ГЕС враховано у ВДЕ).

9 Потужність ТЕС зазначено без урахування законсервованих блоків і блоків, які перебувають на реконструкції.

10 КВВП вугільних ТЕС знижується після 2015 р. внаслідок введення атомних блоків і розвитку ВДЕ.

3.2.3. Розвиток магістральних мереж

До 2030 р. розвиток магістральних мереж має здійснюватися на базі ліній електропередач напругою 330 і 750 кВ.

Основними завданнями розвитку магістральних мереж є:

• Створення нових і посилення чинних системоутворюючих зв'язків як усередині окремих енергетичних регіонів країни, так і між регіонами та з енергосистемами інших країн;

• Забезпечення видачі потужності діючих і споруджуваних електростанцій;

• Забезпечення надійного електропостачання потужних вузлів електроспоживання;

• Підвищення якості та надійності передачі електроенергії (зокрема згідно з нормами ENTSO-E).

Пріоритетними проектами є:

• Завершення формування двох транзитних магістралей напругою 750 кВ - південної (Хмельницька АЕС - Дністровська ГАЕС - ПС Приморська - ПС Каховська - Запорізька АЕС) і північної (Рівненська АЕС - ПС Київська - ПС Північноукраїнська - ПС Харківська - ПС Донбаська), які дозволяють зняти обмеження мережі на видачу потужності Хмельницької, Рівненської, Запорізької атомних електростанцій і регулюючих потужностей Дністровської ГАЕС;

• Підвищення надійності електропостачання Кримського та Київського регіонів та Одеської області;

• Повномасштабна програма модернізації високовольтних ліній та підстанцій, спрямована у тому числі на зниження втрат електроенергії;

• Розвиток та розширення мереж напругою 330 кВ для підвищення надійності електропостачання.

Будівництво магістральних мереж має узгоджуватись з розвитком генеруючих потужностей (включаючи ВДЕ).

Для підвищення надійності енергозабезпечення та відповідності вимогам ENTSO-E проводитиметься реконструкція пристроїв релейного захисту і протиаварійної автоматики із заміною їх на сучасні, побудовані на мікропроцесорній основі, розвиток телекомунікацій на базі оптико-волоконних мереж, що дозволить впровадити сучасні функціональні системи АСУ ТП, АСДУ й АСУП та системи регулювання частоти і потужності.

Загальний обсяг необхідних капітальних вкладень для поетапної реалізації програми розвитку магістральних електричних мереж до 2030 р. складе 53 млрд. грн. (докладніше описано у Розділі 10 "Фінансове забезпечення розвитку ПЕК").

3.2.4. Міждержавні електричні мережі

ОЕС України за допомогою ліній електропередач міждержавного значення з'єднана з енергосистемами Російської Федерації, Молдови, Білорусі, Польщі, Словаччини, Угорщини, Румунії. У 2010 р. обсяг чистого експорту електроенергії склав 4,2 млрд. кВт·год.

Міждержавні лінії електропередачі України та можливості експорту електроенергії до сусідніх країн

Країна

Кількість повітряних ліній за класами напруги

Пропускна здатність ЛЕП, млрд. кВт·год. на рік

Експорт у 2010 р., млрд. кВт·год.

750 кВ

400 - 500 кВ

220 - 330 кВ

110 - 0,4 кВ

Усього

Угорщина

1

1

2

 

4

511/4912

1,17

Румунія

1

1

 

 

2

Словаччина

 

1

 

1

2

Польща

1

 

1

 

2

Молдова

 

 

7

18

25

1,5

0,02

Білорусь

 

 

2

6

8

6,1

2,94

Російська Федерація

1

313

10

18

32

26,3

0,08

____________
11 При роботі тільки через "Бурштинський острів".

12 При роботі у паралельному режимі з ENTSO-E.

13 Одна лінія електропередачі постійного струму 400 кВ.

Нині ОЕС України працює в паралельному режимі з ЄЕС/ОЕС, за винятком "Бурштинського острова", який синхронізовано з Європейською мережею системних операторів передачі електроенергії (ENTSO-E).

