ПРОЕКТ - ua.energy · 1 ПРОЕКТ Звіт з оцінки відповідності...

Звіт з оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей

1

ПРОЕКТ

Звіт з оцінки відповідності

(достатності) генеруючих

потужностей

2017


2

ЗМІСТ

Перелік умовних позначень, символів, одиниць, скорочень і термінів ........................................ 3

ГЛОСАРІЙ ТЕРМІНІВ ...................................................................................................................... 4

ВСТУП ................................................................................................................................................ 5

1. Методологія оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей для покриття

прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного резерву .............. 6

2. Сценарні припущення щодо майбутніх умов функціонування та розвитку генеруючих

потужностей ОЕС України .............................................................................................................. 13

2.1. Відновлення територіальної цілісності країни ................................................................... 13

2.2. Економічна політика та умови розвитку економіки .......................................................... 14

2.3. Енергоспоживання та енергоефективність ......................................................................... 17 2.4. Екологія та зміни клімату ..................................................................................................... 19 2.5. Енергетичний сектор............................................................................................................. 22

2.5.1. Попередні зауваження ................................................................................................... 22 2.5.2. Аналіз стану генеруючих потужностей ОЕС України та режимів їх роботи .......... 23

2.5.2.а. Поточний стан генеруючих потужностей ОЕС України ...................................... 23

2.5.2.b. Основні показники режимів роботи генеруючих потужностей ОЕС України ... 29 2.5.2.c. Забезпеченість ОЕС України первинним, вторинним та третинним

регулюванням частоти і потужності .................................................................................. 31

2.5.2.d. Виробництво та споживання електричної енергії ................................................. 35

2.5.3. Розвиток генерації .............................................................................................................. 39

2.5.4. Паливозабезпечення ........................................................................................................... 42

3. Аналіз основних тенденцій розвитку навантаження та генерації у перспективі .................. 45

4. Представницькі сценарії розвитку генеруючих потужностей ОЕС України ......................... 52 4.1. НЕС-сценарій ......................................................................................................................... 52 4.2 Оптимістично-граничний сценарій ...................................................................................... 58

4.3 Розвиток генеруючих потужностей при оптимістичних сценарних припущеннях і при

помірному та швидкому зростанні потужностей ВЕС та СЕС ................................................ 62

4.4 Розвиток генеруючих потужностей при песимістичних сценарних припущеннях щодо

розвитку економіки та невисоких темпах розвитку ВЕС та СЕС ........................................... 66 4.5. Порівняльний аналіз сценаріїв та обґрунтування основних рішень цільового сценарію

розвитку генеруючих потужностей ............................................................................................ 68

5. Цільовий сценарій розвитку генеруючих потужностей ........................................................... 76

ВИСНОВКИ ...................................................................................................................................... 82

Список використаних джерел ......................................................................................................... 84

Додаток А .......................................................................................................................................... 91 Потужність та фактичний стан ТЕС та великих ТЕЦ ГК України станом на 01.01.2017 (без

урахування електростанцій на неконтрольованих територіях) ................................................... 91

Додаток Б ........................................................................................................................................ 102

Аналіз впливу впровадження ВЕС і СЕС на розвиток економіки, формування структури

генеруючих потужностей та зміну цін на електроенергію ........................................................ 102

Додаток В ........................................................................................................................................ 111 Структура покриття прогнозних ймовірних графіків електричних навантажень зимової та

літньої доби ..................................................................................................................................... 111


3

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, ОДИНИЦЬ,

СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ

АЕС – атомна електростанція

АПК – агропромисловий комплекс

АТО – антитерористична операція

БіоЕС – електростанції на біопаливі

ВВП – валовий внутрішній продукт

ВДВ – валова додана вартість

ВДЕ – відновлювані джерела енергії

ВЕС – вітрова електростанція

ГАЕС – гідроакумулююча електрична станція

ГЕС – гідравлічна електростанція

ГЕН – графік електричних навантажень

ГК – генеруюча компанія

ГКД – галузевий керівний документ

ГМК – гірничо-металургійний комплекс

ГТН – графік теплових навантажень

ДТЕК – Донбаська паливно-енергетична компанія

ЗППЕ – загальне первинне постачання енергії

КЕС – конденсаційна електростанція

МФУ – міжнародна фінансова установа

НПРЧ – нормоване первинне регулювання частоти

НЕС – Нова Енергетична стратегія України до 2035 року: безпека,

енергоефективність, конкурентоспроможність

НКРЕКП – Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики

та комунальних послуг

НПСВ – Національний план скорочення викидів від великих спалювальних установок

ОГСРЕ – оптимістичний граничний сценарій розвитку економіки

ОЕС – об’єднана енергетична система

ОРДЛО – окремі райони Донецької та Луганської областей

ПГСРЕ – песимістичний граничний сценарій розвитку економіки

ПГ – парникові гази

ПЕР – паливно-енергетичні ресурси

САРЧП – система автоматичного регулювання частоти і потужності

СЕС – сонячна електростанція

ТЕЦ – теплоелектроцентраль

ТЕС – теплова електростанція

ТЕС ГК – КЕС генеруючих компаній

ТНКТ – території, які тимчасово не контролюються

ENTSO-E – European Network of Transmission System Operators for Electricity


4

ГЛОСАРІЙ ТЕРМІНІВ

Відповідність (достатність) генеруючих потужностей – стан технологічного обладнання

виробників електричної енергії, який з урахуванням стану системи передачі та розподілу

електроенергії, міждержавних ліній електропередачі здатний забезпечити безпеку

постачання електричної енергії із дотриманням балансу між попитом та пропозицією в

межах об’єднаної енергетичної системи;

Структура генеруючих потужностей – розподіл генеруючих потужностей за типами

технологій виробництва електричної енергії, що розміщені на електростанціях, які

працюють в складі ОЕС і забезпечують покриття попиту споживачів електричної енергії;

Адекватність (балансова надійність) – здатність енергосистеми задовольняти сумарний

попит на електричну енергію нормативної якості споживачів в кожний момент часу з

урахуванням планових та очікуваних позапланових відключень елементів енергосистеми і

обмежень на поставки енергоносіїв;

Операційна безпека – спроможність енергосистеми постійно забезпечувати виконання

стандартів операційної безпеки в нормальному режимі її роботи та здатність якнайшвидше

повертатися до нормального режиму роботи при виникненні аварійних ситуацій.

Інші терміни вживаються в даному Звіті у значеннях, наведених у Господарському,

Цивільному кодексах України, законах України "Про ринок електричної енергії", "Про

альтернативні джерела енергії", "Про комбіноване виробництво теплової та електричної

енергії (когенерацію) та використання скидного енергопотенціалу", "Про захист економічної

конкуренції" та інших законах України, а також в Енергетичній стратегії України на період

до 2035 року "Безпека, енергоефективність, конкурентоспроможність".


5

ВСТУП

Звіт з відповідності (достатності) генеруючих потужностей розроблено відповідно до

вимог Закону України від 13.04.2017 р. №2019-VIII «Про ринок електричної енергії»[64], що

зокрема, передбачено пунктом 3 Статті 19. «Баланс попиту та пропозиції на електричну

енергію». На час виконання робіт із розробки Звіту всеохоплююча нормативно-правова

основа, що має визначати порядок його підготовки, була відсутня, зокрема, не є чинним

«Кодекс системи передачі», тому цей Звіт розроблено відповідно до основної мети,

передбаченої Законом – оцінювання відповідності (достатності) генеруючих потужностей

для покриття прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного

резерву з урахуванням вимог безпеки постачання.

Структура Звіту та його зміст відповідає вимогам Закону. Оцінювання відповідності

(достатності) генеруючих потужностей здійснено на короткострокову, середньострокову та

довгострокову перспективу, відповідно до альтернативних сценаріїв розвитку енергетики

України, зокрема, передбачених "Енергетичною стратегією України на період до 2035 року

"Безпека, енергоефективність, конкурентоспроможність", схваленою розпорядженням Уряду

від 18.08.2017р. № 605-р (далі – НЕС) [61]. Методологія моделювання попиту та пропозиції

на електричну енергію в ОЕС України ґрунтується на використанні сучасних математичних

моделей, які розроблені в Україні з урахуванням методологічних рекомендацій ENTSO-E, що

є актуальним в контексті запланованого об’єднання енергосистеми України з

енергосистемою континентальної Європи. Аналіз основних тенденцій розвитку генеруючих

потужностей здійснено з урахуванням як наявних планів генеруючих компаній, так і

актуальних та майбутніх вимог чинних нормативно-правових актів, зокрема, вимог

«Протоколу про приєднання України до Договору про заснування Енергетичного

Співтовариства», ратифікованого Законом України від 15.12.2010 №2787-VI [65].

Оцінювання ризиків ОЕС України у разі настання критичних умов її функціонування,

розрахунки режимів роботи ОЕС України за ймовірними та найгіршими сценаріями,

визначення заходів із запобігання дефіциту генеруючої та передавальної потужності

здійснено з використанням доступних Оператору системи передачі засобів математичного

моделювання та інформації.


6

1. Методологія оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей

для покриття прогнозованого попиту на електричну енергію та

забезпечення необхідного резерву

Оцінка відповідності (достатності) генеруючих потужностей здійснюється з метою

визначення можливості виконання вимог щодо адекватності (балансової надійності)

Об’єднаної енергосистеми (ОЕС) України при заданій структурі генеруючих потужностей

або при її формуванні з урахуванням пропускної спроможності передавальної електричної

мережі та можливості її розвитку. В Звіті методологічно розглядається здатність генерації

покривати навантаження з достатніми запасами (а значить, і адекватним рівнем надійності

електропостачання). Імовірнісна оцінка може виконуватися щоразу, коли вона необхідна,

але варто зазначити, що в наявності є також деякі детерміністичні показники, що

обчислюються, наприклад такий, як залишок потужності (ЗП) – різниця між надійно наявною

потужністю (тобто середньою наявною потужністю від установленої генеруючої потужності)

та навантаженням. Залишок потужності є частиною чистої генеруючої потужності, що є в

системі для покриття будь-яких несподіваних коливань навантаження й незапланових

відімкнень у контрольній точці.

