↑ Вгору

Реферат на тему

Стратегія розвитку електроенергетичної галузі


читати

Переглянути реферат

зберегти

Скачати реферат

друкувати

Друкувати реферат

Реферат на тему:

Стратегія розвитку електроенергетичної галузі

3.1. Електрична енергія

Основою електроенергетики країни є Об’єднана енергетична система (ОЕС)
України, яка здійснює централізоване електрозабезпечення внутрішніх
споживачів, взаємодіє з енергосистемами суміжних країн, забезпечує
експорт, імпорт і транзит електроенергії. Вона об’єднує енергогенеруючі
потужності, розподільні мережі регіонів України, пов’язані між собою
системоутворюючими лініями електропередачі напругою 220 – 750 кВ.
Оперативно – технологічне управління ОЕС, управління режимами
енергосистеми, створення умов надійності за паралельної роботи з
енергосистемами інших країн здійснюється централізовано державним
підприємством НЕК „Укренерго”. (карта)

3.1.1. Структура споживання та виробництва електричної енергії

Структура споживання

Споживання електроенергії за базовим сценарієм прогнозується у 2030 р. в
обсязі

395,1 млрд.кВтг, порівняно з 2005 р. (176,9 млрд.кВтг) воно збільшиться
на 218,2 млрд.кВтг (123%). Найбільшим споживачем серед галузей економіки
України залишатиметься промисловість, електроспоживання якої в 2030 р.
оцінюється на рівні 169,8 млрд.кВтг (середньорічний приріст складатиме
2,4%). За цей період електроспоживання в сільському господарстві зросте
майже у три рази (з 3,4 до 10,1 млрд.кВтг). Електроспоживання в
будівництві за період з 2005 р. по 2030 р. зросте з 1,0 до 5,8
млрд.кВтг, на транспорті - з 9,2 до 12,9 млрд.кВтг, в
житлово-комунальному господарстві та побуті (з врахуванням
електроопалення) з 41,7 млрд.кВтг до 143,6 млрд.кВтг.

Прогноз споживання електричної енергії за групами споживачів, млн.кВтг

           

Технологічні витрати електричної енергії

За період з 2000 по 2004 рр. середньорічний обсяг витрат електроенергії
на її транспортування електричними мережами (технічних та комерційних)
складав 31,5 млрд.кВтг, або 19,9% від загального відпуску електроенергії
в мережу. Впровадження економічних заходів, спрямованих на стимулювання
зниження витрат електроенергії в електромережах дозволило, починаючи з
2002 р., дещо знизити їх рівень, перш за все понаднормативної складової.

Величина технологічних витрат електричної енергії у 2005 р. склала
25,035 млрд.кВтг, або 14,7% від загального обсягу надходження
електроенергії в мережу. Однак і сьогодні відсоток витрат електроенергії
на її транспортування в 1,6 рази перевищує рівень 1990 року та у 2 - 2,5
рази більше, ніж в державах з розвиненою економікою.

Динаміка відпуску електроенергії та її витрат на транспортування
електричними мережами України, млрд.кВтг

За рахунок проведення у 2006 – 2030 роках заходів із зниження
технологічних витрат електричної енергії в мережах їх обсяг слід
очікувати у 2010 році на рівні 12,2% від загального відпуску
електроенергії в мережу, у 2015 році – 9,8%, у 2020 – 8,6%, у 2030 році
– 8,2%. Це забезпечить річну економію електричної енергії у 2030 році
порівняно з відсотком витрат 2005 р. в обсязі 25 млрд.кВтг, в тому числі
за рахунок організаційно-технічних заходів – 4 млрд.кВтг.

дів – 4 млрд.кВтг.

Динаміка зменшення витрат електричної енергії на її транспортування
електричними мережами, %

Структура виробництва

Електроенергетика є базовою галуззю, яка забезпечує потреби країни в
електричній енергії і може виробляти значний обсяг електроенергії для
експорту. Загальна потужність електрогенеруючих станцій в 2005 р.
становить 52,0 млн.кВт, з яких потужність теплових електростанцій (ТЕС)
та теплоелектроцентралей (ТЕЦ) становить 57,8%, атомних електростанцій
(АЕС) – 26,6%, гідроелектростанцій (ГЕС) та гідроакумулюючих (ГАЕС) –
9,1%, блок-станцій та інших джерел – 6,5%.

Для забезпечення попиту споживання електричної енергії та її експорту
згідно з базовим сценарієм розвитку економіки країни до 2030 р.
необхідно збільшити потужність генеруючих електростанцій до рівня 88,5
млн.кВт. За песимістичним сценарієм розвитку економіки цей рівень складе
74,9 млн. кВт, за оптимістичним – 98,6 млн. кВт.

Структура енергогенеруючих потужностей електричних станцій України

(базовий сценарій)

Обсяг виробництва електроенергії у 2005 році становив за оперативними
даними 185,2 млрд.кВтг, з якого: виробництво на АЕС – 47,9%; ТЕС та ТЕЦ
– 40,8%; ГЕС та ГАЕС – 6,7%; блок-станціями та іншими джерелами – 4,7%.
Імпорт електроенергії не відбувався.

Обсяги виробництва електроенергії атомними електростанціями
збільшуватимуться як за рахунок введення в експлуатацію нових
енергоблоків АЕС, так і за рахунок реконструкції діючих енергоблоків з
продовження терміну експлуатації, щонайменше на 15 років. При цьому у
2030 році в експлуатації перебуватимуть 9 сьогодні діючих енергоблоків
(7 з них з подовженим терміном експлуатації). Обсяги виробництва
електроенергії на АЕС становитимуть у 2010 р. 101,2 млрд.кВтг; у 2015 р.
– 110,5 млрд.кВтг; у 2020 р. – 158,9 млрд.кВтг; у 2030 р. – 219,0
млрд.кВтг.

Обсяги виробництва електроенергії гідроелектростанціями визначено,
виходячи із середньорічних показників  водності річок України. У період
2006 – 2010 рр. вони складатимуть у середньому 9,8 млрд.кВтг. За рахунок
модернізації існуючих потужностей та розвитку нових виробництво
електроенергії на ГЕС збільшиться у 2015 р. до 11,4 млрд.кВтг; у 2020 р.
– до 12,7 млрд.кВтг; у 2030 р. – до 14,1 млрд.кВтг.

Прогнозні значення обсягів виробництва електроенергії гідроакумулюючими
електростанціями враховують введення протягом 2007 – 2010 років
гідроенергетичних потужностей на Ташлицькій та Дністровській ГАЕС, а в
період 2020 – 2030 рр. – на Канівській ГАЕС. У 2005 році обсяги
виробництва електроенергії ГАЕС склали 0,2 млрд.кВтг.

У перспективі вони досягнуть: у 2010 році – 2,2 млрд.кВтг; у 2015 р. –
3,2 млрд.кВтг; у 2020 р. – 3,9 млрд.кВтг;у 2030 р. – 4,5 млрд.кВтг.

Обсяг виробництва електроенергії тепловими електростанціями України
визначається умовами „замикання” балансів електроенергії. У 2005 році
він склав 75,5 млрд.кВтг. Крім того, 8,6 млрд.кВтг було вироблено у
цьому ж році блок-станціями промислової та комунальної енергетики.
Виробництво електричної енергії тепловими електростанціями та

и електростанціями та
блок-станціями буде збільшуватися, досягаючи: у 2010 році – 96,4
млрд.кВтг; у 2015 р. – 125,0 млрд.кВтг; у 2020 р. – 129,9 млрд.кВтг та у
2030 році – 180,4 млрд.кВтг.

Прогнозується збільшення виробництва електроенергії електростанціями, що
використовують нетрадиційні та відновлювані джерела енергії (без
врахування виробництва електроенергії на малих ГЕС та на біопаливі) до
50 млн.кВтг у 2010 р.;

800 млн.кВтг – у 2015 р.; 1500 млн.кВтг – у 2020 р.; 2100 млн.кВтг – у
2030 році.