Пропускна спроможність міждержавних мереж, що зв'язують Україну з РФ, Білоруссю та Молдовою, дозволяє значно підвищити обсяги експорту в даних напрямках. Збільшення експортного потенціалу до країн ENTSO-E потребує реконструкції наявних (але відключених станом на кінець 2010 р.) міждержавних високовольтних ліній (ВЛ) 750 кВ Хмельницька АЕС - Жешув (Польща) і Южно-Українська АЕС - Ісакча (Румунія) та реконструкції діючої ВЛ 750 кВ Західноукраїнська - Альберштина (Угорщина) або будівництва нових високовольтних ліній, або підвищення технічного рівня електростанцій, систем електропередачі та систем регулювання частоти й потужності до європейських стандартів, або збільшення генеруючих потужностей на "Бурштинському острові".

Рішення про збільшення експорту має прийматися учасниками ринку електроенергії за відповідної оцінки його економічної доцільності та з урахуванням першочергового забезпечення внутрішнього попиту на електроенергію. При цьому держава, орган державного регулювання в енергетиці та оператор енергосистеми дають можливість реалізації проектів з розширення експортно-орієнтованої інфраструктури за рахунок:

• Розробки механізмів повернення вкладених інвестором коштів в об'єкти загального користування (міждержавні лінії електропередач, вставки постійного струму тощо);

• Спрощення процедур видачі дозволів, землевідведення тощо.

При цьому всі проекти повинні відповідати вимогам енергосистеми та не порушувати її надійності.

3.2.5. Розвиток розподільчих електромереж

Для якісного та надійного електропостачання споживачів потрібно:

• 2011 - 2020 рр. збільшувати щорічне введення в експлуатацію нових розподільних мереж з тим, щоб до кінця зазначеного періоду вводити не менше 15 тис. км у рік нових і реконструйованих ліній електропередач напругою 0,4 - 150 кВ;

• Наступними роками щорічно здійснювати будівництво нових ліній електропередач відповідно до зростання потреб електропостачання, особливо у зв'язку зі збільшенням частки ВДЕ, і проводити реконструкцію діючих ЛЕП.

Розвиток мереж повинен бути скерований на зниження ступенів трансформації та наближення високовольтних мереж до споживача. Будівництво, реконструкція, технічне переоснащення та модернізація електричних мереж напругою 6 - 150 кВ повинні здійснюватися випереджальними темпами відносно зростання електричного навантаження промислових, сільськогосподарських і комунально-побутових споживачів.

Технічне переоснащення, реконструкція електричних мереж та їх розвиток повинні проводитися на базі національного нормативно-правового регулювання з урахуванням рекомендацій Міжнародної електротехнічної комісії та регіональних особливостей, які стосуються умов надійності, екологічної безпеки та зниження втрат у мережах.

У розвиток розподільчих мереж до 2030 р. необхідно інвестувати 134 млрд. грн., що потребує збільшення щорічних інвестицій до 7 млрд. грн. і потребуватиме значних будівельно-монтажних потужностей та дозволить наблизитися до європейського рівня питомих інвестицій у розподільчі мережі (докладніше описано у Розділі 10 "Фінансове забезпечення розвитку ПЕК").

3.2.6. Розвиток теплової генерації

Першочергове завдання у сфері розвитку теплової генерації - модернізація та реконструкція наявних потужностей ТЕС та ТЕЦ із метою подовження строку служби устаткування на 15 - 20 років, збільшення встановлених потужностей, зниження питомих витрат палива та приведення обладнання у відповідність до стандартів ENTSO-E з регулювання частоти, активної та реактивної потужності. Також у рамках модернізації необхідно проводити оснащення станцій системами пилогазоочищення для зниження викидів пилу, оксиду сірки й азоту до норм ЄС.

Збільшення власного споживання енергії блоками ТЕС після встановлення систем пилогазоочищення буде компенсовано за рахунок збільшення виробітку електроенергії блоками після модернізації через підвищення їх ККД.

З урахуванням обмежень, які стосуються одночасного виведення блоків в реконструкцію, технічного стану станцій і планів нового будівництва, до 2030 р. необхідно провести модернізацію пиловугільних енергоблоків загальною потужністю близько 14 ГВт. За потреби, в разі економічної доцільності та за умови збереження темпів реконструкції кількість модернізованих теплових блоків може бути збільшена. Таке збільшення відповідним чином зменшить потребу в будівництві нових блоків. Сумарний розмір інвестицій з урахуванням встановлення пилогазоочисного устаткування (ПГО) складе близько 170 млрд. грн. (докладніше описано у Розділі 10 "Фінансове забезпечення розвитку ПЕК").