Рисунок 1.1 – Концепція визначення адекватності генерації

- якщо залишок потужності є позитивною величиною, це означає, що деякий запас

генеруючої потужності, імовірно, перебуватиме в наявності в енергосистемі у

нормальних режимах;

- якщо залишок потужності є негативною величиною, це означає, що в енергосистемі,

імовірно, існуватиме дефіцит генеруючої потужності у нормальних режимах;


7

- якщо залишок потужності перевищує або дорівнює основному запасу адекватності 1,

це означає, що деяка генеруюча потужність, імовірно, буде в наявності в

енергосистемі для експорту;

- якщо залишок потужності менший за основний запас адекватності, це означає, що

енергосистема, імовірно, буде вимушена покластися на імпортні потоки перед лицем

напружених режимів.

Методологія, використана при підготовці цього звіту, враховує вимоги щодо

забезпечення національної безпеки [1] та розроблена на основі сучасних наукових підходів

до системних досліджень розвитку великих систем енергетики [2-18], оптимізації розвитку

ОЕС України в умовах ринку та забезпечення вимог адекватності [19-44], враховує

рекомендації ENTSO-E щодо оцінки адекватності енергосистеми, ефективну практику

проведення досліджень з прогнозування та планування розвитку енергосистем в країнах-

членах ENTSO-E [45-53].

Методологія базується на підході «згори-вниз» (TOP-DOWN) і передбачає:

1. Формування сценарних припущень щодо майбутніх умов розвитку та функціонування

енергетики та економіки країни на наддовгострокову перспективу – до 2040 року.

2. Проведення багатоваріантних оптимізаційних розрахунків з формування узгоджених

прогнозів розвитку економіки та енергетики України на означену перспективу при

різних припущеннях щодо майбутніх умов їх розвитку.

3. Формування, на основі багатофакторного аналізу результатів багатоваріантних

розрахунків з прогнозування розвитку економіки та енергетики, представницьких

сценаріїв розвитку генеруючих потужностей ОЕС України на наддовгострокову

перспективу та оцінка достатності запланованих заходів з розвитку генерації ОЕС

України.

4. Визначення, при необхідності, додаткових необхідних рішень щодо розвитку

генеруючих потужностей ОЕС України для кожного зі сформованих сценаріїв.

5. Розробку цільового сценарію розвитку генеруючих потужностей ОЕС України, який

мінімізує ризики порушення вимог безпеки електропостачання в період найближчих

10 років і є основою для розробки десятирічного плану розвитку системи передачі.

6. Визначення необхідних додаткових відносно запланованих заходів з розвитку

генерації, рішень з розвитку генеруючих потужностей, реалізацію яких необхідно

забезпечити або розпочати протягом найближчих 10 років.

1 Основний запас адекватності - частина чистої генеруючої потужності, що має зберігатися завжди в

готовності, щоб забезпечити надійність електропостачання впродовж усього періоду, для якого кожна контрольна точка є представницькою. Цей запас обчислюється для того, щоб можна було компенсувати збільшення навантаження з контрольного моменту часу до пікового навантаження, а також коливання навантаження чи тривалі перерви в енергопостачанні, не компенсовані оперативними резервами.


8

Реалізація даної методології, алгоритм якої наведено на рис. 1.1, забезпечується

використанням спеціалізованої системи математичних моделей [18], зокрема – моделі

розрахунку техніко-економічних та екологічних показників технологій виробництва

продукції, товарів та послуг, моделі формування узгоджених прогнозів розвитку економіки

та енергетики, моделі оптимізації структури генеруючих потужностей енергосистеми, а

також методів обґрунтування рішень в умовах невизначеності та ризиків.

Рисунок 1.2 – Алгоритм реалізації методології оцінки відповідності (достатності)

генеруючих потужностей для покриття прогнозованого попиту на

електричну енергію та забезпечення необхідного резерву


9

Оцінка адекватності в означених оптимізаційних моделях забезпечується на основі

загальних підходів до формалізації процесів розвитку та функціонування генеруючих

потужностей ОЕС України та відрізняється рівнем деталізації при моделюванні.

Вимоги адекватності в даних моделях враховуються шляхом моделювання покриття

графіків електричних навантажень для характерних діб – з максимальним та мінімальним

навантаженням, робочих та вихідних днів паводку, опалювального та неопалювального

сезонів, з урахуванням можливості похибки прогнозу попиту на електричну потужність,

необхідності наявності «гарячих» резервів і компенсації коливань потужності вітрових та

сонячних електростанцій, яка слабко прогнозується, та застосуванням коефіцієнтів

готовності генеруючих потужностей для визначення їх можливої потужності для покриття

потреби в електроенергії. Зазначені коефіцієнти готовності враховують:

технічні та технологічні обмеження;

планові поточні та капітальні ремонти обладнання;

проведення робіт з реконструкції (модернізації);

знаходження обладнання в аварійному ремонті;

консервацію обладнання;

необхідні «холодні» резерви генеруючих потужностей;

екологічні обмеження на можливість використання генеруючих потужностей.

Моделювання покриття ГЕН для найбільш складних умов роботи генерації

ОЕС України – діб з максимальним та мінімальним навантаженням, робочих та вихідних

днів паводку, здійснюється для умов ізольованої роботи енергосистеми.

При моделюванні покриття ГЕН забезпечується автоматичне виконання вимоги N-1.

Оцінка адекватності при моделюванні покриття попиту на електричну потужність

забезпечується шляхом введення у відповідний баланс попиту-пропозиції на електричну

потужність для кожної ступені ГЕН змінних, при порушенні цього балансу, виникаючих

дисбалансів через неможливість забезпечити його виконання при заданих обмеженнях на

встановлену потужність генерації та прийнятих коефіцієнтах готовності. Ці змінні входять

до критерію оптимізації зі «штрафними» значеннями, тобто їх вибір для покриття балансу

попиту-пропозиції буде найгіршим із можливих рішень, і вони приймуть значення більше

нуля лише при недостатності генеруючих потужностей для покриття попиту або при

недостатній маневреній спроможності генерації для компенсації змін та коливань потужності

вітряних та сонячних електростанцій.


10

Таким чином, баланси попиту-пропозиції для n-ступеня ГЕН для доби g, n=1÷N,

g=1÷8, у t етапі розрахункового періоду, t=1÷T, у спрощеному вигляді формалізуються

таким чином:

01 1

HPHMPY ngtngt

K

k

I

iingtkngt

, (1.1)

де: Y –потужність k типу технології генерації, яка використовується для

покриття попиту на відповідній ступені ГЕН і визначається з урахуванням

власних потреб на виробництво електроенергії та коефіцієнтів готовності, які

визначають її «доступність» для використання, k=1÷K, P – попит на

електричну потужність i споживача, з урахуванням втрат а транспортування

та розподіл електричної енергії, i=1÷I, який необхідно забезпечити, HP та

HM – змінні, які забезпечують можливість отримати рішення при порушенні

балансу, через неможливість забезпечити його виконання при заданих

обмеженнях на встановлену потужність генерації та прийнятих коефіцієнтах

готовності.

Попит на електроенергію визначається як сума добутків потужності споживачів на

всіх ступенях ГЕН характерних діб на їх тривалість.

В моделях формування узгоджених прогнозів розвитку економіки та енергетики

забезпечується визначення структури генеруючих потужностей ОЕС України, при певних

сценарних припущеннях, на основі:

формування балансів виробництва-споживання продукції, товарів та послуг з

урахуванням необхідного їх імпорту та можливостей їх експорту;

формування балансів покриття ГЕН та графіків теплових навантажень (ГТН);

забезпечення збалансованості попиту домогосподарств, сектору державного

управління та використання інвестиційних ресурсів з рівнем валового внутрішнього

продукту (ВВП) та додаткових фінансових ресурсів, які залучаються для забезпечення

означеного попиту та інвестиційних потреб;

врахування екологічних вимог та обмежень, зокрема, щодо викидів парникових газів;

врахування вимог щодо розвитку відновлювальних джерел енергії (ВДЕ).

Основними сценарними припущеннями, які використовуються при формуванні моделі

для визначення узгоджених прогнозів розвитку економіки та енергетики, є такі:

нормативно-правова база регулювання економічної діяльності, розвитку та

функціонування енергетики;

можливі обсяги експорту продукції, товарів та послуг;


11

необхідні обсяги імпорту продукції, товарів та послуг;

техніко-економічні та екологічні показники існуючих та нових (реконструйованих)

виробництв продукції, товарів та послуг, їх типові ГЕН, тощо;

необхідні інвестиції у створення (реконструкцію) виробництв продукції, товарів та

послуг;

обсяги попиту домогосподарств з різним рівнем доходів у продукції, товарах та

послугах;

обсяги попиту сектору державного управління у продукції, товарах та послугах;

екологічні вимоги та обмеження;

плани розвитку генеруючих потужностей компаній;

вимоги щодо впровадження ВДЕ.

Формування цих припущень базується на основі постійного збору, моніторингу та

аналітичної обробки наступної інформації:

нормативно-правової бази України та можливих напрямків її змін, зокрема, стосовно

питань, що стосуються розвитку економіки та енергетики країни;

даних державної та відомчої статистичної звітності щодо розвитку економіки та

енергетики в попередні роки;

наукових та аналітичних звітів та матеріалів, а також іншої інформації, що стосується

геополітичної ситуації, стану, проблем та перспектив розвитку світової та вітчизняної

економіки й енергетики;

показників функціонування ОЕС України;

планів розвитку ОЕС України тощо.

