Динаміка зростання ВВП України

Млн. т

Стаття балансу	2010 (факт)	Прогноз
Базовий сценарій
Прибуткова частина
І. Ресурси, всього	72,8	75,9	84,6	94,1	105,2
1. Видобуток вугілля рядового, всього, у тому числі:		83,5	92,8	103,3
− для коксування		27,3		35,2
− енергетичного		56,2	61,8	68,1
з нього готового:	54,8	62,6	71,5	81,6	93,2
− для коксування	17,5	20,5	23,9	27,8	32,4
− енергетичного	37,2	42,2	47,6	53,8	60,8
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
ІІ. Розподіл ресурсів- усього	72,8	75,9	84,6	94,1	105,2
1. Споживання вугілля нетто, у т.ч.:	59,6	67,1	66,6	70,9	76,0
2. Втрати при транспортуванні, зберіганні та розподілі	1,9	2,1	1,8	1,8	1,6
3. Споживання вугілля брутто, всього	61,5	69,2	68,4	72,7	77,5
4. Експорт вугілля	6,2	1,5	10,2	14,4	20,5
5. Залишки у сховищах на кінець періоду	5,1	5,2			7,2
Песимістичний сценарій
Прибуткова частина
І. Ресурси, всього	72,8	75,7	83,7	92,5	103,5
1. Видобуток вугілля рядового, всього, у тому числі:		83,5	92,8	103,3
− для коксування		27,3		35,2
Стаття балансу	2010 (факт)	Прогноз
− енергетичного		56,2	61,8	68,1
з нього готового:	54,8	62,6	71,5	81,6	93,2
− для коксування	17,5	20,5	23,9	27,8	32,4
− енергетичного	37,2	42,2	47,6	53,8	60,8
2. Імпорт	12,1	7,6	6,9	5,6	5,3
3. Залишки у сховищах на початок періоду	5,9	5,5	5,3	5,3	5,0
Витратна частина
ІІ. Розподіл ресурсів- усього	72,8	75,7	83,7	92,5	103,5
1. Споживання вугілля нетто, у т.ч.:	59,6	62,7	58,6	63,9	66,3
2. Втрати при транспортуванні, зберіганні та розподілі	1,9	1,9	1,8	1,7	1,7
3. Споживання вугілля брутто, всього	61,5	64,7	60,4	65,6	68,0
4. Експорт вугілля	6,2	5,5	17,7	21,9	27,4
5. Залишки у сховищах на кінець періоду	5,1	5,5	5,6		8,1
Оптимістичний сценарій
Прибуткова частина
І. Ресурси, всього	72,8	76,0	85,4	95,1	106,6
1. Видобуток вугілля рядового, всього, у тому числі:		83,5	92,8	103,3
− для коксування		27,3		35,2
− енергетичного		56,2	61,8	68,1
з нього готового:	54,8	62,6	71,5	81,6	93,2
− для коксування	17,5	20,5	23,9	27,8	32,4
− енергетичного	37,2	42,2	47,6	53,8	60,8
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
ІІ. Розподіл ресурсів- усього	72,8	76,0	85,4	95,1	106,6
1. Споживання вугілля нетто, у т.ч.:	59,6	68,5	71,5	82,6	92,3
2. Втрати при транспортуванні, зберіганні та розподілі	1,9	2,1	2,2	2,1	1,9
3. Споживання вугілля брутто, всього	61,5	70,7	73,7	84,7	94,2
4. Експорт вугілля	6,2		4,5	3,3	6,4
5. Залишки у сховищах на кінець періоду	5,1	5,3	7,2	7,1	6,0

 

2.4. Баланс нафти

Млн. тонн

 

Статті балансу	2010 (факт)	Прогноз
Базовий сценарій
Прибуткова частина
І. Ресурси, всього	11,3			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
ІІ. Розподіл ресурсів- усього	11,3			12,8	14,6
1. Споживання нафти нетто, у тому числі:		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
5. Залишки у сховищах на кінець періоду	0,2	0,2	0,3	0,2	0,2
Песимістичний сценарій
Прибуткова частина
І. 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
ІІ. Розподіл ресурсів- усього	11,3	3,8	3,6	3,6	3,3
1. Споживання нафти нетто, у тому числі:		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
5. Залишки у сховищах на кінець періоду	0,2	0,3	0,2	0,2	0,2

 