Модернізація потужностей теплових станцій (базовий сценарій)

  

На сьогоднішній день вітчизняні ТЕЦ знаходяться у важкому становищі. У зв'язку з цим потрібно провести модернізацію теплоенергоустановок та перейти на новий розвиток виробництва теплової та електричної енергії - когенерацію. Сумарні інвестиції складуть близько 22 млрд. грн. (докладніше описано у Розділі 10 "Фінансове забезпечення розвитку ПЕК"). Виробіток ТЕЦ визначатиметься потребами у теплозабезпеченні та за базовим сценарієм збільшиться майже на 20 % у порівнянні з 2010 роком для задоволення збільшених потреб у теплі 2030 року.

Впровадження зазначених заходів буде сприяти розвитку когенераційних технологій в Україні на базі існуючих ТЕЦ, що в свою чергу:

• Зменшить залежність держави від імпорту енергоносіїв (за рахунок зменшення споживання газу та переходу на інші види палива);

• Підвищить рівень енергетичної безпеки держави;

• Підвищить ефективність використання палива в процесах виробництва теплової та електричної енергії або в інших технологічних процесах;

• Підвищить надійність та безпеку енерго- та теплопостачання на регіональному рівні.

За базовим сценарієм розвитку споживання електроенергії у 2018 - 2030 рр. необхідно ввести 9 ГВт нових потужностей вугільних ТЕС і здійснити заміну обладнання, яке виробило фізичний ресурс існуючих ТЕЦ шляхом заміни основного устаткування діючих енергоблоків і будівництва нових, у тому числі на місці виведених з експлуатації, відповідно до плану реконструкції теплових електростанцій. Усі нові (модернізовані) блоки повинні бути оснащені системами пилогазоочищення, які відповідають європейським нормам викидів або використовувати технології генерації, що дозволяють досягати європейських стандартів без будівництва виділених систем ПГО (наприклад технологія циркулюючого киплячого шару - ЦКШ). А також потрібно розглянути можливість використання відходів збагачення вугілля як палива для електростанцій, що використовують технологію ЦКШ. Сумарні інвестиції в будівництво нових блоків складуть 132 млрд. грн. (докладніше описано у Розділі 10 "Фінансове забезпечення розвитку ПЕК").

Введення нових потужностей пиловугільних ТЕС по роках
(базовий сценарій)

  

Рішення про вибір технології для нових блоків або заміни обладнання на існуючих блоках має прийматися на підставі вартості будівництва, планованої собівартості виробництва електроенергії, вимог із маневреності, екологічних показників, можливого ступеня локалізації виробництва устаткування в Україні і можливості використання національних паливних ресурсів. При виборі палива для нових або модернізованих блоків потрібно максимально орієнтуватися на використання вітчизняного вугілля. Можливий розгляд проектів будівництва блоків з використанням бурого вугілля та повного або часткового спалювання альтернативного палива (у тому числі твердих побутових відходів) за відповідних техніко-економічних обґрунтувань. Всі наведені аспекти нового будівництва або модернізації повинні бути відображені в комплексній програмі розвитку електромереж та генерації, котра повинна бути розроблена та згодом регулярно оновлюватися Міністерством енергетики та вугільної промисловості.

В умовах зростання частки споживання комерційним та побутовим секторами та збільшення прогнозованої частки генерації на ВДЕ виникає потреба в розвитку маневрених потужностей. За щорічного прогнозування балансу потужностей повинні розглядатися попит та пропозиція на базову та пікову потужність та прийматися рішення щодо порядку покриття пікового попиту та виконання вимог з маневреності системи. Окрім традиційних ГЕС та ГАЕС, регулювання можуть здійснювати як маневрені вугільні блоки, так і нові маневрені атомні блоки. За умови високих цін на газ, підвищення вимог щодо безпеки АЕС в Україні покриття пікового попиту в прогнозованому періоді будуть забезпечувати ГЕС, ГАЕС та вугільні ТЕС. Наявні газові блоки будуть підтримуватися у робочому стані як резерв потужності для підтримки надійності системи та будуть використовуватись для регулювання в разі потреби. Разом із завданням вирівнювання добового графіку навантаження для вирішення проблеми регулювання потужностей ВДЕ необхідно розглянути можливість широкого впровадження проектів теплових насосів-регуляторів. Впровадження таких проектів залежатиме від розвитку даних технологій і буде виконуватись в разі їх високої технологічної та фінансової ефективності.