За результатами моделювання визначаються рівні розвитку галузей економіки країни,

рівні імпорту й експорту продукції, товарів та послуг, прогнозні рівні та режими

електроспоживання, доцільна структура генеруючих потужностей та джерел

теплопостачання для забезпечення потреб економіки країни, потреба в паливно-

енергетичних ресурсах, рівні викидів ПГ та забруднювачів при виробництві електричної та

теплової енергії, зміна кількості домогосподарств з різними рівнями доходів тощо, для

кожного варіанту виконаного прогнозу.

На основі аналізу отриманих результатів багатоваріантного прогнозування розвитку

економіки та енергетики країни визначаються сценарні припущення для формування

представницьких сценаріїв розвитку генеруючих потужностей ОЕС України, які визначають

найбільш імовірні та граничні майбутні умови функціонування та розвитку ОЕС України –

перспективний попит електричної потужності та енергії, обмеження на викиди ПГ та


12

можливість використання різних видів первинних ПЕР, розвитку джерел генерації

електричної енергії на базі використання ВДЕ.

На основі цієї інформації, з використанням моделі оптимізації структури генеруючих

потужностей, формуються представницькі сценарії розвитку генерації та оцінюється

відповідність (достатність) запланованих заходів з її розвитку, для надійного забезпечення

потреб країни в електричній енергії та потужності, а також визначаються, при неможливості

забезпечити вимоги адекватності лише за їх рахунок, необхідні додаткові рішення з розвитку

генерації.

Ці сценарії демонструють характерні напрями трансформації генерації при певних

сценарних припущеннях щодо розвитку економіки та енергетики країни.

На основі порівняльної оцінки представницьких сценаріїв розвитку генеруючих

потужностей енергосистеми визначається цільовий сценарій їх розвитку. При його розробці

головна увага приділяється мінімізації ризиків щодо можливості порушення вимог безпеки

постачання електроенергії у перспективі найближчих 10 років та визначенню заходів з

розвитку генерації ОЕС України, реалізацію яких (або початок реалізації) необхідно

здійснити в цей період.

Через відсутність можливості коректної оцінки впливу впровадження систем

управління попитом на режими електроспоживання та значні ризики при впровадженні

таких систем в контексті забезпечення вимог операційної безпеки, методологія не враховує

цей вплив на розвиток генерації, який буде враховуватись при появі додаткової інформації

щодо ефективності таких систем, оцінки ризиків їх впровадження тощо.

При оцінці перспективного ВВП використано некоректний показник $ млрд. ПКС

який неможливо розрахувати на перспективу, але який використано у НЕС. Тому ВВП у цих

одиницях визначався на основі зміни його обсягів у співставних цінах у окремі етапи

розрахункового періоду помноженого на ВВП у $ млрд. ПКС 2015 року наведеного у НЕС.


13

2. Сценарні припущення щодо майбутніх умов функціонування та

розвитку генеруючих потужностей ОЕС України

2.1. Відновлення територіальної цілісності країни

Події 2014 року різко змінили геополітичну ситуацію у світі через анексію

Автономної республіки Крим Російською Федерацією (РФ), відкриту підтримку нею

сепаратизму на сході країни, завдяки якій Україна втратила контроль над частиною окремих

районів Луганської та Донецької областей, що обумовило виникнення ситуації гібридної

війни між Україною та РФ, призвело до різкого ускладнення соціально-економічної ситуації

в країні та значних людських жертв.

Незважаючи на підтримку щодо відновлення територіальної цілісності країни

міжнародною спільнотою, що у першу чергу стосується США, Канади, країн Європейського

Союзу та багатьох інших, які ввели цілу низку санкцій проти РФ, на сьогодні важко реально

оцінити, коли Україна зможе відновити свій суверенітет над означеними територіями і на

яких умовах це відбудеться, який економічний та людській потенціал залишився на

територіях, що тимчасово не контролюються владою країни.

Припущення щодо оптимістичного розвитку подій по відновленню територіальної

цілісності країни під тиском міжнародної спільноти, яке поступово переростає у відкрите

протистояння країн Заходу та РФ, реінтеграція територій Донбасу, які тимчасово не

контролюються, до складу України може відбутися в період найближчих 2-3 років, а Криму

– в період 2025-2030 років, бо без кардинальної зміни владної еліти в РФ це фактично

неможливо (варіант сценарних припущень №1).

При песимістичному сценарії розвитку подій ситуація на ТНКТ Донбасу буде надовго

заморожена по типу Придністровського конфлікту, але у значно більш жорсткій формі – без

економічних зв’язків між Україною та ТНКТ. Також за цим сценарієм анексія Криму РФ

буде продовжуватись ще багато років (варіант сценарних припущень №2).

Проміжним, вірогідним сценарієм (варіант сценарних припущень №3) є відновлення

економічних зв’язків з ТНКТ у 2020 році з подальшим вирішенням політичних питань

реінтеграції до складу України в період до 2025 року, та відсутності прогресу у відновленні

суверенітету над Автономною республікою Крим в період, що розглядається.

Сценарій 2 відповідає песимістичним припущенням, сценарій №1 – оптимістичним, а

сценарій №3 є проміжним.


14

2.2. Економічна політика та умови розвитку економіки

На сьогодні економіка України знаходиться у вкрай важкому стані після подій 2014

року – різка зміна політичного курсу, анексія Криму та відкрита підтримка Російською

Федерацію сепаратизму на сході країни, і як наслідок – військові дії, руйнація значної

частини об’єктів промисловості, агросектору і транспортно-логістичної інфраструктури,

розрив виробничої кооперації, агресивне закриття Російською Федерацією ринку для

українських виробників, блокування нею транзиту продукції України до третіх країн тощо.

Поряд із цим, постійні коливання світових цін та попиту на провідні позиції вітчизняного

експорту, від обсягів якого в значній мірі залежить економічна ситуація в країні, створюють

додаткові ризики щодо можливостей забезпечення сталого зростання економіки країни у

перспективі.

Усі ці чинники обумовили різке падіння ВВП, майже на 16%, в період 2014 – 2016 рр.

у порівняльних цінах, в той час як у доларовому еквіваленті він скоротився більш ніж в 2

рази (табл. 2.1) на рівні 2015 року.

Таблиця 2.1 – Основні макроекономічні показники України в 2012-2016 роках

Показник 2012 2013 2014 2015 2016

Номінальний ВВП, млрд. грн. 1408.9 1454.9 1566.7 1979.5 2383.2

Номінальний ВВП, $ млрд. 175.8 183.3 131.8 90.6 93.3

ВВП в цінах 2012 року, млрд. грн. 1408.90 1408.90 1317.41 1187.30 1212.42

ВВП на душу населення, $ 3857 4195 3063 2038 2186

Але поряд з означеними факторами існують інші, які обумовлюють те, що періодичне

виникнення економічних криз у країні закладено в моделі національної економіки,

сформованій в Україні ще за часів СРСР.

Тому найбільший розвиток в економіці країни отримали енергоємні галузі економіки

– паливно-енергетичний та гірничо-металургійний комплекси, агропромисловий комплекс,

хімічна промисловість, промисловість будівельних матеріалів, важке машинобудування,

транспорт. Це, поряд з низькою ефективністю використання паливно-енергетичних ресурсів,

що було економічно виправданим при низьких цінах на них в умовах СРСР, робило рівень

енергоємності валового внутрішнього продукту України значно вищим, ніж в розвинених

країнах. За роки незалежності саме використання цього потенціалу в значній мірі визначало

формування ВВП країни за рахунок роботи підприємств ГМК, хімічної промисловості та

важкого машинобудування, які в значній мірі переорієнтувались на експорт, і до яких в

останні роки приєднався АПК країни. Але цілий ряд галузей, у першу чергу орієнтованих на

покриття внутрішнього кінцевого попиту, Україна фактично втратила.


15

Це обумовило створення економічної моделі, яка базується на експорті енергоємної

продукції з низьким рівнем переробки – руда, сталь, аміак, мінеральні добрива, зерно тощо,

та імпорт основної частини інвестиційної продукції та кінцевого попиту з високим рівнем

переробки – автомобілі, IT-технології, одяг, взуття, побутова техніка тощо, а також

енергоносіїв, що в першу чергу стосується ядерного палива, природного газу та

нафтопродуктів, а в останні роки і вугілля. Поряд із цим, фінансово-кредитна політика в

Україні спрямовувалась не на забезпечення потреб ефективного розвитку реального сектору

промислового виробництва, без чого неможливо забезпечити розвиток інших секторів

економіки країни, а в значній мірі орієнтувалась на кредитування сфери послуг та населення

при високих банківських ставках, як по кредитах, так і по депозитах, в тому числі валютних,

при низькій якості формування кредитних портфелів.

Така модель є вкрай вразливою через значну залежність стану економіки країни від

ситуації на зовнішніх ринках, коливань цін на енергоресурси та продукцію, орієнтовану на

експорт, курсу національної валюти, тощо.

Якщо узагальнити інші проблеми поточного стану економіки країни, то до ключових

проблем, в залежності від термінів вирішення яких в значній мірі будуть залежати майбутні

темпи та напрямки розвитку економіки країни, рівні та режими електроспоживання,

необхідно віднести такі:

1. Критичний стан основних засобів галузей економіки України, ступінь зношеності

яких у більшості видів економічної діяльності в Україні невпинно зростає, а використання, у

першу чергу в промисловості, застарілих, неефективних і ресурсоємних засобів виробництва

негативним чином впливає на конкурентоспроможність продукції українського виробництва

на внутрішньому та зовнішніх ринках – обмежує реалізацію економічного потенціалу

країни, обумовлює високі питомі рівні енергоспоживання та викидів ПГ, що призводить до

забруднення довкілля.