Динаміка виробництва електроенергії, млрд.кВтг

Основні показники розвитку електроенергетики України на період до 2030
року

  Показники Роки

2005 (оперативні дані) 2010 2015 2020 2030



І ІІ ІІІ І ІІ ІІІ І ІІ ІІІ І ІІ ІІІ

Встановлена потужність електростанцій, всього, ГВт 52,0 49,2 49,2 47,4
58,2 58,1 51,9 73,2 70,6 58,4 98,6 88,5 74,9

ТЕС (у т.ч. блок-станції) 33,5 27,9 27,9 27,8 32,9 32,8 28,8 39,2 37,6
32,0 54,0 46,4 39,0

АЕС 13,8 13,8 13,8 13,8 15,8 15,8 15,8 22,8 21,8 17,8 32,0 29,5 25,0

ГЕС та ГАЕС 4,7 7,4 7,4 5,7 8,7 8,7 6,5 9,6 9,6 7,5 10,5 10,5 9,0

Відновлювані джерела енергії 0,0*) 0,1 0,1 0,1 0,8 0,8 0,8 1,6 1,6 1,1
2,1 2,1 1,9

Виробництво електроенергії, всього, млрд.кВтг 185,236 226,0 210,2 195,5
266,7 251,0 223,0 328,8 307,0 259,2 470,4 420,1 356,4

ТЕС (у т.ч. блок-станції) 84,1 112,2 96,4 84,6 140,8 125,1 100,8 144,3
129,9 115,1 211,4 180,4 152,4

АЕС 88,8 101,2 101,2 101,2 110,5 110,5 110,5 166,3 158,9 129,6 238,3
219,0 186,2

ГЕС, ГАЕС 12,3 12,5 12,5 9,6 14,6 14,6 10,9 16,6 16,6 13,0 18,6 18,6
15,9

Відновлювані джерела 0,0 0,1 0,1 0,1 0,8 0,8 0,8 1,6 1,5 1,5 2,1 2,1
1,9

Споживання електроенергії (брутто), млрд.кВтг 176,884 214,5 198,9 184,3
246,7 231,0 208,0 303,8 287,0 244,2 440,4 395,1 336,4

Експорт електроенергії, млрд.кВтг 8,352 11,5 11,3 11,2 20,0 20,0 15,0
25,0 20,0 15,0 30,0 25,0 20,0

 

І – оптимістичний, ІІ – базовий, ІІІ – песимістичний сценарії;

*) до 70 МВт;

3.1.2. Характеристика сучасного стану та розвиток теплових
електростанцій

Стан основних фондів

На даний час 92,1% енергоблоків ТЕС відпрацювали свій розрахунковий
ресурс

(100 тис. годин), а 63,8% енергоблоків перетнули визнану у світовій
енергетичній практиці межу граничного ресурсу та межу фізичного зносу
відповідно 170 тис. та 200 тис. годин і потребують модернізації чи
заміни.

З метою забезпечення сталої роботи блочного обладнання ТЕС, щорічно
виконуються капітальні, середні та поточні ремонти 70 – 80 енергоблоків
загальною потужністю близько

19 млн.кВт. Однак кошти, які виділяються на ці цілі, є недостатніми, що
призводить до зменшення рівня використання обладнання ТЕС, перевитрат
палива і погіршення економічних показників роботи.

Під час осінньо-зимового періоду 2005/2006 року забезпечено роботу

62 (14678 МВт) енергоблоків та в режимі резерву – 14 (4527 МВт)
енергоблоків. Поза робочим режимом знаходитиметься 21 енергоблок
загальною потужністю 7945 МВт, в тому числі у довгостроковому резерві з
консервацією обладнання 15 енергоблоків.



Розвиток теплових електростанцій

До 2030 р. основою електроенергетичної системи України залишатимуться
теплові електростанції. Особливістю теплової енергетики є те, що її
робота протягом тривалого періоду відбувається в умовах надлишку
встановлених потужностей енергоблоків ТЕС, що погіршує їх економічні
показники. Тому, передбачається поступове зниження надлишкових
потужностей з приведенням їх до оптимальної величини у 2015-2017 рр.
Вирішальне значення для теплової генерації має реконструкція та
модернізація устаткування ТЕС, яка проводитиметься за такими напрямками:

1.     З наявного устаткування ТЕС виділяється група енергоблоків
(робоча група), які підлягають подальшій реконструкції, а також
залишкова група, реконструкція яких є недоцільною. До складу робочої
групи включаються пиловугільні енергоблоки сумарною потужністю 18 – 19
млн.кВт і найбільш працездатні газомазутні енергоблоки сумарною
потужністю 3,8 млн.кВт. Енергоблоки робочої групи формуватимуть основну
частину робочої потужності ТЕС (генеруючої та резервної) згідно із
щорічними програмами.

2.     Енергоблоки, віднесені до складу залишкової групи сумарною
потужністю

5,2 – 6,0 млн.кВт, залишаються на балансі генеруючих компаній і
підлягають тривалій консервації до часу прийняття рішення щодо їх
демонтажу у зв’язку з планованим заміщенням на більш ефективні нові
енергоблоки. У разі виникнення непередбачуваного дефіциту генерації ці
енергоблоки підлягають введенню в дію. Списання та демонтаж енергоблоків
залишкової групи здійснюватиметься за щорічними поданнями генеруючих
компаній на підставі аналізу їх фактичного стану і прогнозованих
тенденцій до змін потреби в генеруючих потужностях на п’ять років.

Для розвитку теплової енергетики необхідно:

У період 2006-2010 років:

Провести реалібітацію (ремонт, реконструкцію і модернізацію) 3,7 тис.
МВт потужностей пиловугільних енергоблоків;

Вивести з експлуатації 4,1 тис. МВт потужностей блоків, які досягли межі
фізичного зносу, що підлягатимумуть у перспективі заміні на нові в
існуючих комірках;

Забезпечити експлуатацію 23,0 тис. МВт потужностей ТЕС;

Необхідний обсяг капіталовкладень на 2006-2010 рік складає 16,7 млрд.
грн.

У період 2011-2020 років:

Провести реалібітацію 4,0 тис. МВт потужностей ТЕС;

Вивести з експлуатації 2,0 тис. МВт потужностей;

Оновити і ввести потужності ТЕС на 10,0 тис. МВт шляхом заміни основного
обладнання діючих енергоблоків і будівництва нових;

Ввести нові генеруючі потужності на ТЕЦ в обсязі 2,0 тис. МВт.

Необхідний обсяг капіталовкладень на 2011-2020 рік складає 75,8 млрд.
грн.

У період 2021-2030 років:

Провести реалібітацію 5,4 тис. МВт потужностей ТЕС;

Вивести з експлуатації 1,0 тис. МВт потужностей;

Оновити і ввести потужності ТЕС на 10,0 тис. МВт шляхом заміни основного
обладнання діючих енергоблоків і будівництва нових, у т.ч. замість
знятих з експлуатації;

Ввести нові генеруючі потужності на ТЕЦ в обсязі 2,0 тис. МВт.

Необхідний обсяг капіталовкладень на 2021-2030 рік складає 90,9 млрд.

.
грн.

Передбачається підвищення коефіцієнта використання робочої потужності
ТЕС до 55,4%, зменшення питомих витрат палива на виробництво
електроенергії до середньоєвропейського рівня. Капіталовкладення на
розвиток теплової генерації з 2006 до

2030 року становлять 183,4 млрд.грн.

Програми розвитку ТЕС та ТЕЦ будуть опрацьовані за періодами із
визначенням оптимальних варіантів реконструкції, модернізації,
заміщення, оновлення та нового будівництва потужностей з метою
оптимізації балансу (списання діючих та вводу нових потужностей) для
забезпечення передбачених стратегією обсягів виробництва електроенергії.
При цьому будуть враховуватися досягнення науково-технічного прогресу,
досвід інших країн у впровадженні новітніх технологій і технічних рішень
в теплоенергетиці та фінансово-економічне обґрунтування варіантів. При
виборі майданчиків для розміщення нових ТЕС пріоритет буде надаватися
регіонам з гострим дефіцитом генеруючих потужностей.

Комплексна реконструкція вугільних електростанцій України
здійснюватиметься шляхом впровадження сучасних економічних вугільних
паротурбінних енергоблоків, оснащених системами зниження викидів NOХ
(оксиди азоту), SO2 (оксид сірки) і пилу та паро-газових ТЕЦ з
газифікацією вугілля, високонапірним теплогенератором та ін. з
орієнтацією на максимальне використання вітчизняного вугілля, в тому
числі технологій та обладнання для спалювання бурого вугілля.