На виробництво електричної і теплової енергії ТЕС енергогенеруючих компаній у 2012 році використано 37,5 млн. т вугілля, 42,0 тис. т мазуту та 0,5 млрд. м3 газу; питома витрата умовного палива на відпуск електроенергії склала 395,6 г у. п./кВт·год.

За рахунок модернізації наявних ТЕС (покращення на 20 - 30 г у. п./кВт·год. (без встановлення ПГО) та на 10 - 20 г у. п./кВт·год. (за встановлення ПГО)) і будівництва нових, більш ефективних блоків із використанням сучасних технологій (наприклад, на супернадкритичних параметрах - СНКП, ЦКШ та ін. з умовними витратами палива 290 - 320 г у. п./кВт·год.), питома витрата палива на відпуск електроенергії до 2030 р. знизиться до 340 - 350 г у. п./кВт·год. Сумарне споживання умовного палива зросте за рахунок збільшення виробітку теплових станцій до 29 млн. т у. п.; структура паливного балансу залишиться незмінною.

Питомі витрати умовного палива на відпуск електроенергії вугільних ТЕС

  

Передбачається зростання коефіцієнта використання встановленої потужності вугільних станцій із 40 % у 2010 р. до 53 % у 2030 р.

3.2.7. Розвиток гідрогенерації

Станом на початок 2010 р. проведено реконструкцію ГЕС першої черги Дніпровського каскаду і 19 (із 70) гідроагрегатів другої черги. Одним із пріоритетів розвитку гідроенергетики є завершення реконструкції ГЕС Дніпровського каскаду, що дозволить подовжити термін служби станцій на 30 - 40 років і підвищити сумарну встановлену потужність каскаду на 245 МВт. Плановані інвестиції становлять 5 млрд. грн.

Для розв'язання проблеми із нестачею маневрених і регулюючих потужностей за будь-якого сценарію розвитку попиту потрібне будівництво гідро- і гідроакумулюючих потужностей. Пріоритетними проектами є:

• 2011 - 2015 рр. - завершення першої черги Дністровської ГАЕС, першої черги Ташлицької ГАЕС;

• 2015 - 2020 рр. - будівництво другої черги Ташлицької ГАЕС;

• 2015 - 2020 рр. - будівництво другої черги Дністровської ГАЕС;

• Продовження будівництва Канівської ГАЕС потужністю 1000 МВт з пуском першого гідроагрегата в 2015 році;

• Завершення проектування до 2014 року та розширення Каховської ГЕС потужністю 270 МВт до 2020 року;

• Реконструкції та розширення Теребле-Рікської ГЕС зі збільшенням потужності на 30 МВт до 2020 р.

Реалізація перерахованих проектів дозволить до 2030 р. довести частку маневрених потужностей ГЕС і ГАЕС у загальному балансі галузі до 16 %. Сумарні інвестиції з цих проектів складуть 55 млрд. грн. (докладніше описано у Розділі 10 "Фінансове забезпечення розвитку ПЕК").

При нестачі маневрених потужностей потрібно розглянути доцільність будівництва у 2020 - 2025 рр. додатково ГЕС у західних регіонах України потужністю до 600 МВт.

У рамках розробки комплексної програми розвитку електромереж та генерації потрібно уточнити строки реалізації даних проектів та доцільний рівень збільшення встановленої потужності.

Виконання програми розвитку гідроенергетики дозволить підвищити сталість, надійність та ефективність роботи ОЕС України, підвищити економію органічного палива за рахунок збільшення частки гідроенергії в енергетичному виробництві, створити сприятливі умови для інтеграції ОЕС України в європейську енергосистему та паралельної роботи з енергосистемою Росії і збільшити експорт електроенергії.

3.2.8. Розвиток атомної генерації

Пріоритетними проектами розвитку атомної генерації, необхідними за будь-якого сценарію зростання попиту на електричну енергію, є:

• Виконання заходів для підвищення безпеки АЕС;

• Реалізація програми продовження строку експлуатації діючих енергоблоків АЕС до 20 років за умов позитивних підсумків періодичної переоцінки безпеки;

• Будівництво третього і четвертого блоків Хмельницької АЕС;

• Початок передпроектних робіт (з 2017 р.), початок будівництва (з 2022 р.) енергоблоків АЕС на заміну блоків, які будуть виведені з експлуатації у 2031 - 2037 рр.