2. Значні ризики інвестиційної діяльності в Україні, пов’язані з інституційними

чинниками – низькою ефективністю державної політики в сфері регулювання та підтримки

вітчизняного виробника, рівнем захисту інвестицій, корупцією в гілках державного

управління, правоохоронної та судової системи. У період після 2014 року ці ризики

посилилися внаслідок бойових дій в зоні антитерористичної операції та стану гібридної

війни з РФ. Сукупна дія зазначених чинників змушує суб’єктів господарювання

відмовлятися або відкладати на майбутні періоди реалізацію інвестиційних проектів. Поряд з

цим відбувається і виведення національного й іноземного капіталу з України через означені

чинники.


16

3. Відсутність ефективної системи державної підтримки сталого розвитку економіки

країни та забезпечення економічної безпеки – національної програми оновлення

інфраструктури, іпотечного кредитування населення, розробки та впровадження інновацій,

підтримки експортерів, реально діючих фінансових організацій для їх фінансування типу

вітчизняного Банку реконструкції та розвитку, Банку підтримки експортерів, Іпотечного

банку, тощо. В умовах, коли використання комерційних кредитів вітчизняних банків для

оновлення основних фондів на базі новітніх, ресурсозберігаючих та енергоефективних

технологій, а також для створення нових виробництв продукції, товарів та послуг,

впровадження інновацій через їх високу вартість та короткий термін надання, практично

нівелює роль комерційної банківської системи країни, для основної частини середнього та

малого бізнесу, як джерела інвестицій, перш за все її реального сектору, а значні курсові

ризики при використанні кредитів міжнародних фінансових установ та іноземних банків у

валюті, низьку довіру кредиторів щодо платоспроможності вітчизняних позичальників

обумовлює складність залучення інвестицій в розвиток економіки України з цього джерела, а

при наданні таких кредитів створює додатковий негативний тиск на курс національної

валюти та веде до втрати ВВП, відсутність таких інституцій є значним гальмом можливості

забезпечення економічного зростання країни з високими темпами.

4. Значна частка економіки країни знаходиться у «тіні», що поряд з використанням

схем фактичного ухиляння від оподаткування – використання офшорів основною часткою

експортерів, веде до величезних втрат ВВП та надходжень до бюджету і є однією з причин

високої енергоємності ВВП, значення якої, після відповідного коригування, суттєво нижче,

ніж за офіційними оцінками.

5. Політика дешевої робочої сили, коли навіть домогосподарства з працюючими в

економіці країни членами родин, у багатьох випадках знаходяться на межі бідності, або

навіть за нею, обумовлює великомасштабну трудову міграцію – роботу за кордоном на

постійній або тимчасовій основі. Це, з одного боку, є значною підтримкою купівельної

спроможності домогосподарств країни і, як наслідок, країн, в яких є трудові мігранти, а з

іншого, стимулює процес перетворення трудових мігрантів на іммігрантів, що у першу чергу

стосується висококваліфікованих спеціалістів – науковці, інженери, лікарі, кваліфіковані

робочі та інші.

6. Значна кредитна заборгованість держави та суб’єктів господарювання, яка

постійно зростає, що потребує збільшення видатків на їх обслуговування, особливо з огляду

на рішення щодо умов реструктуризації частки державної заборгованості.

7. Політика «затягування поясів» за рахунок населення веде до скорочення

платоспроможного попиту домогосподарств, який постійне знижується, перш за все через


17

зростання цін на енергоносії з усіма мультиплікаційними ефектами – зростання цін на інші

види продукції, товарів та послуг (підвищення цін для населення не знижує ціни на

енергоресурси для інших споживачів), що веде до нової спіралі зростання вартості

енергоносіїв з відповідними наслідками.

8. Проведення реформ не здійснюється на науково-обґрунтованій системній основі, а

головним чином зведене до прийняття нових законів і нормативних актів, які приймаються

на виконання міжнародних зобов’язань України та під певним тиском міжнародних

кредиторів та донорів, і практично не пов’язане з задачами забезпечення сталого зростання

економіки країни.

9. Монополізація окремих ринків та непрозорість ціноутворення на них.

З урахуванням означеного, при формуванні варіантів розвитку структури генеруючих

потужностей при прогнозуванні узгодженого розвитку економіки та енергетики приймалися

наведені в таблиці 2.3 ключові якісні припущення щодо умов розвитку економіки у

перспективі.

2.3. Енергоспоживання та енергоефективність

В останні роки споживання ПЕР суттєво знизилось (табл. 2.2), що обумовлено

означеними раніше політичними та економічними факторами, а не проведенням активної

політики підвищення енергоефективності в країні, що ілюструє зміна макроекономічних

показників та обсягів споживання ПЕР в період 2012 – 2016 рр. (рис. 2.1).

Таблиця 2.2 – Споживання енергоресурсів

Енергоресурс Одиниця виміру 2012 2013 2014 2015 2016

Електроенергія млрд. кВт. год. 187.70 182.60 167.50 148.30 147.10

Теплова енергія млрд. кВт. год. 168.63 151.02 114.48 98.30 85.00

Вугілля млн. т 73.30 71.30 53.90 45.30 53.40

Газ природний млрд. м3 53.50 49.70 38.60 32.80 31.90

Моторні палива млн. т у. п. 15.393 14.95 12.449 10.536 9.799

Біомаса млн. т у. п. 2.17 2.68 2.76 3.00 3.30


Таблиця 2.3 – Основні сценарні припущення щодо економічної політики та умов розвитку економіки

№ Характеристика Тип припущення

Оптимістичний Вірогідний Песимістичний

1 Створення сприятливого інвестиційного клімату

До 2020 року До 2025 року Практичне збереження існуючої ситуації

2 Державна підтримка інвестиційних проектів вітчизняних суб’єктів господарювання

Значна, комплексні національні програми розвитку та підтримки секторів економіки з орієнтацією на вітчизняного виробника, впровадження на рівні 2020 року

Підтримка проектів з розвитку інфраструктурних галузей, впровадження на рівні 2020 року

Підтримка критичних проектів з розвитку інфраструктурних галузей, впровадження на рівні 2020 року

3

Наявність державних фінансових установ для інвестування розвитку економіки вітчизняними суб’єктами господарювання

Є, впровадження до 2020 року Є, впровадження до 2025 року Нема

4 Державна підтримка експортерів та відповідних фінансових установ


5 Державна підтримка іпотечного кредитування та відповідних фінансових установ


6 Кон’юнктура зовнішніх ринків Сприятлива Коливання, приблизно існуючий рівень

Не сприятлива

7 Зниження частки офшорних схем ухилення від податків при веденні господарської діяльності

Швидке, основне здолання цієї схеми ухилення від податків до 2020 року

Помірне, основне здолання цієї схеми ухилення від податків до 2025 року

Практично відсутнє

8 Політика в сфері доходів населення Мінімальній рівень зарплат та пенсій не менш реального прожиткового мінімуму

Поступове підтягування мінімальних зарплат та пенсії до прожиткового мінімуму, монетаризація державних субсидій та скорочення верств населення та соціальних груп яким вони надаються

Збереження існуючої практики - мінімальні зарплати та пенсії та державні субсидії

9 Політика захисту вітчизняного виробника на внутрішньому ринку

Активна в межах міжнародних зобов’язань

Лише критичних секторів економіки в контексті забезпечення вимого національної безпеки в межах міжнародних зобов’язань

Відсутня

10 Демонополізація ринків та прозоре ціноутворення

До 2020 року До 2021 року До 2025 року


З огляду на те, що в короткостроковій перспективі відновлення економічного

зростання з достатньо високими темпами можливо за рахунок завантаження існуючих

виробничих потужностей, то можна очікувати, що високими будуть і темпи росту

енергоспоживання. При цьому додатковим фактором такого зростання може стати і

поліпшення економічного стану домогосподарств, бо реальне споживання ними ПЕР значною

мірою обумовлено не необхідним їм рівнем для забезпечення комфортного життя, а

можливостями оплати їх споживання.

Суттєве поліпшення показників енергоефективності вітчизняної економіки у

перспективі можливе лише при швидкому оновленні основних фондів в усіх галузях

економіки та оновлення парку домашніх приладів, транспортних засобів на рівні

домогосподарств, проведення комплексних робіт з термомодернізації будівель, узгоджене з

реконструкцією систем опалення та гарячого водопостачання.

Можливі терміни вирішення цих завдань в значній мірі будуть залежати від

економічної державної політики у перспективі та умов розвитку економіки країни.

2.4. Екологія та зміни клімату

На сьогодні Україна прийняла на себе цілу низку міжнародних зобов’язань стосовно

зниження негативного пливу на довкілля та обмеження викидів парникових газів при вступі

до Енергетичного співтовариства, підписанні Угоди про Асоціацію з Європейським Союзом,

ратифікації Паризької кліматичної угоди, тощо.

Відповідно до Протоколу про приєднання України до Договору про заснування

Енергетичного Співтовариства, Директива має бути імплементована до 1 січня 2018 року.

Згідно Плану заходів щодо виконання зобов’язань в рамках Договору про заснування

0

20

40

60

80

100

120

2012 2013 2014 2015 2016

% д

о 2

01

2 р

ок

у

ВВП в цінах 2012 року

Зміна ВВП, $

Електроенергія

Вугілля

Газ природний

Моторні палива

Біомаса

Рисунок 2.1 – Зміна макроекономічних показників та споживання ПЕР в 2012 – 2016 рр.


20

Енергетичного Співтовариства, було необхідно розробити заходи та методологію стосовно

встановлення граничного рівня викидів деяких забруднювачів у атмосферу великими

спалювальними установками до 1 січня 2018 року.

З огляду на те, що на теплових електростанціях здійснюється лише очистка димових

газів від золи (з усередненою ефективністю до 95 % і концентраціями викидів до 1000-

1500 мг/нм3), димові гази не очищаються від оксидів сірки, концентрації викидів яких

становлять 3000-8000 мг/нм3, та окислів азоту, концентрація яких складає до 1600 мг/нм

3, це

було дуже амбітною ціллю, враховуючи високу вартість систем очищення викидів ПГ та

жорсткість вимог означеної директиви.