Стаття балансу	2010 (факт)	Прогноз
Oптимістичний сценарій
Прибуткова частина
І. 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
ІІ. Розподіл ресурсів- усього	11,3	13,7	13,6	14,6	16,6
1. Споживання нафти нетто, у тому числі:		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
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
Базовий сценарій
Прибуткова частина
І. 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
3. Залишки у сховищах на початок періоду	17,6	15,5	15,3
Витратна частина
ІІ. Розподіл ресурсів – усього	74,9	70,06	66,2	61,85	59,4
1. Споживання природного газу нетто, у т.ч.:		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
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
Стаття балансу	2010 (факт)	Прогноз
5. Залишки у сховищах на кінець періоду	17,6	15,5	15,3
Песимістичний сценарій
Прибуткова частина
І. 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
ІІ. 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		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
І. 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
Витратна частина
ІІ. 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
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
5. Залишки у сховищах на кінець періоду	17,6	16,4	15,2	12,4

 

 

3. Стратегія розвитку електроенергетичної галузі

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

Виходячи з історичних коефіцієнтів еластичності зростання енергоспоживання за зростанням ВВП за трьома категоріями споживачів (промисловість, сектор послуг і населення), споживання електроенергії у 2030 р. в базовому сценарії складе 282 ТВт•год (включаючи експорт, втрати і власне споживання електростанцій) за середнього щорічного зростання на рівні 2,0%. Таке співвідношення зростання ВВП і динаміки споживання електроенергії відповідає показникам, характерним для ринків, які проходять етап інтенсивного розвитку.

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 електроенергію [4] (ТВт•год) за реалізації базового сценарію розвитку ВВП

Промисловість[5]
Сільське господарство
Комерційне та побутове споживання
Втрати[6]
Експорт
Разом

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, імпорт і транзит 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 2010 р. склала 53 ГВт, з яких 52% припадає на теплові електростанції (ТЕС), 27% - на атомні електростанції (АЕС), 9% - на гідроелектростанції (ГЕС) і гідроакумулюючі електростанції (ГАЕС), 12% - на теплоелектроцентралі (ТЕЦ), блок-станції й інші об'єкти. При цьому з урахуванням 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, 13,2 тис. км – напругою 330 кВ, 4,1 тис. км – напругою 220 кВ і 0,7 тис. км – напругою 35–110 кВ, а також 133 підстанції загальною трансформаторною потужністю 78 442,9 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, за виключенням так званого «Бурштинського острова» (включає Бурштинську ТЕС, Калуську ТЕЦ та Теребля-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; для підтримки надійності енергосистеми потрібна повномасштабна програма модернізації цих активів:

■ Станом на кінець 2010 р. 84% блоків теплових електростанцій 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 вугільні блоки ТЕС, спроектовані для роботи в базовому режимі, використовуються для підтримки змінної частини графіка навантаження енергосистеми;

■ На сьогодні 35% повітряних ліній електропередач (ЛЕП) напругою 220-330 кВ експлуатуються понад 40 років, 55 відсотків 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 важкістю 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: 31% електричних мереж і 32% трансформаторних підстанцій потребують реконструкції або заміни. Недостатнє оснащення низьковольтних мереж компенсаторами реактивної потужності призводить до істотних відхилень напруги від нормативних значень.

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

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 зі встановленням пилогазоочисного обладнання (ПГО), ТЕЦ, АЕС, ГЕС);

■ Модернізація та розвиток магістральних і розподільчих мереж;

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

■ Подовження строку експлуатації діючих АЕС на 20 років;

■ 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;

■ В 2017 р. початок передпроектних робіт, в 2022 р. – початок будівництва атомних блоків на заміну наявних блоків, які будуть виведені з експлуатації після 2030 р.

За песимістичного сценарію розвитку попиту на електроенергію (244 ТВт•год у 2030 р.) реалізація лише перерахованих заходів дозволить задовольнити попит на електроенергію. За базового (282 ТВт•год) і оптимістичного сценарію (315 ТВт•год) необхідне також здійснення таких проектів:

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

■ Додаткове будівництво вугільних станцій (потужністю 5 ГВт за базового сценарія та 11 ГВт за максимального сценарія).

Для зниження потреби в будівництві генеруючих потужностей необхідно стимулювати не тільки збереження електроенергії, але й вирівнювання графіку навантаження. Для цього необхідно 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 та 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., раз на п'ять років необхідно на основі оновленого прогнозу попиту коригувати програму будівництва нових генеруючих потужностей з урахуванням прогнозованого дефіциту потужностей і строків будівництва.

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.