Паливозабезпечення ТЕС, ТЕЦ, блок-станцій

На виробництво електричної і теплової енергії ТЕС, ТЕЦ і блок-станціями

(з урахуванням локальних джерел) у 2005 році використано, за
оперативними даними,

37,0 млн.т у.п., з них: вугілля – 51,8%; газ – 47,4%; мазут – 0,8%.

У сфері паливозабезпечення електроенергетичної галузі необхідно взяти до
уваги поступове зростання цін на органічне паливо, що зумовлюється
такими чинниками:

зростання цін на природний газ, пов’язане з підвищенням попиту на нього,
як на найбільш екологічно прийнятний та ефективний вид органічного
палива, зростанням витрат на видобуток і транспортування в головних
країнах-експортерах природного газу в Україну (насамперед – Росії), а
також у зв’язку з переходом на ринкові форми ціноутворення;

  зростання вартості вугілля зумовлюватиметься збільшенням інвестиційної
складової у вартості вітчизняного вугілля у зв’язку з оновленням
основних фондів галузі, а також через зростання складової заробітної
плати в ній. Прогнозується поступове збільшення цін на вугілля на
світових ринках через зростання цін на природний газ. Поряд із цим темпи
збільшення цін на вугілля передбачаються помітно нижчими, ніж на
природний газ.

Темпи зростання вартості мазуту прогнозуються близькими до змін цін на
природний газ.

До 2030 р. абсолютні витрати органічного палива на ТЕС, ТЕЦ і
блок-станціях

(з урахуванням локальних джерел) зростають у 1,9 рази з 37 млн. т у.п. у
2005 р. до

69,8 млн. т у.п. у 2030 р., при цьому обсяг використання вугілля на
виробництво електричної і теплової енергії збільшиться до 85,1% та
відповідно до 14,5% зменшиться рівень використання газу.

о до 14,5% зменшиться рівень використання газу.

Прогнозний баланс палива на ТЕС, ТЕЦ і блок-станціях (з урахуванням
локальних джерел) до 2030 року, млн. т у.п.

Питомі витрати умовного палива на відпуск електроенергії, г у.п./кВтг

3.1.3. Забруднення навколишнього середовища

Головними завданнями в тепловій енергетиці, до якої належать
електростанції та котельні на органічному паливі, є зменшення викидів
забруднювальних речовин (твердих частинок, двоокису сірки, оксидів
азоту) та парникових газів в атмосферне повітря, запобігання
(мінімізація) забрудненню поверхневих і підземних вод, у тому числі і
теплового щодо поверхневих вод, зменшення забруднення земель, угідь, що
відводяться під енергооб’єкти, склади та відвали, рекультивація земель,
зайнятих об’єктами, що вичерпали свій ресурс, для їх подальшого
використання.

Зниження викидів твердих частинок в атмосферне повітря до 2010 року
забезпечуватиметься в тепловій енергетиці, головним чином, за рахунок
зменшення зольності вугілля, глибини його спалювання та підвищення
ступеня вловлювання твердих частинок у димових газах. У 2011–2020 рр. і
надалі основними чинниками скорочення обсягів викидів твердих частинок
буде подальше підвищення ефективності систем золоуловлювання

до 99,8 - 99,9% під час реконструкції існуючих ТЕС, впровадження
новітніх технологій спалювання твердого палива та пилоочищення.

Обсяги викидів двоокису сірки на найближчу перспективу регулюватимуться
вмістом сірки у паливі, що використовується, а надалі, у 2011–2020 рр.,
зниження обсягів цих викидів досягатиметься впровадженням, головним
чином, маловитратних (з рівнем ефективності

50-70%) технологій зв‘язування сірки під час реконструкції існуючих ТЕС
та сучасних технологій спалювання вугілля на базі котлів з циркулюючим
киплячим шаром (ЦКШ). У подальшій перспективі – зменшення питомих
викидів двоокису сірки в димових газах ТЕС забезпечуватимуть новітні
технології спалювання твердого палива та газоочищення.

Зниження викидів оксидів азоту у період до 2010 та 2010–2020 рр.
відбуватиметься шляхом впровадження режимно-технологічних заходів на ТЕС
та котельнях, а надалі основними напрямами зменшення питомих викидів
оксидів азоту будуть також новітні технології спалювання твердого палива
та газоочищення.

3.1.4. Характеристика сучасного стану та розвиток гідроелектростанцій

Встановлена потужність ГЕС та ГАЕС в ОЕС України становить 4735,6 МВт, в
тому числі Дніпровських ГЕС та Київської ГАЕС – 3886,6 МВт,
Дністровських ГЕС – 742,8 МВт, малих ГЕС – 94,7 МВт.

У балансі потужності енергосистеми України гідроелектростанції не
перевищують 9,1%, проти 15% оптимальних, що зумовлює дефіцит як
маневрових, так і регулюючих потужностей.

Світовим банком надано кредит, а урядом Швейцарії – грант для
модернізації обладнання ГЕС Дніпровського каскаду на загальну суму 53
млн.дол. США. У 2002 році завершено роботи першого етапу модернізації –
реконструйовано 16 гідроагрегатів, на

34 гідроагрегатах замінено системи управління гідроагрегатами та

та
електричне обладнання. Програма реконструкції розрахована до 2012 року.
Після її реалізації дніпровські ГЕС зможуть надійно і безпечно працювати
ще протягом 40-50 років, із щорічним додатковим виробництвом електричної
енергії близько 300 млн.кВтг.

Для збільшення вкрай дефіцитних для енергосистеми країни регулюючих і
маневрових потужностей, створення сприятливих умов для інтеграції ОЕС
України з європейською енергосистемою та збільшення експорту
електроенергії прийнято такі напрямки розвитку гідроенергетики:

завершення будівництва ГАЕС сумарною потужністю 4074 МВт;

продовження реконструкції ГЕС Дніпровського каскаду (друга черга) та
Дністровської ГЕС з метою подовження їх експлуатаційного ресурсу на
30-40 років;

спорудження ГЕС на ріках Тисі і Дністрі та їх притоках;

реконструкція діючих, відбудова непрацюючих та спорудження після 2010 р.
нових малих ГЕС на малих ріках і водостоках (на існуючих водоймищах в
системах технічного водозабезпечення та водовідведення) з доведенням
виробництва електроенергії на них до 3338 млн. кВтг до 2030 року проти
325 млн. кВтг в 2004 році.

Для цього на період до 2030 року передбачено 19,7 млрд.грн.
капіталовкладень, з них 0,7 млрд.грн. ? фінасування НАЕК «Енергоатом»
добудови Ташлицької ГАЕС.

Першочерговими стратегічними завданнями на період до 2010 р. визначено:

завершення будівництва першої черги Дністровської ГАЕС та пускового
комплексу Ташлицької ГАЕС;

реконструкція другої черги діючих ГЕС Дніпровського каскаду;

розроблення ТЕО спорудження Канівської ГАЕС та виконання робочого
проекту з можливістю його реалізації в подальші періоди, залежно від
частки маневрових потужностей у загальній структурі потужностей
електростанцій;

проведення техніко-економічного обґрунтування введення нових
потужностей, в тому числі малих ГЕС на ріках Тисі і Дністрі та їх
притоках.

Для виконання окреслених завдань з розвитку гідроенергетики необхідно
здійснити такі заходи:

створити умови для інвестиційної привабливості гідроенергооб’єктів;

розробити і законодавчо закріпити систему державної підтримки малої
гідроенергетики;

створити конкурентоспроможне вітчизняне устаткування для малих ГЕС.

У разі виконання визначених стратегією завдань до 2030 р. загальна
потужність гідроенергооб’єктів збільшиться до 10,5 тис. МВт. Сумарне
виробництво електроенергії на цих об’єктах (з урахуванням ГАЕС – 4,5
млрд.кВтг, близько 15%) досягатиме 18,6 млрд.кВтг, що забезпечить
заміщення 6,4 млн. т у.п./рік, у тому числі за рахунок скорочення
пускових і маневрових витрат високореакційного палива енергоблоками ТЕС.