• Реалізація проектів щодо забезпечення АЕС паливом власного виробництва (в т. ч. розвиток уранового та цирконієвого виробництва);

За базовим та оптимістичним сценарієм зростання попиту до 2023 - 2029 рр. потрібне також додаткове будівництво енергоблоків АЕС потужністю 3 ГВт і 5 ГВт відповідно, вартість яких оцінюється в 96 млрд. грн. та 160 млрд. грн. відповідно (докладніше описано у Розділі 10 "Фінансове забезпечення розвитку ПЕК"). Рішення про будівництво цих енергоблоків АЕС потрібно ухвалити в 2015 - 2018 рр.

Внаслідок планованого зняття обмежень на видачу потужності та реалізації відповідних заходів в період до 2030 р. очікується зростання КВВП АЕС.

Більш докладно розвиток атомної енергетики розкрито у Розділі "Стратегія розвитку атомної генерації".

3.2.9. Розвиток відновлюваних джерел енергії

Розвиток енергетики на основі відновлюваних джерел енергії є важливим напрямком, який підвищує рівень енергетичної безпеки і знижує антропогенний вплив на навколишнє середовище. Передбачається збільшення частки відновлюваних джерел енергії (ВДЕ) у загальному балансі встановлених потужностей до рівня 12,6 % до 2030 р., що за базовим сценарієм становить близько 8 ГВт. Співвідношення частки генерації на електростанціях з використанням вітру, сонця, біомаси та малих річок буде визначене, виходячи із тенденцій зниження питомих капітальних витрат на будівництво зазначених електростанцій.

Інвестиції в будівництво генерації на базі ВДЕ за базовим сценарієм становлять 130 млрд. грн.

Докладніше розвиток енергетики на основі ВДЕ розкрито у Розділі 3В.

3.3. Державне регулювання та структура власності в електроенергетиці

3.3.1. Структура власності

Цільова структура власності в галузі повинна сприяти підвищенню ефективності та залученню приватних інвестицій за умови дотримання національних інтересів і забезпечення стратегічних завдань розвитку галузі.

Гідро- та атомні електростанції й магістральні мережі

Наявні гідро- та атомні електростанції, а також магістральні та міждержавні мережі, у середньостроковій перспективі залишатимуться у власності держави. Водночас однією з умов підвищення ефективності та прозорості роботи державних енергетичних компаній та впровадження світових стандартів корпоративного управління є корпоратизація НЕК "Укренерго" (до кінця 2013 р.) і НАЕК "Енергоатом" (до кінця 2013 р.). При цьому, незалежно від форми власності енергетичних активів, диспетчерське управління ОЕС України повинне бути надійним та ефективним, а оператор ОЕС України залишатиметься у державній власності.

Будівництво нових гідро- та атомних електростанцій можливе або за рахунок держави, або за участі приватних інвесторів на умовах державно-приватного партнерства. Для цього потрібно вдосконалити механізми залучення інвестицій у державно-приватне партнерство у сфері енергетики. При цьому контроль над підтримкою надійності на об'єктах атомної та гідрогенерації залишається у держави.

Будівництво магістральних та міждержавних мереж їх оператором можливе в тому числі із залученням приватних інвесторів з обов'язковим наданням доступу постачальникам і виробникам електроенергії. Механізм залучення приватних інвестицій та розподілу прав власності на нові мережі повинен бути розроблений додатково.

Теплові електростанції, теплоелектроцентралі та розподільчі мережі

Теплові електростанції, теплоелектроцентралі та розподільчі мережі підлягають повній приватизації до кінця 2014 р. Метою приватизації зазначених об'єктів електроенергетики є залучення власників для підвищення ефективності функціонування підприємств, а також отримання недержавних інвестицій на розвиток галузі. Приватизація спрямована на залучення стратегічних інвесторів. Приватизація теплової генерації повинна супроводжуватися включенням інвестиційних зобов'язань нового власника з проведення модернізації й установлення ПГО на наявні станції, що приватизуються. Приватизація повинна бути проведена прозоро, згідно з чинним законодавством та з наданням рівних можливостей всім учасникам. Перед проведенням приватизації потрібно протягом 2013 провести переоцінку вартості всіх активів, що будуть приватизовані.