Розвиток теплової генерації

Першочергове завдання у сфері розвитку теплової генерації – модернізація та реконструкція наявних потужностей ТЕС 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 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. Сумарний розмір інвестицій з урахуванням встановлення пилогазоочисного устаткування (ПГО) складе близько 109 млрд. грн.

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 необхідне 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 р. та розширення Каховської ГЕС потужністю 270 МВт до 2020 році;

■ Реконструкції та розширення Теребля-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.

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

В рамках розроблення комплексної програми розвитку електромереж та генерації необхідно уточнити строки реалізації даних проектів та доцільний рівень збільшення встановленої потужності.

Виконання програми з розвитку гідроенергетики дозволить підвищити сталість, надійность та ефективність роботи ОЕС України, підвищити економію органічного палива за рахунок збільшення частки гідроенергії в енергетичному виробництві, створити сприятливі умови для інтеграції ОЕС України з європейською енергосистемою та паралельної роботи з енергосистемою Росії, збільшити експорт і транзит електроенергії, зміцнити позиції України як транзитної держави в європейському енергопросторі.

Розвиток атомної генерації

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

■ Виконання заходів з підвищення безпеки АЕС;

■ Реалізація програми подовження строку служби 11 енергоблоків АЕС на 20 років;

■ 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 максимальним сценарієм зростання попиту до 2025–2030 рр. необхідне також додаткове будівництво енергоблоків АЕС потужністю 3 ГВт і 5 ГВт відповідно, вартість яких оцінюється в 96 млрд. грн. та 160 млрд. грн. відповідно. Рішення про будівництво цих енергоблоків АЕС необхідно 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».

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 та 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 державними енергетичними компаніями 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 повинно бути надійним та ефективним.

Будівництво нових гідро- та атомних електростанцій можливе або за рахунок держави, або за участі приватних інвесторів на умовах державно-приватного партнерства. Для цього необхідно 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.

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 чинного законодавства та з наданням рівних можливостей всім учасникам. Перед проведенням приватизації необхідно 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 повинно бути завершене до кінця 2012 р.), скерованого на створення ефективного регулятора, 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 необхідно 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 за умови зазначеного вище реформування ринку електричної енергії.

Прогноз розвитку малих ГЕС

Природний потенціал розвитку малих ГЕС в Україні нині не реалізовано. Поточна потужність малих гідроелектростанцій становить близько 90 МВт. Через незначну питому вагу в загальному енергобалансі (0,2%) мала гідроенергетика нині не може істотно впливати на структуру енергозабезпечення країни. Проте Україна має значний потенціал використання ресурсів малих рік, головним чином у західних регіонах. За різними оцінками, економічно доцільний потенціал малих ГЕС в Україні становить до 4 ГВт. Нині вартість будівництва малих ГЕС значно перевищує аналогічний показник для традиційних видів генерації, і за відсутності якісних змін у технологіях будівництва потенціал зниження собівартості буде залишатися вкрай незначним. Враховуючи на це, до 2030 р. потужність малих ГЕС зможе досягнути 0,4-0,8 ГВт, а обсяг виробництва електроенергії складе до 1,8-3,5 ТВт•год.

Поводження з радіоактивними відходами (РАВ), відпрацьованим ядерним паливом (ВЯП) та високоактивними відходами (ВАВ).

Поводження з радіоактивними відходами

■ Створення національної системи поводження з радіоактивними відходами, спрямоване на розв’язання таких завдань:

■ Створення єдиної державної системи поводження з РАВ (у тому числі з високоактивними відходами), які забезпечують повний цикл переробки РАВ з моменту їх створення до моменту захоронення;

■ Удосконалення механізму фінансування діяльності з поводження із РАВ;

■ Створення системи поводження із РАВ, локалізованими в зоні відчуження об'єкта «Укриття» і створюваними при виведенні з експлуатації ЧАЕС;

■ Створення сховища на майданчику комплексу «Вектор» для довгострокового зберігання осклованих ВАВ від переробки відпрацьованого ядерного палива, що буде повернуто з Росії;

■ Створення системи поводження з РАВ заводу по виробництву ядерного палива;

■ Впровадження на АЕС України сучасних технологій попередньої обробки РАВ;

■ Вдосконалювання автоматизованої системи обліку РАВ;

■ Розвиток науково-технічного забезпечення у сфері поводження з РАВ;

■ Підтримка та розвиток міжнародного співробітництва з питань поводження з РАВ.