3.1.5. Характеристика сучасного стану та розвиток електричних мереж

Магістральні мережі

Магістральні електричні мережі – це одна з основних складових ОЕС
України, яка налічує 22,7 тис.км, з них напругою 400 – 750 кВ – 4,9
тис.км, 330 кВ – 13,2 тис.км,

220-110 кВ – 4,6 тис.км та 132 електропідстанції (ПС) напругою 220 – 750
кВ.

Стан магістральних електричних мереж рік у рік погіршується, 34%
повітряних ліній електропередач (ПЛ) напругою 220-330 кВ експлуатуються

ПЛ) напругою 220-330 кВ експлуатуються
понад 40 років, з них 1,7 тис.км

ПЛ-330 кВ (13% від загальної протяжності) та 1,6 тис.км ПЛ-220 (52%)
потребують реконструкції, 76% основного обладнання трансформаторних
електропідстанцій спрацювало свій розрахунковий технічний ресурс.

Нестача фінансування для модернізації та реконструкції діючих
електричних мереж і електропідстанцій та будівництва нових знижує
надійність роботи Об’єднаної енергетичної системи.

Значні проблеми виникають у зв’язку з недостатньою пропускною
спроможністю ліній електропередачі для видачі потужностей АЕС
(Рівненська, Хмельницька, Запорізька); недостатнім рівнем надійності
енергопостачання Криму, півдня Одеської області, Східного Донбасу;
унеможливленням передачі надлишкової енергії Західного регіону до центру
і на схід країни; незкомпенсованістю електромережі ОЕС України за
реактивною потужністю та забезпеченням необхідного рівня напруги
(Західна, Центральна, Південна енергосистеми).

На перспективу до 2030 року в ОЕС України зберігається стратегія
розвитку основних електричних мереж, відповідно до якої системоутворюючi
функції видачі потужності електростанцій та забезпечення паралельної
роботи з енергосистемами інших країн залишаються за мережами 330 i 750
кВ з послідовним зростанням ролi мерeжі 750 кВ.

Розвиток мереж 330 – 750 кВ необхідно здiйснювати шляхом спорудження
лiнiй для:

утворення нових та підсилення діючих системоутворюючих зв'язкiв як
усерединi окремих енергетичних районiв, так i мiж регіонами та
енергосистемами інших країн;

видачi потужностi дiючих електростанцiй та електростанцiй, що
споруджуються та розширюються;

забезпечення надійного електропостачання потужних вузлiв
електроспоживання.

До 2010 року передбачається спорудження об’єктів, що забезпечують видачу
потужностi електростанцiй, формування системоутворюючої мережі ОЕС
Укpaїни для передачі потужності із надлишкових західних регіонів країни
у дефіцитні центральний та східний регіони, посилення мiждержавних
зв'язків з метою інтеграції з UCTE та збільшення експортних поставок
електроенергії, переведення електропостачання півдня Одеської областi
від Молдовської енергосистеми на генеруючі джерела ОЕС України,
підвищення надiйностi електропостачання Кримського, Київського,
Карпатського регiонів та Східного Донбасу.

У зазначений період суттєве збільшення експорту до європейських країн
реально може бути здійснено тільки за рахунок реалізації комерційних
проектів будівництва вставок постійного струму (ВПС). При цьому будуть
задіяні існуючі ПЛ 750 кВ Західноукраїнська – Альбертірша (Угорщина),
Хмельницька АЕС – Жешув (Польща), та Південноукраїнська – Ісакча
(Румунія). Пропускна спроможність зазначених ПЛ 750 кВ дозволяє
реалізовувати до трьох модулів ВПС по 600 МВт на кожній лінії.

Крім того, для забезпечення можливості паралельної роботи ОЕС України з
енергетичним об’єднанням країн Європи, з метою поліпшення стандартів
роботи ОЕС України і поступового приведення їх до вимог UCTE, необхідно
виконати значний обсяг організаційно-технічних заходів, спрямованих на

й обсяг організаційно-технічних заходів, спрямованих на
модернізацію та розвиток всієї енергосистеми, створити системні
комплекси протиаварійної автоматики.

У наступних періодах для забезпечення сталої роботи ОЕС України,
ефективного використання потужностей електростанцій України, дотримання
нормативних умов видачі потужності Хмельницької, Рівненської,
Запорізької атомних електростанцій та регулюючих потужностей
гідроакумулюючих електростанцій, зокрема, Дністровської, необхідно
завершити формування двох транзитних магістралей напругою 750 кВ –
південної (Хмельницька АЕС – Дністровська ГАЕС – Приморська – Каховська
– Запорізька АЕС загальною довжиною ліній до 1050 км та трансформаторною
потужністю підстанцій Приморська та Каховська – 4000 МВА ) та північної
(Рівненська АЕС – Київська – Північноукраїнська – Харківська –
Донбаська, загальна довжина ліній якої 1200 км, з трансформаторною
потужністю підстанцій Київська та Харківська – 4000 МВА).

Введення в експлуатацію цих магістралей створить необхідні умови для
паралельної роботи ОЕС України з енергосистемою UCTE та значного
збільшення експорту електроенергії, що відповідає довгостроковим
завданням зовнішньої політики щодо інтеграції України до Європейського
Союзу.

Об'єднання на паралельну роботу з Європейською енергосистемою реально
можливе після завершення виконання низки заходів у період 2007 – 2010
рр.

За межами 2010 року після включення на паралельну роботу з
енергосистемами європейських країн пропускна спроможність існуючих
міждержавних ПЛ 220 – 750 кВ

Україна – ЄС становитиме близько 6000 МВт.

Паралельна робота з енергосистемою UСТЕ в сучасних умовах (приєднання до
UCTE енергосистем Балканських країн разом з Румунією та Болгарією)
потребує проектного опрацювання нових принципів протиаварійного
управління енергосистемою.

Для поетапної реалізації програми розвитку магістральних електричних
мереж необхідно побудувати та ввести в експлуатацію:

в період 2006-2010 рр. – 1500 км ПЛ 330-750 кВ (у т.ч. 750 кВ – 660 км)
та 3000 МВА трансформаторних потужностей – загальна сума витрат
становить 5,6 млрд.грн.;

в період 2011-2020 рр. – 3000 км ПЛ 330-750 кВ (у т.ч. 750 кВ – 1900 км)
та 6750 МВА трансформаторних потужностей (у т.ч. на підстанціях 750 кВ ?
6000 МВА) – загальна сума витрат становить 31,2 млрд.грн.;

в період 2021-2030 рр. – 700 км ПЛ 330-750 кВ (у т.ч. 750 кВ – 500 км)
та

2200 МВА трансформаторних потужностей (у т.ч. на підстанціях 750 кВ ?
2000 МВА), для чого необхідно 10,7 млрд.грн.

Залежно від вибору майданчиків для розміщення АЕС і з урахуванням
програми розвитку електроопалення в населених пунктах загальний обсяг ПЛ
і ПС 330 кВ в період 2010 – 2030 рр. може збільшитись на 1200-1500 км і
1500-2000 МВА трансформаторних потужностей загальною вартістю 4,5-5
млрд.грн.

Потребують повної та часткової заміни 75% спрацьованого обладнання
підстанцій

220-750 кВ та 58% ПЛ 220-750 кВ, реконструкції – 112 підстанцій напругою
220-750 кВ, термін експлуатації яких за відповідними періодами розвитку

ами розвитку
перевищить 30 років, із заміною понад 200 одиниць потужного
трансформаторного та реакторного обладнання напругою 220-750 кВ, та
іншого високовольтного обладнання. При цьому в період до 2015 р.
реконструкції підлягають 67 підстанцій, упродовж 2016-2020 рр. – 30
підстанцій, а продовж 2021-2030 рр. –

15 підстанцій.

Передбачається також реконструкція пристроїв релейного захисту та
протиаварійної автоматики із заміною їх на сучасні, побудовані на
мікропроцесорній базі.

Розвиток та реконструкцію магістральних електричних мереж передбачено
виконувати сукупно із системами телекомунікацій, які виконуються на базі
оптиковолоконних мереж, що дозволить впроваджувати сучасні функціональні
системи АСУ ТП, АСДУ, АСУП, для забезпечення надійного транспортування
електроенергії відповідно до вимог інтеграції України до Європейського
співтовариства.

Загальний обсяг необхідних капітальних вкладень для поетапної реалізації
програми розвитку магістральних електричних мереж до 2030 р. становитиме
47,5 млрд. грн.