Неможливість своєчасного виконання вимог Директиви 2001/80/ЕC [57] та прийняття

на її заміну Директиви 2010/75/EС [58], обумовили розробку Національного плану

скорочення викидів від великих спалювальних установок (далі - НПСВ) [66], який є

ключовим документом щодо захисту атмосферного повітря, оскільки встановлює чіткі

кількісні обмеження та часові терміні їх досягнення по викидах забруднюючих речовин від

теплових електростанцій, які є найбільшим джерелом промислового забруднення

навколишнього середовища, саме на основі вимог цієї Директиви, які хоч і є більш

жорсткими (табл. 2.4), але дають значно більше часу на вирішення екологічних проблем.

На сьогодні НПСВ переданий для схвалення до Кабінету Міністрів України, а

необхідність інвестування передбачених ним заходів задекларована в документі "Енергетична

стратегія України на період до 2035 року "Безпека, енергоефективність,

конкурентоспроможність", схваленому розпорядженням Уряду від 18 серпня 2017 р. № 605-р,

що було враховано при формуванні обмежень на можливість розвитку генеруючих

потужностей ОЕС у перспективі.

Таблиця 2.4 – Граничнодопустимі концентрації забруднюючих речовин у димових газах

енергоблоків тепловою потужністю від 500 МВт за Директивами ЄС, мг/м3

Вид палива Забруднювач

Вугілля Мазут Природний

газ Вугілля Мазут Природний газ

Директива 2001/80/ЕС

Нова установка Існуюча установка*

SO2 200 200 35 400 400 35

NОx 200 200 100 200 400 200

Пил 30 30 5 50 50 5

Директива 2010/75/EC

Нова установка Існуюча установка*

SO2 150 (200 для ЦКШ) 150 35 200 200 35

NОx 150 100 100 200 150 100 (50 для ГТУ)

Пил 10 10 5 20 20 5

*В рамках Рішення Ради міністрів Енергетичного Співтовариства D/2013/05/MC-EnC існуючими вважаються установки, що отримали дозвіл на роботу до 1 січня 2018 року або введені в експлуатацію до 1 січня 2019 року [54].

http://www.kmu.gov.ua/control/uk/cardnpd?docid=250250456




21

Значний вплив на розвиток економіки та енергетики буде мати жорсткість зобов’язань

щодо обмеження викидів ПГ.

На сьогодні Україна має зобов’язання не перевищити обсяги викидів у період дії

Кіотського протоколу, які складають не більше 74% від рівня цих викидів в Україні у

1990 році, коли вони склали біля 960 млн. т СО2 екв., та не перевищення обсягів викидів у

60% від означених обсягів в період дії Паризької кліматичної угоди.

Ці зобов’язання мають бути уточнені в період до 2020 року, і існує висока ймовірність

їх перегляду в бік зменшення можливих обсягів викидів ПГ Україною, з огляду на те, що

рівень викидів в останні роки значно впав – на 25% у 2015 році по відношенню до рівня

2013 року, і склав 33,6% від рівня 1990 року, та на амбітну оцінку щодо можливостей

України переходу на шлях низьковуглецевого розвитку по прикладу найбільш розвинених

країн світу, з неповним урахуванням різниці в економічному потенціалі, поточних цілей та

завдань їх економік і вітчизняної економіки. При цьому вже прийняті зобов’язання можна

переглядати лише в бік зростання жорсткості вимог щодо можливостей викидів ПГ.

З урахуванням означеного було прийнято два варіанти сценарних припущень.

Перший варіант передбачає збереження достатньо високих рівнів викидів ПГ на

перспективу – не менше 60% в період до 2030 року та 50% в період до 2040 року, що

відповідає цільовим показникам НЕС.

Другий, амбітний варіант щодо скорочення викидів до рівня 30% на період до 2030

року та 25% на період до 2040 року, який спирається на показники ЗППЕ наведені в НЕС.

Також суттєвий вплив на розвиток економіки та енергетики країни будуть мати

механізми державного регулювання обсягів викидів ПГ.

На сьогодні Україна планує запровадити ринковий механізм регулювання обсягів

викидів ПГ на базі системи торгівлі квотами на викиди. В залежності від того, як саме буде

організована система такої торгівлі, зокрема, щодо надання частки квот на безоплатній основі

та вартості відповідних квот, в значній мірі буде залежати порівняна ефективність

впровадження різних технологій генерації електроенергії та доцільності збереження в роботі

існуючих.

В якості сценарних припущень було прийнято також два варіанти – низьких та

високих цін на викиди. За першого ціна зростає в період з 2020 р. до 2040 р. з 30 грн до 600

грн за тону СО2 екв. на рівні 2040 року. За другого зростання в цей період цін за тону СО2 екв.

передбачається зі 150 грн до 1500 грн.

Зміни клімату також будуть обумовлювати суттєвий вплив на режими та рівні

електроспоживання, на функціонування ОЕС через зростання інтенсивності та тривалості

екстремальних погодних явищ, на зміну тривалості опалювального та неопалювального

сезонів при скороченні періоду «весна-осінь», тощо [55, 56].


22

Ці чинники враховувались при формуванні графіків потреби окремих груп споживачів

в електричній потужності та при визначені показників готовності генерації.

2.5. Енергетичний сектор

2.5.1. Попередні зауваження

Розробка одного з варіантів сценарних припущень в енергетичному секторі базувалась

на положеннях та орієнтирах НЕС, а також на її кількісних показниках – прогнозах

загального первинного постачання енергоносіїв (ЗППЕ) і виробництва електроенергії

(табл. 2.5 та 2.6). Поряд з цим, було враховано, що у НЕС відзначається: «Натомість, у зв’язку

з відсутністю на час розробки НЕС довгострокового прогнозу соціально-економічного

розвитку держави та високим рівнем політичної й економічної невизначеності у країні,

прогнозні показники ЗППЕ у процесі реалізації НЕС потребуватимуть уточнень із

застосуванням сучасної практики та методів прогнозного моделювання, які

використовуються країнами ЄС».

Сценарні припущення щодо можливостей розвитку генерації, за винятком вітрових та

сонячних електростанцій, будувались шляхом визначення обмежень щодо можливості

використання існуючих потужностей, їх реконструкції, подовження терміну роботи та нового

будівництва у перспективі.

Особливості формування сценарних припущень щодо можливостей розвитку ВЕС та

СЕС наведені у підрозділі 2.5.3.

Таблиця 2.5 - Структура ЗППЕ України, млн т н.е. (за даними НЕС) Джерело первинного постачання енергії

2010 2015 2020 2025 2030 2035

Вугілля 38.3 27,3 18 14 13 12

Природний газ 55.2 26,1 24.3 27 28 29

Нафтопродукти 13.2 10.5 9.5 8 7.5 7

Атомна енергія 23.4 23 24 28 27 24

Біомаса, біопаливо та відходи 1,5 2,1 4 6 8 11

Сонячна та вітрова енергія 0 0.1 1 2 5 10

ГЕС 1,1 0,5 1 1 1 1

Термальна енергія* 0.5 0.5 1 1.5 2

Всього 132.3 90.1 82.3 87 91 96

* - Термальна енергія довкілля та скидні ресурси техногенного походження.


23

Таблиця 2.6 – Орієнтовний прогноз виробництва електроенергії до 2035 р.,

млрд кВт·год (за даними НЕС)

Найменування складових структури генерації електричної енергії

2015 2020 2025 2030 2035

Виробництво електричної енергії, у т.ч.: 163,7 164 178 185 195

АЕС 87,6 85 91 93 94

ТЕС/ТЕЦ 67,5 60 64 63 63

Гідро 7 10 12 13 13

ВДЕ 1,6 9 12 18 25

З огляду на невизначеність можливостей імпорту та експорту електроенергії у

перспективі в умовах впровадження нової моделі ринку електроенергії та планованого

переходу на паралельну роботу з ЕNTSO-E, прийнято на протязі всього періоду, що

розглядається, можливість експорту у обсязі 7 млрд. кВт·год.

2.5.2. Аналіз стану генеруючих потужностей ОЕС України та режимів їх роботи

2.5.2.а. Поточний стан генеруючих потужностей ОЕС України

Загальна встановлена потужність електричних станцій ОЕС України на кінець 2016

року (без енергогенеруючих об’єктів Кримської електроенергетичної системи) складає 55,3

ГВт, з яких 62% припадає на теплові електростанції (ТЕС, ТЕЦ, блок-станції), 25% – на

атомні електростанції (АЕС), 11,2% – на гідроелектростанції (ГЕС) і гідроакумулюючі

електростанції (ГАЕС), 1,7% – на електростанції, що працюють на альтернативних джерелах

енергії – ВЕС, СЕС, БіоЕС (табл.2.7).

На кінець 2016 року встановлена потужність ГЕС та ГАЕС ОЕС України становить 6,2

ГВт.