Залучення приватних інвесторів на ринок генерації тепла буде можливим тільки за умови реформування системи регулювання ринку тепла (яке повинне бути завершене до кінця 2013 р.), скерованого на створення ефективного органу державного регулювання, зміну системи тарифоутворення для виробництва, передачі та постачання тепла, з урахуванням реформування системи соціальної підтримки та посилення її адресності. Питання фінансування модернізації та розвитку системи теплозабезпечення потрібно розглянути в рамках Національної Стратегії теплозабезпечення України, що повинна бути розроблена до кінця 2012 р.

Будівництво нових ТЕС, ТЕЦ і розподільчих мереж буде здійснюватися приватними інвесторами (у разі її приватизації) за умови створення відповідних стимулів, зокрема шляхом зазначеного вище реформування ринку електричної енергії.

3.3.2. Система ціноутворення й тарифоутворення

Ринкове ціноутворення на ринку електроенергії та система тарифоутворення для природних монополій повинні забезпечувати відшкодування економічно обґрунтованих видатків підприємствам галузі (включаючи повернення на інвестований капітал) і спрямовуватися на:

• Стимулювання підвищення ефективності генеруючих об'єктів та об'єктів електромереж;

• Залучення інвестицій у галузь для забезпечення її сталого розвитку;

• Збалансування інтересів споживачів електричної енергії та підприємств електроенергетичної галузі;

• Формування цін для кінцевих споживачів відповідно до повних витрат, пов'язаних з виробництвом, передачею, розподілом та постачанням електроенергії з урахуванням категорії споживачів та періодів доби.

Одним із перших кроків для реалізації цих принципів буде зниження, а надалі, до 2014 р., ліквідація перехресного субсидування між групами споживачів. Ліквідація перехресного субсидування потрібна для збереження конкурентоспроможності української промисловості, оскільки в іншому разі, за очікуваного зростання повної собівартості електроенергії, тарифи для промисловості будуть вищими за європейські.

У регулюванні діяльності магістральних і розподільчих мереж потрібний перехід на тарифоутворення, що стимулює інвестування та підвищення ефективності (регулювання за нормою прибутку на інвестований капітал з урахуванням коефіцієнта підвищення ефективності). Відповідно до Програми економічних реформ України на 2010 - 2014 рр., стимулююче ціноутворення в розподілі електроенергії має бути введене у 2013 р.

При переході на нову модель ринку електроенергії ціни на електричну енергію будуть формуватися за ринковими механізмами та покриватимуть економічно обґрунтовані витрати підприємств галузі (включаючи повернення на інвестований капітал).

Середньо- та довгострокові тенденції в динаміці цін на електроенергію визначатимуться співвідношенням таких чинників:

• Зміна (зростання) ринкових цін на вугілля, газ, нафту та уран на світових ринках;

• Зростання вартості робочої сили, що пов'язане зі світовими тенденціями та з рівнем заробітної плати в Україні, який зараз нижчий, ніж на розвинених ринках;

• Зростання капітальних витрат у структурі ціни електроенергії, оскільки устаткування генеруючих об'єктів і об'єктів електромереж України на сьогодні є застарілим, фізично зношеним і потребує значних капіталовкладень;

• Скорочення видатків на виробництво кіловат-години за рахунок підвищення ефективності роботи компаній, включаючи зростання продуктивності праці, заміну застарілих технологій тощо;

• Зміна попиту і пропозиції на електричну енергію.

При цьому доцільно очікувати, що протягом наступних 5 - 10 років в Україні відбуватиметься послідовне наближення ціни електроенергії до рівня ринкових цін на лібералізованих ринках ЄС.

3.3.3. Розвиток ринку електричної енергії

Модель оптового ринку електроенергії має сприяти забезпеченню надійного та якісного електропостачання споживачів України за конкурентними цінами внаслідок розвитку конкуренції у секторах виробництва та постачання електричної енергії, а також фінансовій стабільності, прибутковості галузі та підвищенню інтересу до неї з боку потенційних інвесторів.

Подальший розвиток Оптового ринку електроенергії (ОРЕ) передбачає поступовий перехід до моделі, яка включатиме: ринок двосторонніх договорів, ринок на добу вперед, балансуючий ринок, ринок допоміжних послуг.