Міждержавні мережі та експортна політика. Інтеграція з об‘єднанням для
передавання електричної енергії (UCTE).

Географічне розташування України дозволило збудувати значну кількість
потужних ліній електропередачі міждержавного значення, які з’єднують ОЕС
України з енергосистемами суміжних країн – Російської Федерації,
Республіки Молдова, Республіки Білорусь, Польщі, Словаччини, Угорщини,
Румунії. До 90-х років в європейські країни експортувалось близько

30 млрд.кВтг електричної енергії на рік, у 2005 р. обсяг експорту
становив

8,4 млрд.кВт.

На етапі до інтеграції ОЕС України до UСТЕ реальним шляхом суттєвого
збільшення експорту електроенергії до європейських країн є реалізація
проекту спорудження вставок постійного струму (ВПС).

На період до 2010 року з метою забезпечення стабільного експорту та
збільшення його обсягів необхідним є:

модернізація електромереж та збільшення генеруючих потужностей „Острова
Бурштинської ТЕС”;

добудова Добротвірської ТЕС-2;

енерговузлі.

Схема обміну енергетичною

     потужністю з іншими країнами

Введення пiвденного та пiвнiчного транзитiв 750 кВ, відновлення ліній
750 кВ на Iсакчу та Жешув забезпечить функціонування ОЕС Укpaїни в
режимi паралельної роботи з європейськими енергосистемами та створення
технічних умов для збільшення експорту електроенергії до 20 – 25
млрд.кВтг на кінець прогнозованого періоду.

Для підвищення надійності та якості електропостачання, забезпечення
стійкості та безпеки Об’єднаної енергосистеми за умови паралельної
роботи з іншими енергосистемами необхідно до 2010 року забезпечити
створення системних комплексів протиаварійної автоматики та релейного
захисту.

Ф

.Для інтеграції енергосистеми України до енергетичних систем держав ЄС у
термін до 2010 р. необхідно підвищити технічний рівень електростанцій і
систем електропередачі, здійснити впровадження сучасних систем
первинного регулювання частоти та потужності з одночасним доведенням
показників їх роботи до європейських стандартів.

дартів.

 

 

Міждержавні лінії електропередачі України та можливості експорту
електроенергії

до суміжних країн

Найменування

країн Кількість повітряних ліній за класами напруги Пропускна здатність
ЛЕП, мрд.кВтг

в рік Експорт

в 2005 році, млрд.кВтг

750

кВ 400-

500 кВ 220-330

кВ 110-0,4

кВ Всього



Російська Федерація 1 3* 10 18 32 26,3 2,0

Молдова     7 18 25 1,5 1,6

Білорусь     2 6 8 6,1 -

Польща 1   1   2 UCTE

 

5,0**      

4,8

49,0***  

 



Словаччина   1   1 2

Угорщина 1 1 2   4

Румунія 1 1     2

*         - одна лінія електропередачі постійного струму 400 кВ;

**       - при роботі „Острова Бурштинської ТЕС”;

***     - при паралельній роботі.

Необхідно збільшити пропускну спроможність міждержавних електромереж як
на території України, так і на територіях країн ЄС, що потребує
скоординованих дій відповідних вітчизняних та зарубіжних структур.

Розподільні мережі

Розподільні електричні мережі налічують близько 1 млн.км повітряних і
кабельних ліній електропередачі напругою 0,4 – 150 кВ, близько 200
тис.од. трансформаторних підстанцій напругою 6 – 110 кВ загальною
встановленою потужністю понад 200 тис.МВА.

Погіршений стан розподільних електромереж призводить до аварійних
ситуацій в регіонах країни. Брак фінансових ресурсів унеможливлює
відновлення, модернізацію та реконструкцію діючих електричних мереж всіх
класів напруги, а також будівництво нових ліній електропередачі. Значно
зросла кількість об'єктів, які відпрацювали свій технічний ресурс. У
розподільних електричних мережах напругою 0,4 – 150 кВ підлягають
реконструкції та заміні близько 140 тис.км електромереж, або 17% від їх
загальної протяжності, та 19% трансформаторних підстанцій.

Незадовільний стан електричних мереж, їх невідповідність діючим нормам і
режимам електроспоживання, а також низький рівень приладів обліку
призводить до значного зростання технологічних витрат під час
транспортування електроенергії.

Для задоволення потреб споживачів в якісному та надійному
електропостачанні необхідно:

у 2006 – 2010 рр. ввести в експлуатацію не менше 30 тис.км нових та
реконструйованих ліній електропостачання напругою 0,4-150 кВ;

у 2011 – 2020 рр. вводити щороку в дію не менше 15 тис.км таких ліній;

у наступні роки здійснювати щорічне будівництво нових ліній
електропередач відповідно до потреб розвитку електронавантаження
споживачів та проводити відновлення діючих ПЛ в обсязі норм
амортизаційних відрахувань. При цьому будівництво нових ліній
електропередач і трансформаторних підстанцій, а також реконструкцію
діючих, необхідно здійснювати з урахуванням переведення господарських
потреб населення сільської місцевості з газу на електроенергію.

Будівництво та модернізація підстанцій напругою 35-150 кВ має
відбуватися у прямій залежності від ступеня подальшого енергооснащення
промислових, сільськогосподарських і комунально-побутових споживачів і
здійснюватися випереджувальними темпами стосовно зростання електричного
навантаження.

Розвиток і реконструкція електромереж у сільській місцевості має

ктромереж у сільській місцевості має
здійснюватися із залученням коштів місцевого і держаного бюджетів та
підприємницьких структур.

Технічне переозброєння, реконструкція електричних мереж та їх розвиток
мають здійснюватися на вітчизняній нормативній базі з урахуванням
рекомендацій Міжнародної Електротехнічної комісії та регіональних
особливостей щодо умов надійності й екологічної безпеки, з урахуванням
реальної вартості земель та максимального використання основних
матеріалів і обладнання власного виробництва, зміцнення матеріальної
бази і кадрового потенціалу будівельно-монтажних організацій
(механізованих колон та інших).

На розвиток розподільних мереж до 2030 року планується 35,4 млрд.грн., у
тому числі з 2006 - 2010 роки - 7,6 млрд.грн., з 2011 - 2020 роки – 12,6
млрд.грн., з 2021 - 2030 роки

– 15,2 млрд.грн.

Загальна сума інвестицій на розвиток до 2030 року магістральних,
міждержавних та розподільних електричних мереж, включаючи забезпечення
паралельної роботи ОЕС України з UCTE, а також на модернізацію,
оновлення та будівництво трансформаторних підстанцій становить 82,9
млрд.грн.

3.1.6. Оптовий ринок електричної енергії

Для підвищення конкурентоспроможності української енергетики,
забезпечення потреб споживачів України в електричній енергії за
мінімально можливою ціною на засадах конкуренції між виробниками та між
постачальниками електричної енергії, забезпечення надійного
електропостачання споживачів, а також фінансової стабільності і
прибутковості галузі та інтересу до неї з боку потенційних інвесторів, у
1996 році в Україні створено оптовий ринок електричної енергії (ОРЕ).

Оптовий ринок електроенергії у відповідності із Законом України „Про
електроенергетику” діє на основі Договору між його членами, яким
визначені умови, діяльності, права, обов’язки і відповідальність його
учасників, а також порядок діяльності, інфраструктура ринку та його
органи. Економічні та фінансові механізми функціонування регулюються
Правилами Оптового ринку електроенергії та відповідними інструкціями до
Договору.

Нова економічна система ринкових відносин в електроенергетичній галузі
запроваджувалась з урахуванням умови збереження об’єднаної енергетичної
системи, яка включає об’єкти електроенергетики, об’єднані спільним
режимом виробництва, передачі та розподілу електричної енергії за умови
централізованого оперативно-диспетчерського управління.

Оператором ОРЕ є державне підприємство „Енергоринок”, яке здійснює
купівлю-продаж всієї електричної енергії, виконує функції розпорядника
системи розрахунків (формування оптової ринкової ціни та розрахунок
платежів) та розпорядника коштів ОРЕ.