Таблиця 2.7 – Встановлена потужність електричних станцій ОЕС України

Рік

Сумарна встанов-

лена потуж-ність

АЕС % ТЕС ГК

%

ТЕЦ та

інші ТЕС

% ГЕС та

ГАЕС %

ВЕС СЕС та

БіоЕС

%

2012 53.8 13.8 25.7 27.4 51.0 6.5 12.1 5.5 10.2 0.6 1.1

2013 54.5 13.8 25.4 27.6 50.7 6.6 12.2 5.5 10.0 0.9 1.7

2014 55.1 13.8 25.1 27.7 50.3 6.6 12.0 5.9 10.6 1.1 2.0

2015 54.8 13.8 25.2 27.8 50.7 6.5 11.8 5.9 10.7 0.8 1.5

2016 55.3 13.8 25.0 27.8 50.3 6.5 11.8 6.2 11.2 1.0 1.7


24

*З 2015 року без урахування Кримської електроенергетичної системи

Рисунок 2.2 – Структура встановленої потужності електростанцій ОЕС України


25

Основні генеруючі потужності ОЕС України зосереджені на:

- чотирьох атомних електростанціях (15 енергоблоків, з яких 13 – потужністю по

1 000 МВт і 2 – потужністю 415 та 420 МВт);;

- каскадах з 8 гідроелектростанцій на річках Дніпро й Дністер із загальним числом

гідроагрегатів – 103 одиниці, а також 3 гідроакумулюючих станціях (11 ГА з

потужністтю від 33 МВт до 324 МВт);

- 14 ТЕС із блоками одиничною потужністю 150, 200, 300 і 800 МВт (97 енергоблоків, у

тому числі потужністю: 150 МВт – 6, 200 МВт – 42, 300 МВт – 42, 800 МВт – 7 одиниць

та 4 турбогенератора), а також 3-х великих ТЕЦ з енергоблоками 100 (120) МВт та

250 (300) МВт;

Рисунок 2.3 – Основні генеруючі потужності ОЕС України

На більшості енергоблоків АЕС встановлені реактори серії ВВЕР-1000 (модель В-320),

які за технічними характеристиками подібні до закордонних реакторів PWR. Три атомні

енергоблоки вже відпрацювали свій проектний 30-річний ресурс, і термін їх експлуатації

подовжено ще на 10 років (табл. 2.8). Найближчим часом закінчиться проектний термін

експлуатації ще 3-х атомних енергоблоків. Одним із пріоритетних завдань діяльності

експлуатуючої організації-оператора АЕС ДП «НАЕК «Енергоатом» є продовження термінів

експлуатації діючих енергоблоків після вичерпання призначеного терміну служби .

Обґрунтована тривалість додаткового строку експлуатації енергоблоків АЕС становить від 10

до 20 років і визначається в кожному конкретному випадку за результатами виконання

переоцінки безпеки.


26

Таблиця 2.8 – Строки експлуатації українських АЕС

Електрична станція

№ енерго-блока

Електрична потужність,

МВт

Тип реакторної установки

Дата введення в експлуата-

цію

Проектна дата закінчення

терміну експлуатації

Стан виконання робіт з ПСЕ

енергоблоків

Рівненська АЕС

1 420 В-213 22.12.1980 22.12.2010

Термін експлуатації

продовжено до 22.12.2030

2 415 В-213 22.12.1981 22.12.2011

Термін експлуатації продовжено

до 22.12.2031

3 1000 В-320 21.12.1986 11.12.2017 Виконуються

4 1000 В-320 10.10.2004 07.06.2035 Плануються

Южно-Українська

АЕС

1 1000 В-302 31.12.1982 02.12.2013


до 02.12.2023

2 1000 В-338 09.01.1985 12.05.2015


до 31.12.2025

3 1000 В-320 20.09.1989 10.02.2020 Виконуються

Запорізька АЕС

1 1000 В-320 10.12.1984 23.12.2015


до 23.12.2025

2 1000 В-320 22.07.1985 19.02.2015


до 19.02.2025

3 1000 В-320 10.12.1986 05.03.2017 Виконуються

4 1000 В-320 18.12.1987 04.04.2018 Виконуються

5 1000 В-320 14.08.1989 27.05.2020 Плануються

6 1000 В-320 19.10.1995 21.10.2026 Плануються

Хмельницька АЕС

1 1000 В-320 22.12.1987 13.12.2018 Плануються

2 1000 В-320 07.08.2004 07.09.2035 Плануються

Гідроенергетика відіграє винятково важливу роль у функціонуванні української

енергосистеми, оскільки ГЕС і ГАЕС є фактично єдиним джерелом її пікових потужностей,

крім того, гідроакумулюючі електростанції роблять внесок у згладжування нічних «провалів»

споживання електроенергії (табл. 2.9).

Найбільшою гідрогенеруючою компанією України є ПрАТ «Укргідроенерго». До

складу компанії входять дев'ять станцій на річках Дніпро і Дністер - Київська, Канівська,

Кременчуцька, Середньодніпровська, Дніпровська, Каховська ГЕС, Київська

гідроакумулююча електростанція (ГАЕС) і Дністер - Дністровська ГЕС та Дністровська

ГАЕС, яка будується. Також в складі ОЕС працює Ташлицька ГАЕС (оператор – ДП «НАЕК

«Енергоатом»), спорудження якої ще триває, і яка є однією зі складових Південно-

Українського енергокомплексу.


27

Таблиця 2.9 – Енергетичні показники основних гідроелектростанцій станом на

01.01.2017 р.

Станція Встановлена потужність,

МВт

Кількість та потужність гідравлічних турбін,

шт. МВт

Середньорічне виробництво

електроенергії, млн кВт год

Регулювання стоку

Київська ГЕС 440.0 20x22.0 777 обмежене, сезонне

Канівська ГЕС 482.5 13x18.5; 11х22.0 935 тижневе, добове

Кременчуцька ГЕС 636.24 4х54.9; 8х52.08 1506 річне

Середньодніпровська ГЕС 388.0 2x44.0, 6x50.0 1260 тижневе, добове

Дніпровська ГЕС 1553.8

3x65.0, 6x72.0, 1х2.6;

1х100.8; 2х112.5, 1х119.0;

4x120

3780 тижневе, добове

Каховська ГЕС 334.8 6x58.5 1420 річне

Дністровська ГЕС 702.0 6x117.0 950

Сезонне, з

переходом на

багаторічне

Київська ГАЕС 235.5 3x41.5, 3x37.0 150 добове

Дністровська ГАЕС 972.0 3x324 1250 добове

Дністровська ГЕС-2

ВАТ «Дністровська ГАЕС» 40.8 3x13.6 50 добове

Ташлицька ГАЕС 302.0 2x151 201 добове

Технологічну основу генеруючих потужностей у тепловій енергетиці складають

пиловугільні енергоблоки високих параметрів пари (13 МПа, 545 0С) потужністю 150-

200 МВт та пиловугільні та газомазутні енергоблоки надкритичних параметрів (24 МПа,

545 С0) потужністю 300 та 800 МВт на конденсаційних електростанціях. Електростанції з

енергоблоками 150 МВт збудовані і введені в експлуатацію в 1959-1964 роках, 200 МВт – в

1960-1975 роках, 300 МВт – у 1963-1988 роках і 800 МВт – у 1967-1977 роках.

Перелік, потужність та поточний стан енергоблоків наведено в Додатку А.

На сьогодні проведено реконструкцію близько 20% енергоблоків, але при її проведенні

не вирішені питання приведення екологічних характеристик до сучасних вимог.

Решта блоків підтримується в працездатному стані за рахунок капітальних та

поточних ремонтів, але їх зношеність постійно зростає (рис. 2.4) і сягає загрозливої межі з

точки зору можливості їх подальшої експлуатації без проведення реконструкції.


28

Напрацювання енергоблоків станом на 01.01.2017 р.

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

Пр №

8

Дб №

7

Лу №

9

Пр №

10

Пр №

7

Лу №

11

Пр №

9

Лу №

10

Зм

№1

Дб №

8

Зм

№2

Бу №

4

Кр №

2

Бу №

6

Зм

№5

Бу №

8

Бу №

10

Бу №

5

Пр №

13

Зм

№4

Зм

№6

Лу №

15

Тр №

3

Кр №

1

Бу №

1

Тр №

1

Бу №

3

Лу №

13

Сл №

7

Кр №

5

Тр №

4

Бу №

7

Зм

№3

Бу №

9

Лу №

14

Ку №

3

Тр №

2

За

№1

За

№4

Бу №

2

За

№3

Зм

№8

За

№2

Бу №

11

Кр №

3

Пр №

11

Зм

№10

Ву №

1

Бу №

12

Кр №

8

Ку №

4

Зм

№7

Ву №

4

Кр №

4

Ву №

3

Ву №

2

Ку №

7

Кр №

6

Лад

№1

Ку №

8

Лад

№2

Ку №

9

Зм

№9

Ку №

5

Ку №

6

Лад

№4

Лад

№3

Лад

№6

Лад

№5

Кр №

10

Енергоблоки

Нап

рац

юва

нн

я (г

од

ин

и)

Напрац. 01.01.2017р Напрацювання до реконструкції (годин)

Межа паркового ресурсу МЕВП України (200000 год.) Граничний ресурс за нормативами МЕВП України (170000 год.)

Розрахунковий ресурс за нормативами МЕВП України (100000 год.)

Рисунок 2.4. Напрацювання енергоблоків ТЕС України

В останні роки в Україні, після надання значних преференцій технологіям, що

використовують ВДЕ для виробництва електроенергії, вони почали достатньо швидко

розвиватись (таблиця 2.10).

Від’ємний приріст генеруючих потужностей, що використовують енергію вітру, за

2016 рік пояснюється неврахуванням ВДЕ, що знаходяться на ТНКТ.

Таблиця 2.10 – Динаміка будівництва ВДЕ

Приріст по відношенню до попереднього року ВДЕ 2011-2016 рр., МВт

ВДЕ рік

2011 2012 2013 2014 2015 2016

ВЕС 14,6 78,8 43,7 8,7 1,3 10,9

СЕС 140,9 70,2 111,7 5 1,6 98,9

БіоЕС 4,9 0,2 2,5 12 3,8 10,2

Наразі встановлена потужність ВДЕ в ОЕС України становить:

ВЕС – 438,5 МВт;

СЕС – 458 МВт;

БіоЕС – 64,6 МВт.