Удосконалення комплексів для поводження з експлуатаційними РАВ на майданчиках діючих АЕС та їх підготовка для використання при майбутньому знятті з експлуатації наявних енергоблоків здійснюватиметься за рахунок експлуатаційних витрат. Обсяг зазначених витрат оцінюється на рівні 200 млн. грн. на рік в період до 2017 року та 100 млн. грн. щорічно з 2017 року, тобто близько 2,5 млрд. грн. загалом.

Для забезпечення безпечного поводження з РАВ після їх передання на захоронення необхідно забезпечити своєчасне накопичення та цільове використання державних коштів за рахунок збору за забруднення навколишнього природного середовища. На період до 2030 року на рахунок цього державного збору (за утворення РАВ) тільки з АЕС буде відраховано понад 15 млрд. грн.

Поводження з відпрацьованим ядерним паливом

Для ВЯП українських АЕС реалізується «відкладене» рішення, яке припускає тривале (не менше 50 років) зберігання ВЯП із подальшим ухваленням остаточного рішення щодо його переробки або захоронення, яке передбачає:

■ Вивезення на технологічне зберігання та переробку ВЯП Ровенської, Хмельницької та Южно-Української АЕС до створення централізованого сховища ВЯП в Україні;

■ Забезпечення безпечної експлуатації пристанційного сховища ВЯП «сухого» типу на Запорізькій АЕС;

■ Створення централізованого сховища «сухого» типу для ВЯП реакторів ВВЕР-440 і ВВЕР-1000 діючих АЕС, а також ВЯП нових ядерних енергоблоків;

■ Розроблення стратегії та технологій безпечного поводження з продуктами переробки, в т.ч. цінних продуктів переробки ВЯП реакторів ВВЕР, що будуть повертатися з Російської Федерації;

■ Розроблення стратегії та технологій безпечного та економічно ефективного поводження з ВЯП, в т.ч. після завершення тривалого періоду зберігання.

Обсяги фінансування на спорудження централізованого сховища ВЯП в цінах 2008 року складають 3,6 млрд. грн.

Вивезення ВЯП та забезпечення безпечної експлуатації пристанційного сховища ВЯП «сухого» типу на Запорізькій АЕС, розроблення стратегії та технологій безпечного поводження з ВЯП та продуктами його переробки здійснюються за рахунок собівартості продукції АЕС.

Поточне споживання газу

У 2010 р. обсяг споживання газу в Україні склав близько 57 млрд. куб. м. За останнє десятиріччя цей показник змінювався залежно від економічної ситуації в Україні та інших факторі від 50 млрд. куб. м (у 2009 р.) до 76 млрд. куб. м (у 2005 р.). Таким чином, Україна залишається одним із найбільш значимих споживачів цього ресурсу в Європі.

Біля половини (29 млрд. куб. м) загального обсягу споживання газу витрачається на задоволення потреб населення (18 млрд. куб. м) і забезпечення системи централізованого теплопостачання, включаючи бюджетні установи та комунальних споживачів (11 млрд. куб. м). Понад 2 млрд. куб. м споживає тепло- та електроенергетика країни – вугільні ТЕС (для запуску блоків і «підсвічування» вугільного палива), ТЕЦ і блок-станції, при цьому газові блоки ТЕС за станом на 2010 р. перебувають у резерві і практично не споживають газ через його високу ціну.

Галузі промисловості сумарно споживають трохи менше 40% від загального обсягу споживання природного газу – 21 млрд. куб. м. З них на потреби металургійної галузі припадає 7 млрд. куб. м, хімічної промисловості – 6 млрд. куб. м, решти галузей промисловості – 9 млрд. куб. м.

У цілому, споживання газу в Україні можна охарактеризувати як надлишкове й нераціональне. У першу чергу це стосується населення й об'єктів комунальної теплової енергетики, оскільки тарифи на газ і тепло, вироблені на його основі, істотно занижені. Унаслідок цього, кінцеві споживачі не зацікавлені у скороченні обсягів споживання та реалізації заходів із підвищення енергоефективності. Крім того, наявна ситуація створює можливість для здійснення арбітражних операцій (спекуляцій на різниці у ціні) шляхом нецільового використання газу, який направляється на потреби населення, а технологічні втрати при розподілі тепла й газу ігноруються, і заходи з їх скорочення не вживаються.

Зазначені недоліки чинних принципів тарифоутворення особливо акцентувалися останніми роками як наслідок постійного підвищення цін на газ і відповідного збільшення різниці між тарифами для населення і промисловості.

Прогноз споживання газу