Оптова ринкова ціна, за якою здійснюється закупівля електричної енергії
на ОРЕ енергопостачальними компаніями, формується на основі
середньозваженої ціни закупівлі електроенергії Оптовим ринком у
виробників електричної енергії (ТЕС, АЕС, ГЕС, ТЕЦ, ВЕС), з урахуванням
цін продажу електроенергії на експорт, платежів за надання послуг
системним оператором (ДП „НЕК „Укренерго”) та оператором ринку (ДП

) та оператором ринку (ДП
„Енергоринок”), на фінансування інвестиційних проектів та платежів для
компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії
пільговим категоріям споживачів.

Розподіл електричної енергії в ОЕС виконується енергопостачальними
компаніями, що є ліцензіатами з постачання електроенергії за
регульованим і нерегульованим тарифом. Постачальники за регульованим
тарифом мають у своїй власності розподільні електричні мережі і, крім
ліцензії на постачання, отримують ліцензію на передачу електричної
енергії власними мережами.

На Оптовому ринку електроенергії законодавчо забезпечено рівноправний
доступ до ринку електроенергії та послуг електричних мереж усіх
суб’єктів підприємницької діяльності, а також купівлю і продаж
електроенергії за Правилами оптового ринку та визначення ціни на
електроенергію генеруючих компаній.

Розрахунки між учасниками оптового ринку здійснюються пропорційно
обсягам виробництва товарної продукції за алгоритмом розподілу коштів,
затверджених НКРЕ.

З другої половини 2000 року, після законодавчого закріплення визначеного
Договором порядку розрахунків на оптовому ринку електроенергії і
запровадження розрахунків виключно грошовими коштами вдалося виправити
стан розрахунків і підняти рівень оплати за електроенергію, куповану в
ОРЕ, з 7-10% від загального обсягу товарної продукції у 1999 р. до 99,2%
у 2005 р. Оплата генеруючим компаніям за вироблену енергію у 2005р.
склала 100%.

Таким чином з ліквідацією прямих договорів, бартеру та інших не грошових
форм розрахунків було спростоване твердження про те, що прийнята модель
ОРЕ є причиною неплатежів за електроенергію.

Учасники ОРЕ отримали належні їм кошти за електроенергію, поліпшили свій
фінансовий стан, що дозволило в останні роки спрямувати значні фінансові
ресурси на розвиток і модернізацію енергетичних потужностей.

Проте за час роботи ОРЕ окреслились проблеми, що стримують його
розвиток. Це насамперед великі обсяги боргових зобов’язань минулих років
за енергоносії, відсутність ринку системних послуг (резерв потужностей,
регулювання частоти і напруги), не відпрацьовані механізми страхування
фінансових і страхових ризиків, перехресне субсидування в ПЕК.

Подальше вдосконалення оптового ринку має проводитись з врахуванням
практики інших країн та позитивного досвіду результатів роботи діючого
ОРЕ України, якими є напрацьована роками нормативно-правова база, як
основа подальшого розвитку ОРЕ, сформовані основи конкурентних відносин,
прозора система купівлі – продажу енергії та формування цін і платежів
і, головне, збереження єдиної енергосистеми України із стабільним
забезпеченням балансу виробництва і споживання електроенергії в ОЕС
України.

Дуже важливим у 2006 р. є реалізація основних напрямків погашення та
реструктуризації боргів за спожиті енергоносії, визначених Законом
України „Про заходи, спрямовані на забезпечення сталого функціонування
підприємств паливно-енергетичного комплексу”.

Схема функціонування оптового ринку електричної енергії

Згідно з Концепцією функціонування та розвитку оптового ринку

Згідно з Концепцією функціонування та розвитку оптового ринку
електричної енергії України, затвердженою постановою Кабінету Міністрів
України від 16.11.2002 № 1789, у якій враховано норми європейського
права стосовно електроенергетики, подальший розвиток ОРЕ передбачає
поступовий перехід від існуючої моделі Оптового ринку електроенергії до
ринку, який включатиме:

ринок прямих товарних поставок електричної енергії (ринок прямих
договорів), який функціонує на основі двосторонніх договорів
купівлі-продажу електричної енергії між виробниками електричної енергії
та постачальниками і споживачами;

балансуючий ринок електричної енергії;

ринок допоміжних послуг.

Перехід від діючої моделі ОРЕ до запропонованої Концепцією може
здійснюватися шляхом поетапного запровадження системи двосторонніх
договорів на купівлю електричної енергії між кінцевим споживачем і
виробником та між постачальником і виробником.

В 2005 році завершено перший із трьох етапів реалізації основних
положень Концепції.

При цьому запровадження Концепції та подальша позитивна динаміка його
розвитку можлива в разі забезпечення таких основних передумов:

покращення фінансового стану в електроенергетичній галузі шляхом
досягнення повної поточної оплати спожитої електроенергії, вирішення
проблеми боргів між суб’єктами ринку та їх дисбалансу;

заміна морально застарілого та фізично зношеного обладнання енергетичних
компаній та зниження рівня витрат електричної енергії в мережах;

поетапне запровадження автоматизованих систем комерційного обліку
електричної енергії у всіх учасників ринку на шляху від виробника до
споживача енергії та інформаційного обміну даними;

подальше поглиблення конкурентних засад діяльності суб’єктів ОРЕ:
оптимізація методології тарифо- і ціноутворення та удосконалення
механізмів протидії недобросовісної конкуренції;

припинення перехресного субсидіювання в паливно-енергетичному секторі;

підготовка нормативно-правової бази для визначення умов і правил
функціонування нової моделі енергоринку, зокрема принципів роботи
балансуючого ринку, гарантій відшкодування його фінансових ризиків,
порядку укладання прямих договорів, зокрема, їх взаємодію із балансуючим
ринком тощо.

вдосконалення діючого конкурентного ринку електроенергії в Україні
створить умови для його поетапної інтеграції до єдиного Європейського
ринку електроенергії.

3.2. Теплова енергія

Стратегічними цілями розвитку систем теплозабезпечення є надійне, якісне
та безпечне постачання теплової енергії галузям економіки і соціальній
сфері країни на основі їх технологічної перебудови з переважним
використанням комбінованого виробництва теплової та електричної енергії
на базі твердих палив, теплових насосів, інших досягнень
науково-технічного прогресу, підвищення енергетичної й економічної
ефективності та забезпечення екологічних вимог.

Реалізація можливостей науково-технічного прогресу в системах
теплопостачання має забезпечити вирішення таких проблем їх
технологічного розвитку:

подальший розвиток виробництва, передачі та розподілу теплової енергії

, передачі та розподілу теплової енергії
на базі ефективного використання паливних ресурсів і можливостей
вітчизняного енергомашинобудування;

впровадження теплоенергетичного і електротехнічного обладнання, які
відповідають вимогам надійності, ефективності і екологічності;

забезпечення комплексної автоматизації технологічних процесів
виробництва, транспортування і розподілу теплової енергії;

створення інформаційно-керувальних систем теплопостачання.

3.2.1. Характеристика сучасного стану та розвиток системи
теплозабезпечення

Система теплопостачання в Україні є досить розвиненою; станом на 2000 р.
загальне теплоспоживання дорівнювало 225,8 млн. Гкал, в 2004 р. – 237,1
млн. Гкал. Упродовж останнього десятиріччя споживання теплової енергії
скоротилось майже на 45%, що зумовлено скороченням обсягів матеріального
виробництва в галузях економіки, зниженням якості послуг
централізованого опалення та гарячого водопостачання, зниженням,
передусім влітку обсягів водопостачання горячої води споживачам,
запровадженням приладів обліку тепла та води в житловому фонді, тощо.

Основними споживачами теплової енергії є житлово-комунальний сектор
(44%) та промисловість (35%), інші галузі економіки разом споживають
близько 21% тепла.

Споживання теплової енергії (брутто) в Україні - млн. Гкал

Потреби споживачів у тепловій енергії забезпечується опалювальними та
промислово- опалювальними котельнями, ТЕЦ, квартирними генераторами,
джерелами теплових вторинних енергоресурсів, нетрадиційними та
відновлюваними джерелами теплової енергії.

На даний час у країні працюють близько 250 ТЕЦ, з яких більше 200 –
дрібні відомчі промислові установки. Основним паливом для ТЕЦ є
природний газ – 76 - 80%,

мазут – 15 - 18% та вугілля – 5 - 6%. Обладнання на більшості ТЕЦ
застаріле, не відповідає сучасним екологічним вимогам і нормативам,
потребує реконструкції і модернізації.