29

2.5.2.b. Основні показники режимів роботи генеруючих потужностей ОЕС України

Структура генеруючих потужностей української електроенергетики переобтяжена

базовими потужностями (АЕС та переважна частина енергоблоків теплової генерації) і

характеризується гострим дефіцитом маневрених потужностей. Внаслідок цього в якості

маневрених використовуються енергоблоки, спроектовані для роботи в базових режимах.

Значна частина енергоблоків ТЕС працює в непроектних пікових і напівпікових режимах.

Крім того, маловодність останніх років, викликана зниженням кількості опадів, ще більше

обмежила використання гідроресурсів. Частка генеруючих потужностей енергоблоків ТЕС

потужністю 100-200 МВт, які традиційно використовуються як напівпікові потужності,

складають 17 % (в порівнянні з необхідними 30–35 %). Тому поширеною практикою є

використання в маневрених режимах, окрім пиловугільних енергоблоків ТЕС потужністю

100–200 МВт, пиловугільних блоків потужністю 300 МВт, які для цього не пристосовані.

У цих умовах основними потужностями регулювання графіка навантаження являються

вугільні блоки 150-200-300 МВт ТЕС. Внаслідок наявних технічних обмежень (у першу чергу

у зв’язку з технічним зношенням), фактичний регулювальний діапазон вугільних блоків, що

не пройшли реконструкцію, суттєво зменшився. У зв’язку з несприятливою структурою

потужності (низька питома вага маневреної потужності, обмеження регулювального

діапазону ТЕС), в енергосистемі практикуються щодобові зупинки 7-10 блоків на період

нічного зниження навантаження з наступними їх пусками до ранкового/вечірнього

максимуму навантаження. Такі режими призводять до додаткового спрацювання ресурсу

устаткування, підвищеної аварійності та перевитрат палива.

У весняно-літній період, з урахуванням вищезазначених факторів, а також базисного

режиму ГЕС у період повені, до щодобових зупинок-пусків залучається ще більша кількість

енергоблоків ТЕС.

Загальна кількість пусків енергоблоків (корпусів блоків) ТЕС ГК 150-300 МВт

продовжує залишатися на досить високому рівні, і в 2016 році становила 3114 проти 2685

пусків у 2015 році.

Структура генеруючих потужностей ОЕС України з точки зору забезпечення

ефективного регулювання частоти і потужності в енергосистемі є вкрай неоптимальною, що

обумовлено наступним:

- значною часткою АЕС, які, згідно технологічного регламенту їх експлуатації,

використовуються для покриття базової частини графіку споживання та не залучаються до

добового регулювання;

- зниженням маневреності енергоблоків ТЕС, які працюють на твердому паливі

внаслідок зносу і старіння обладнання;


30

- нерегульованим і змінним режимом роботи генеруючих потужностей, що

виробляють електроенергію з використанням альтернативних джерел, що посилюється

відсутністю засобів та підходів до надійного прогнозу режимів їх генерації.

Таким чином, з урахуванням зазначених проблем, можна зробити висновок, що

існуючі в енергосистемі генеруючі джерела фактично знаходяться на стадії вичерпання

фізичних можливостей для забезпечення добового регулювання та раціональних режимів

роботи електростанцій, тому вже найближчим часом необхідне виконання їх реконструкції, а

також введення нових високоманеврених потужностей. При цьому, значний вплив на

збільшення регулюючих можливостей може бути забезпечений шляхом впровадження ринку

допоміжних послуг.

Окремо слід відзначити, що після подій 2014 року, коли практично всі шахти України,

які видобувають антрацитове та пісне вугілля (А та П), опинилися на території, не

підконтрольній органам державного управління України, виникла нова для

електроенергетики країни проблема – перманентний дефіцит вугілля цих груп. Це сталося

через руйнування транспортної інфраструктури внаслідок бойових дій у Донецькій та

Луганській областях та періодичні заборони на поставки вугілля у період 2014 – 2015 років.

Відсутність стабільних поставок вугілля та критичне спрацювання складів призвели до

масового відключення блоків та, як наслідок, до виникнення дефіциту потужності в

енергосистемі.

Для зменшення дефіциту генеруючої потужності ОЕС вживались всі можливі заходи

щодо збільшення генерації ТЕС (збільшено виробництво електроенергії станцій, що

працюють на вугіллі марки Г і Д, перефіксовано на ОЕС України блок №8 та блок №9

Бурштинської ТЕС), АЕС, ГЕС, а також застосовувались зниження експортних поставок

електроенергії, організація імпорту електроенергії, зміна планів реконструкції та ремонтних

робіт для забезпечення підтримки операційної безпеки ОЕС.

Після остаточного розриву економічних зв’язків з окремими районами Донецької та

Луганської областей, які не контролюються органами державного управління, ситуація в

електроенергетиці, з огляду на те, що у 2016 році було спожито 9,2 млн. т вугілля марок А та

П, з забезпеченням балансової надійності ОЕС України, загострюється через його дефіцит.

При чому, максимальні об’єми імпорту вугілля для його покриття, навіть без урахування

економічних чинників, виходячи з наявної логістики, не перевищать 4 - 5 млн. т. на рік [56].

В цих умовах актуальність доступності потужності енергоблоків, працюючих на

вугіллі марок Г та Д для покриття ГЕН ОЕС України, значно зростає.

Поряд з цим, зростають витрати ТЕС ГК на підтримку у працездатному стані

енергоблоків в умовах подальшого погіршення режимів їх експлуатації. При цьому, особливе

значення має проведення таких ремонтних робіт на енергоблоках ТЕС ГК та технічного


31

переоснащення електростанцій, які ведуть до відновлення (наближення) проектних

показників щодо потужності, та регулюючого діапазону маневреності енергоблоків відносно

фактичних.

2.5.2.c. Забезпеченість ОЕС України первинним, вторинним та третинним

регулюванням частоти і потужності

Плановий баланс генерації і споживання за номінальної частоти забезпечується

Оператором системи передачі під час узгодження добових графіків потужності

електростанцій ОЕС, перетоків по внутрішнім перетинам ОЕС та узгодження графіків обміну

потужністю з енергосистемами інших країн. У процесі роботи ОЕС відбуваються відхилення

від номінального значення як в нормальних режимах під дією нерегулярних коливань

навантаження і тимчасових порушеннях балансу, так і в разі аварійних змін загального

балансу потужності.

Аварійні зміни загального балансу потужності виникають внаслідок аварійних

вимкнень потужних енергоблоків, вузлів електроспоживання, ліній електропередавання,

(авто)трансформаторів тощо.

Регулювання частоти та потужності має відновлювати баланс потужності в ОЕС і

стабілізувати її частоту.

Нормативним документом СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.156:2009 «Основні вимоги щодо

регулювання частоти та потужності в ОЕС України» (затверджений наказом Міністерства

палива та енергетики України від 24.03.2009 № 158), визначаються наступні вимоги до

регулювання частоти та потужності в ОЕС України, зокрема:

– частота в нормальному режимі роботи має бути в межах 50±0,2 Гц не менше 95 % часу

доби, не виходячи за гранично допустимі межі 50±0,4 Гц;

– підтримка середньої частоти за будь-які 0,5 години доби в межах 50±0,01 Гц з метою

переважного утримання поточної частоти в межах зони регулювання 50±0,02 Гц для

запобігання зайвій активації нормованого первинного регулювання;

– утримання поточної частоти в межах 50±0,05 Гц (нормальний рівень) і в межах

50±0,2 Гц (допустимий рівень) з відновленням нормального рівня частоти і заданих

сумарних зовнішніх перетоків потужності за час, не більший ніж 15 хв, для

узгодження відхилень частоти з планованими запасами пропускної спроможності

транзитних мереж у нормальних умовах;

– утримання поточної частоти з динамічними відхиленнями, що виникають у разі

значних аварійних небалансів потужності, не більше максимально допустимих ±0,8Гц

(миттєвє значення);


32

– перетоки в перетинах транзитної мережі ОЕС, що вимагають обмеження максимально

допустимими значеннями, мають утримуватися в допустимих межах засобами

вторинного регулювання. При цьому перевищення максимально допустимих значень

перетоків у статичних режимах має ліквідовуватись автоматично за час, не більший

ніж 5 хв, або оперативно – за час, не більший ніж 20 хв.

Заходи з регулювання здійснюються на різних послідовних етапах, кожний з яких має

різні характеристики та якості, і всі вони є взаємозалежними (рис. 2.5):

– первинне регулювання – процес зміни активної потужності енергоблоків, агрегатів

та електростанцій в цілому під впливом дії системи регулювання турбін, котлів, реакторів,

систем групового регулювання активної потужності (ГРАП) ГЕС, а також регулюючого

ефекту навантаження, викликаного зміною частоти в ОЕС внаслідок виникнення небалансу

потужності в ОЕС, спрямований на зменшення цієї зміни, що закінчується встановленням

квазістатичного балансу потужності при новому значенні частоти – розпочинається протягом

декількох секунд як спільна дія всіх учасників паралельної роботи;

– вторинне регулювання – процес зміни активної потужності виділених

електростанцій для компенсації небалансу потужності, що виник, внаслідок ліквідації

перевантаження транзитних зв’язків, відновлення частоти і заданих зовнішніх перетоків та

відновлення резервів первинної регулюючої потужності, витрачених під час дії первинного

регулювання – вводиться в дію централізовано системою автоматичного регулювання

частоти і потужності (САРЧП) протягом декількох десятків секунд;

– третинне регулювання вводиться в дію Оператором системи передачі і вивільняє

вторинне регулювання централізованим переплануванням генерації.

Діапазон первинного

регулювання

Діапазон вторинного

регулювання

Діапазон оптимізації

Діапазон, в якому все ще діє

первинне регулювання. Його

поступово замінює

дія вторинного регулювання

Діапазон третинного резерву

(хвилинний резерв)

Рисунок 2.5 – Типи регулювання


33

За результатами реконструкції енергоблоків теплових електростанцій за заявами

генеруючих компаній (ГК) до первинного (НПРЧ) та вторинного (САРЧП) регулювання

можуть бути залучені 28 енергоблоків (табл. 2.11).