Основні елементи нової моделі ринку електроенергії

  

У рамках двосторонніх договорів купівлі-продажу електроенергії учасники ринку самі визначають контрагентів, ціни й обсяги поставки, що сприяє конкуренції, і, як наслідок, стимулює підвищення ефективності всіма учасниками ринку.

У рамках ринку на добу вперед укладатимуться короткострокові договори купівлі-продажу електроенергії на добу вперед, що дозволить учасникам ринку ефективно регулювати свої позиції ближче до реального часу. Завданням ринку на добу вперед є також надання учасникам ринку представницької індикативної ціни. Надалі, за налагодженої роботи ринку в рамках ринку на добу вперед, також планується введення внутрішньодобового ринку та ринку деривативів.

Відхилення від запланованих на добу вперед обсягів поставки врегулюються на балансуючому ринку, що дозволяє Системному оператору забезпечувати функціонування енергосистеми в реальному часі з мінімальними витратами. Введення балансуючого ринку стимулюватиме також учасників ринку до якіснішого прогнозування й оптимізації графіків споживання.

Ринок допоміжних послуг створить стимули для підтримки та покращення поточного рівня можливостей для надання допоміжних послуг, які включають послуги для регулювання частоти та активної потужності, підтримання балансу потужності та енергії в ОЕС України (зокрема, резерви потужності) та послуги для підтримання параметрів надійності та якості електричної енергії в ОЕС України.

Для забезпечення функціонування ринку електричної енергії за нової моделі ринку потрібне створення технічної інфраструктури: інформаційних систем, систем комерційного обліку електричної енергії та телекомунікаційної системи.

Потрібно ухвалити рішення щодо способу переходу на нову модель оптового ринку, а також розробити програму переходу до нової моделі ринку. Повномасштабний перехід на нову модель ринку має бути завершений до кінця 2015 р.

Впровадження нової моделі ринку потребуватиме детального опрацювання технічних деталей, таких як: механізми забезпечення конкуренції різних видів генерації з урахуванням значної різниці в їх собівартості (наприклад, атомної й теплової генерації), прийняття підзаконних актів, які будуть регламентувати роботу учасників ринку, стимулювання енергоефективності тощо. До Податкового кодексу та законодавства, що регулює державні закупівлі, мають бути внесені зміни, що враховують особливості реалізації механізмів нового ринку.

Крім того, для підвищення конкурентоспроможності та прозорості роздрібного ринку електроенергії потрібно провести реформування, спрямоване на:

• Забезпечення кінцевим споживачам права вільно вибирати постачальників;

• Введення ефективної процедури зміни споживачем постачальника електроенергії;

• Розмежування видів діяльності за розподіленням електричної енергії місцевими (локальними) електричними мережами і за постачанням електричної енергії;

• Забезпечення прозорого та недискримінаційного доступу до електричних мереж;

• Впровадження механізмів мотивації до ефективнішого використання енергетичних ресурсів кінцевими споживачами.

Удосконалення конкурентного ринку електроенергії в Україні створить додаткові можливості для його поетапної інтеграції в єдиний європейський ринок електроенергії.

3.4. Загальні екологічні проблеми в галузі електроенергетики

Окрім розвитку генерації з ВДЕ та реалізації заходів із енергоефективності, які стали в усьому світі пріоритетними заходами для зниження негативного впливу на навколишнє середовище, Україні потрібно зробити наступні важливі кроки щодо поліпшення екології на наявних електрогенеруючих об'єктах: зниження викидів забруднюючих речовин і парникових газів та стимулювання утилізації золошлакових відходів.

Викиди пилу, оксидів сірки й азоту

Зношеність генеруючих потужностей, яка призводить до підвищення питомих витрат палива, низька якість вугілля, відсутність достатніх інвестицій в устаткування - всі ці чинники обумовили істотне відставання України від сусідніх держав Європи за екологічними стандартами. Станом на 2010 р. викиди пилу, оксидів сірки й азоту тепловими станціями України в кілька разів перевищували відповідні норми розвинених країн.

Викиди шкідливих речовин великих теплових

Ви намагаєтесь використати інструменти для професійної роботи з документом.
Ці можливості доступні тільки користувачам LIGA360. Залишайте заявку та отримайте доступ для професійної роботи прямо зараз.
Законодавство та аналітика
Корпоративні документи
Перевірка компаній та персон
Медіааналіз та репутація
Аналіз судової практики
Автоматизація договорів
Нова LIGA360 змінює все!
0 / 1