У тепловому господарстві країни знаходиться понад 100 тис. котелень
різного призначення. Переважна більшість із них – це дрібні промислові
чи опалювальні автономні котельні. Стан обладнання більшості з них
незадовільний, потребує реконструкції та заміни. Основним паливом для
котелень є природний газ – 52 - 58% (мазут – 12 - 15%,

вугілля – 27 - 36%).

Значну частку тепла виробляють індивідуальні (поквартирні) генератори
(газові, рідинні, твердопаливні котли, побутові печі тощо), утилізаційні
установки та інші джерела.

Аналіз та розрахунки показують, що в умовах України, як і в цілому в
світі, у період до 2030 року повинні відбутися радикальні зміни в
структурі джерел теплопостачання. Основним фактором, що зумовлює ці
зміни, стане різке зростання світових цін на природний газ, нафту та
нафтопродукти. Тому прогнозується поступове витіснення газових котелень
та більшості ТЕЦ, що забезпечують тепер виробництво переважної частки
теплової енергії, зазначеними новими технологіями. Швидкість таких змін
буде визначатися темпами наближення внутрішніх цін в Україні на
природний газ до світових, які потійно зростають. З урахуванням великої

ють. З урахуванням великої
різниці між внутрішніми та світовими цінами таке наближення буде
відбуватися поступово у період

2006-2015 рр.

Враховуючи обмежені власні запаси вуглеводневого палива, суттєве
підвищення цін на імпортовані енергоносії, постійне зростання потреби в
теплі, підґрунтям енергетичної політики у галузі теплопостачання має
стати енергозбереження у сфері споживання і докорінне підвищення
енергоефективності у сфері генерації, транспорту та розподілу тепла.
Реалізація енергозберігаючих заходів у секторі споживання передбачає
перехід на сучасні норми та стандарти у громадянському будівництві, у
першу чергу, у сфері будівництва та реконструкції житлового фонду, у
всіх галузях промисловості.

Головним напрямом розвитку систем генерації, транспорту та розподілу
тепла має стати зниження рівнів споживання природного газу за рахунок
підвищення ефективності його використання, розвитку систем
теплопостачання на базі електричної енергії, вугілля, позабалансових,
нетрадиційних та відновлюваних джерел енергії, вторинних енергетичних
ресурсів, природних теплових ресурсів, тощо. Для забезпечення попиту
споживачів України у тепловій енергії (з урахуванням впровадження
енергозберігаючих заходів) її виробництво необхідно збільшити майже в
1,8 рази (з 241,0 млн. Гкал у 2005 р. до 430,9 млн. Гкал у

2030 році).

Розвиток системи теплопостачання прогнозується здійснювати до 2030 р. за
такими напрямами:

зростання виробництва тепла котельнями до 2015 р. з досягненням
максимального обсягу 204,8 млн. Гкал та подальше його зменшення до 85,9
млн. Гкал у 2030 р. через значне подорожчання природного газу;

збільшення рівня виробництва теплової енергії на теплових та атомних
електричних станціях майже в 1,7 раза (з 56,4 млн. Гкал до 93,9 млн.
Гкал) з одночасним зменшенням використання природного газу на її
виробництво за рахунок збільшення встановленої потужності АЕС, ТЕС та
ТЕЦ нових типів на вугіллі та альтернативних видах палива, зниження
питомих витрат палива на відпуск теплової енергії;

постійне нарощування виробництва тепла на базі електричних
теплогенераторів (переважно – теплових насосів). Це дозволить також
ефективно використовувати встановлену потужність електроенергетичної
системи поза межами опалювального сезону для кондиціонування,
забезпечуючи вирівнювання її сезонних навантажень. Поетапна заміна
частки систем генерації тепла на органічному паливі системами
акумуляційного електричного та електрогідродинамічного нагріву (термери)
 на позапіковій електроенергії, що не потребує введення нових
електрогенеруючих потужностей і сприяє підвищенню ефективності
використання електрогенеруючого обладнання за рахунок ущільнення
графіків електричних навантажень (підвищення рівнів нічних та денних
мінімумів електроспоживання), участь у регулюванні частоти та
потужності.

Прогнозується, що до 2030 року обсяг виробництва теплової енергії
електричними теплогенераторами, головним чином – тепловими насосами,
зросте до 180,0 млн. Гкал проти

1,7 млн. Гкал у 2005 р. Темпи зростання виробництва у межах прогнозного

005 р. Темпи зростання виробництва у межах прогнозного
періоду зумовлені економічною конкурентоспроможністю цих джерел, будуть
найвищими у 2015-2030 рр.;

збільшення виробництва теплової енергії індивідуальними (поквартирними)
генераторами в 1,4 рази (з 24,0 млн. Гкал до 33,3 млн. Гкал);

розширення обсягів виробництва теплової енергії на базі нетрадиційних і
відновлюваних джерел енергії, зокрема, шахтного метану, рослинної
біомаси, використання когенераційних установок, теплових ВЕР
промисловості та побуту.

зменшення питомих витрат палива на виробництво тепла електростанціями і
котельнями на 8% у 2010 р. та на 16% – у 2030 р., що забезпечить
економію палива в обсягах 4,25 та

5,9 млн. т у.п. відповідно.

Збільшення комбінованого виробництва тепла і електроенергії з 53,3 млн.
Гкал у 2005 р. до 76,0 млн. Гкал у 2030 р., надання економічних
преференцій підприємствам, що використовують когенераційні установки.

Загальні витрати органічного палива на виробництво теплової енергії
електростанціями та котельнями зростають від 35,7 млн. т у.п. у 2005 р.
до 43,3 млн. т у.п. у 2020 р. з подальшим їх зменшенням до 26,2 млн. т
у.п. у 2030 р. Це пояснюється інтенсивним впровадженням у період
2016-2030 рр. теплових насосів та акумуляційних електронагрівачів.
Використання теплових насосів забезпечує, окрім економічного, значний
енергозберігаючий та екологічний ефекти, оскільки до кожної одиниці
енергії, виробленої електростанціями, тепловий насос залучає ще 2-5
одиниці енергії тепла довкілля.

Загальні і питомі витрати палива на виробництво теплової енергії

котельнями та електростанціями *

*- за чинною методикою визначення

3.2.2. Характеристика сучасного стану та розвиток теплових мереж

Протяжність магістральних і розподільчих теплових мереж в Україні (за
винятком власних тепломереж промислових підприємств) становить 24,3 тис.
км в двотрубному обчисленні, в тому числі:

тепломережі Мінпаливенерго України – 3,5 тис. км діаметром від 125 до
1400 мм;

комунальні тепломережі – 20,8 тис. км діаметром від 50 до 800 мм

Стан більшості тепломереж незадовільний, понад 28% тепломереж
експлуатуються понад 25 років, 43% – понад 10 років і лише 29%
тепломереж мають термін експлуатації менше 10 років.

Втрати тепла в теплових мережах складають від 5 до 32% із
середньозваженим відсотком втрат у системах теплозабезпечення близько
14,3%.

Реконструкція теплових мереж з впровадженням попередньоізольованих труб,
систем обліку, контрольно-вимірювального обладнання тощо забезпечить
зменшення втрати тепла в тепломережах по Україні до 7% у 2030 р., в тому
числі в мережах ТЕЦ – до 8% та котельних – до 8,7%, переважно завдяки
покращанню їх технологічного стану.

3.3. Ціни та ціноутворення

Ціноутворення на електричну та теплову енергію має базуватися на
принципі економічно обґрунтованих витрат суб’єктів господарювання для їх
ефективного функціонування і розвитку та стимулювати залучення
інвестицій в розвиток ПЕК, впровадження новітніх технологій, ефективне
споживання паливно-енергетичних ресурсів, використання нетрадиційних та

ргетичних ресурсів, використання нетрадиційних та
відновлювальних джерел енергії.

Регулювання цін і тарифів на продукцію (послуги) суб’єктів
підприємницької діяльності в електроенергетиці відповідно до
законодавства України здійснює Національна комісія регулювання
електроенергетики, яка розробила і впровадила Методологію та Порядок
формування роздрібних тарифів на електричну енергію, тарифів на передачу
електроенергії місцевими (розподільними) електромережами і тарифів на
постачання електроенергії за регульованим тарифом.

Роздрібні тарифи на електроенергію для споживачів першого (35 кВ та
вище) і другого (до 35 кВ) класу напруги формуються енергопостачальними
компаніями самостійно, виходячи із оптової ринкової ціни ОРЕ і тарифів
на передачу та постачання електричної енергії, розрахованих і
затверджених НКРЕ. На теперішній час значною є різниця в тарифах для
однотипних споживачів відповідного класу напруги в різних регіонах
країни.

Відпуск електричної енергії населенню здійснюється за єдиним тарифом,
установленим НКРЕ, який не змінювався з 1999 року і який не покриває
затрат на виробництво і передачу електроенергії.

У 2005 р. середньозважений тариф на електричну енергію, відпущену не
побутовим споживачам (крім населення) становив 19,81 коп./кВт (3,92
цента США/кВтг), для населення – 15,6 коп./кВтг (3,09 цента США/кВтг).
Це найнижчі ціни на світовому ринку електричної енергії.

Порівняльні тарифи на електричну енергію в Україні та інших країнах у
2004 році, цент/кВтг

У роздрібному тарифі питома вага оптової ринкової ціни становить 79,7%,
у т.ч. покриття витрат на передачу електроенергії магістральними та
міждержавними мережами і диспетчеризацію – 3,68%, інвестиційну складову
– 9,1%; витрати на передачу електроенергії місцевими мережами – 12,8%,
на постачання – 1,2%, на технологічні та інші витрати – 6,3%.

Оптова ринкова ціна в середньому на 2005 рік становила 15,79 коп./кВт

(3,13 цента США/кВтг), що на 16,7% вище рівня 2004 р.

Зважаючи на світові тенденції у тарифоутворенні та практику розвинутих
країн цінова і тарифна політика в електроенергетичній галузі
базуватиметься на необхідності відшкодування обґрунтованих витрат
енергетичних підприємств на виробництво, передачу, розподіл та
постачання електроенергії, і, перш за все, витрат на первинні
енергоносії (газ, вугілля, ядерне паливо). Середньо- і довгострокові
тенденції змінювання ціни на електроенергію будуть визначатись
співвідношенням таких факторів:

-   зміна (зростання) ринкових цін на газ, вугілля, уран на світових
ринках;

-   зростання вартості робочої сили у структурі витрат енергокомпаній,
що пов’язано із світовими тенденціями та відставанням України у цьому
контексті від рівня розвинутих країн;

-   зростання інвестиційної складової у структурі ціни електроенергії,
оскільки обладнання енергогенеруючих та електропередавальних компаній в
Україні за останні 15 років практично не відновлювалось і є на даний час
морально застарілим та фізично зношеним, і потребує значних
капіталовкладень;

ладень;

-   скорочення витрат за рахунок зростання ефективності роботи компаній
завдяки застосуванню механізмів, що стимулюють підвищення ефективності,
покращання менеджменту, заміну застарілих технологій.

З метою удосконалення цінової та тарифної політики, приведення її до
стандартів ринкової економіки передбачено:

-   розширення конкурентного середовища на ринку електроенергії, а також
застосування дієвих заходів антимонопольного контролю та регулювання;

-   поглиблення диференціації тарифів за класами напруги, часом
споживання електричної енергії (за зонами доби, сезонні) з метою надання
споживачам (і виробникам / (інвесторам) відповідних цінових сигналів;

-   забезпечення повного розмежування видів діяльності з передачі та
постачання електричної енергії, що здійснюється одним суб'єктом
підприємницької діяльності шляхом запровадження окремого бухгалтерського
обліку за видами діяльності;

-   формування єдиної методології регулювання відпускних тарифів на
електричну та теплову енергію при їх комбінованому виробництві із
виключенням перехресного субсидування електричних споживачів тепловими
та навпаки на основі науково обґрунтованої методики розподілу витрат
згідно закону збереження та перетворення енергії;

-   впровадження єдиної методології у формуванні роздрібних тарифів для
всіх груп споживачів незалежно від форм власності відповідно до ринкових
принципів;

-   здійснення заходів щодо поетапного приведення рівня тарифів на
електроенергію та природний газ для населення до економічно
обґрунтованих та повного припинення перехресного субсидіювання одних
споживачів за рахунок інших;

В умовах відсутності необхідних даних для розрахунків, перш за все,
прогнозованих цін на вугілля, газ, ядерне паливо та інші показники
(рівень інфляції, мінімальної заробітної плати), спрогнозувати динаміку
цін на електроенергію на період до 2030 року можливо лише в межах
середньооптових цін галузей промисловості.

Однак, слід очікувати, що протягом наступних 2 – 5 років відбуватиметься
послідовне наближення ціни електроенергії в Україні до рівня ринкових
цін на лібералізованих ринках ЄС.

Під час затвердження тарифів на теплову енергію органи місцевого
самоврядування та НКРЕ мають дотримуватися принципу повного
відшкодування суб’єктам господарювання економічно обгрунтуваних витрат.
У разі встановлення тарифів нижчими від розміру економічно обґрунтованих
витрат на виробництво, транспортування та постачання теплової енергії
орган, що їх затвердив, забов’язаний відшкодувати з відповідного
місцевого бюджету різницю між затвердженим розміром тарифів та
економічно обґрунтованими витратами підприємства.

Висновки

Для забезпечення прогнозованого до 2030 року економічного і соціального
розвитку країни за базовим сценарієм передбачається зростання
виробництва електроенергії з 185,2 млрд.кВтг у 2005 році до 420,1
млрд.кВтг у 2030 році, теплової енергії з 241,0 млн. Гкал до 430,9 млн.
Гкал відповідно. Зростання виробництва електроенергії за цей період на
ТЕС, ТЕЦ буде досягнуто за рахунок:

досягнуто за рахунок:

оновлення і введення в експлуатацію нових потужностей на сучасному
обладнанні 24,0 млн.кВт;

модернізації та реконструкції енергоблоків ТЕС загальною потужністю 13,2
млн.кВт;

спорудження ГЕС на ріках Тисі і Дністрі та їх притоках, а також малих
ГЕС;

зниження питомих витрат палива на відпуск електроенергії з 378,9 г
у.п./кВтг у

2005 році до 345,7 г у.п./кВтг у 2030 році;

зниження витрат електричної енергії на її транспортування електричними
мережами з 14,7% у 2005 році до 8,2% у 2030 році.

Для виробництва теплової енергії будуть широко використовуватись
комбіноване виробництво теплової і електричної енергії, відновлювальні
та нетрадиційні джерела енергії.

Передбачається зниження питомих витрат на виробництво теплової енергії з


174,0 кг/Гкал у 2005 році до 145,6 кг/Гкал у 2030 році і зниження витрат
теплової енергії на її транспортування в теплових мережах з 14,3% у 2005
році до 7-8,2% у 2030 році.

Передбачено зменшення частки імпортованого палива на виробництво
електричної та теплової енергії електростанціями з 41,4 млн. т у.п. у
2005 році до 12,4 млн. т у.п.

у 2030 році.

Для підвищення стійкості та надійності роботи ОЕС країни передбачено
впровадження сучасних пристроїв протиаварійної автоматики та
регулювання, забезпечення введення необхідних обсягів маневрових
потужностей, в тому числі за рахунок будівництва нових ГЕС – ГАЕС та
реабілітації діючих.

Передбачено розвиток магістральних системоутворючих та міждержавних
електромереж для видачі потужності електростанцій, підвищення рівня
надійності та безпеки роботи енергосистеми та інтеграції ОЕС України до
європейської енергосистеми з послідовним збільшенням обсягу експорту
електроенергії.

За рахунок оптимізації цінової політики, поглиблення конкурентних засад
діяльності суб’єктів ОРЕ, припинення перехресного субсидіювання,
врегулювання боргових проблем поліпшиться фінансовий стан і інвестиційні
можливості підприємств.

Завдяки впровадженню новітніх технологій спалювання вугілля,
застосуванню нового обладнання для очищення викидних газів на ТЕС, а
також подальшого розвитку відновлювальних джерел енергії, суттєво
знизиться техногенне навантаження на довкілля.


© 2013 Alive-inter.net Про сайт Alive-inter.net Зворотній зв`язок Відмова від відповідальності