Таблиця 2.11 – Електростанції, які беруть участь у регулюванні

* знаходяться на ТНКТ

Мінімально необхідний (без запасу на ремонти, реконструкції тощо) перелік блоків

ТЕС і АЕС для забезпечення мінімально необхідних обсягів резервів первинного і

автоматичного вторинного регулювання в ізольованому режимі роботи ОЕС України:

Бурштинська ТЕС (бл. №9, 10,11, 2), Вуглегірська ТЕС (бл.№3), Добротвірська ТЕС (бл.

№5,6,7), Запорізька ТЕС (бл. №2,4), Зміївська ТЕС (бл. №2,7,8,9), Криворізька ТЕС (бл.

№1,2,5,6), Курахівська ТЕС (бл. №3,4), Ладижинська ТЕС (бл. №4,5,6), Луганська ТЕС (бл.

№9,11), Придніпровська ТЕС (бл. №9,10,11,12,13), Слов’янська ТЕС (бл. №7), Трипільська

ТЕС (бл. №1,3,4), Запорізька АЕС (бл. №1-5), Рівненська АЕС (бл. № 3,4), Хмельницька АЕС

(бл. № 1,2), Южно-Українська АЕС (бл. №1,2).

Забезпечення мінімально необхідних обсягів резервів первинного і автоматичного

вторинного регулювання при синхронній роботі ОЕС України та ENTSO-E не вимагає

додаткових реконструкцій і може бути забезпечено такими ГЕС та енергоблоками ТЕС/ТЕЦ:

Дніпровська ГЕС-1, Дністровська ГЕС, Канівська ГЕС, Каховська ГЕС, Київська ГЕС,

Кременчуцька ГЕС, Середньодніпровська ГЕС, Бурштинська ТЕС (бл. №7), Вуглегірська

ТЕС (бл.№1,2,4), Добротвірська ТЕС (бл. №8), Запорізька ТЕС (бл. №1,3), Криворізька ТЕС

(бл. №3), Курахівська ТЕС (бл. №4-9), Луганська ТЕС (бл. №10,13), Трипільська ТЕС (бл.

№2), Харківська ТЕЦ-5 (бл. №1,3).

Очікувана величина діапазону доступного первинного резерву (за даними генеруючих

компаній) наведено на рис. 2.6, а приклад розміщення діапазонів регулювання на ТЕС на рис.

2.7.

Енергокомпанія Електростанція № енергоблоку Участь у регулюванні

(тип регулювання)

ПАТ «Центренерго» Трипільська ТЕС 2 НПРЧ

Вуглегірська ТЕС 1,4 НПРЧ

ПАТ «ДТЕК

Дніпроенерго»

Запорізька ТЕС 1,3 НПРЧ

Криворізька ТЕС 3 НПРЧ

ПАТ «ДТЕК

Західенерго»

Бурштинська ТЕС 3,4,5,6,7,8,9,10,11,12 НПРЧ, САРЧП

Добротвірська ТЕС* 8 НПРЧ, САРЧП

ПАТ «Донбасенерго» Старобешівська ТЕС 11,12,13 НПРЧ

ТОВ «ДТЕК

Східенерго»

Курахівська ТЕС 5,6,7,8 НПРЧ

Зуївська ТЕС* 1,4 НПРЧ

Луганська ТЕС 10,13 НПРЧ


34

Рисунок 2.6 – Очікувана величина діапазону доступного первинного резерву (за

даними генеруючих компаній)

Рисунок 2.7 – Розміщення діапазонів регулювання на ТЕС (приклад)

Наведений обсяг первинного регулювання визначений без урахування масштабного

впровадження генеруючих потужностей із низько прогнозованим відпуском електричної

потужності, зокрема ВЕС та СЕС. В загальному випадку, такі потужності, що працюють в

складі ОЕС, зумовлюють додаткові вимоги до доступного обсягу первинного регулювання,

особливо це стосується СЕС, які характеризуються відсутністю інерції при зміні відпуску

потужності, причому діапазон коливань може сягати більше ніж 50% від їх номінальної

потужності. З урахуванням зазначеного, значне нарощування потужностей ВЕС та особливо

СЕС в межах ОЕС має задовольняти раціональній умові підвищення прогнозованості

відпуску ними електричної потужності в мережу, що доцільно забезпечувати на рівні


35

кожного такого об’єкту, зокрема, шляхом оснащення їх засобами компенсації «стрибків»

генерування потужності, наприклад, акумуляторними батареями.

2.5.2.d. Виробництво та споживання електричної енергії

Виробництво електричної енергії протягом 2012-2017 років зазнало суттєвого

зниження, що ілюструє рисунок 2.8.

Рисунок 2.8 – Динаміка виробництва електроенергії в ОЕС України протягом

2012-2016 років, млрд.кВт.год

Так, в 2016 році електростанціями в ОЕС України вироблено на 43 300 млн.кВт.год

менше в порівняні з 2013 роком.

Таблиця 2.12 – Структура і обсяги виробництва електроенергії по ОЕС України за

2012-2016 роки, млрд.кВт.год

Роки Усього АЕС % ТЕС і

ТЕЦ %

ГЕС і

ГАЕС %

Блок-станції і

комунальні

ТЕЦ

% ВЕС СЕС

та БіоЕС %

2012 198.1 90.1 45.5 88.6 44.7 10.8 5.5 8.0 4.0 0.6 0.3

2013 193.6 83.2 43.0 86.6 44.7 14.2 7.3 8.3 4.3 1.2 0.6

2014 181.9 88.4 48.6 75.0 41.2 9.1 5.0 7.8 4.3 1.7 0.9

2015 157.3 87.6 55.7 55.2 35.1 6.8 4.3 6.1 3.9 1.5 0.9

2016 154.8 80.9 52.3 56.6 35.6 9.1 6.0 5.6 3.7 1.5 1.0

Загальне зниження виробництва електричної енергії впродовж останніх років

відбулося, у першу чергу, через значне зменшення обсягів електроспоживання по всіх групах

споживачів у Донецькій, Луганській областях та АР Крим внаслідок бойових дій та

обмеження електропостачання на окуповані території. Також серед регіонів України


36

зменшилось електроспоживання в Харківській, Чернігівській, Сумській та Дніпропетровській

областях внаслідок значного зменшення обсягів електроспоживання промисловістю та

населенням, що обумовлено в першу чергу економічними чинниками і погіршенням

соціальних показників. Економія в умовах швидкого погіршення фінансового стану

домогосподарств і порівняно теплі останні зими обумовили зниження споживання

електроенергії населенням. Рівні та структура споживання електроенергії в Україні у 2012-

2016 роках наведено в таблиці 2.13.

Як зазначалося вище, у 2014 та 2015 роках суттєво знизились рівні та змінилась

структура споживання електроенергії відносно 2012-2014 років, що обумовлено анексією

Криму РФ та втратою Україною контролю над окремими районами Донецької та Луганської

областей, розривом значної частки економічних зв’язків з РФ тощо.

Ці зміни, з точки зору впливу на режими роботи енергосистеми, мають негативний

характер, бо ведуть до подальшого зниження щільності графіків електричних навантажень

(ГЕН), що обумовлює зростання вимог щодо маневрених можливостей ОЕС України, які і

раніше були недостатніми. Поряд із цим, абсолютне зниження максимумів та мінімумів

навантаження в ГЕН обумовлює зростання регулюючої ефективності ГАЕС в контексті

ущільнення ГЕН, що певним чином компенсує зниження частки базових споживачів

електроенергії в структурі її споживання. Добові графіки споживання і покриття

ОЕС України для різних періодів року характеризуються значною нерівномірністю в

основному через щорічне збільшення в структурі навантаження частки побутового і

комунального електроспоживання. В ОЕС України різниця споживання між літнім

(червневим) і осінньо-зимовим (грудневим) максимумами складає близько 9 ГВт.

Нерівномірність добового графіка електроспоживання середнього робочого дня має певну

тенденцію до поглиблення з 2011 року.

Графіки електричних навантажень (ГЕН) для замірних днів 2016 року наведені на

рис. 2.9. та 2.10.


Таблиця 2.13 – Рівні та структура споживання електроенергії в Україні за 2012 – 2016 роки

Основні галузі промисловості та групи споживачів

Споживання енергії за 2012-2016 роки (млн.кВт год)

2012 р. 2013 р. 2014 р.* 2015 р.* 2016р.*

млн.кВтг Питома вага, %





Споживання електроенергії всього (нетто), у тому числі:

150721 100 147264,4 100 134653 100 118726,9 100 118258 100

1. Промисловість 70761,4 46,9 66339,4 45 60929,8 45,2 50200,3 42,3 49995,4 42,3

1.1 паливна 8935,5 5,9 8525,3 5,8 7381,3 5,5 4284,6 3,6 3597,5 3

1.2 металургійна 36936 24,5 35092,7 23,8 33933,2 25,2 28755 24,2 28872,3 24,4

1.3 хімічна та нафтохімічна

5993 4 4892,5 3,3 3821,7 2,8 3084,7 2,6 2968,5 2,5

1.4 машинобудівна 5833,6 3,9 5291,5 3,6 4367,9 3,2 3669,8 3,1 3706,4 3,1

1.5 будівельних матеріалів

2530,4 1,7 2507,1 1,7 2221,1 1,6 2067,4 1,7 2198,8 1,9

1.6 харчова та переробна

4713,8 3,1 4682,2 3,2 4492,5 3,3 4066,2 3,4 4214,3 3,6

1.7 інша 5819,1 3,8 5348,1 3,6 4712,2 3,5 4272,7 3,6 4437,5 3,8

2. Сільгоспспоживачі

3830,9 2,5 3935,6 2,7 3482,8 2,6 3342,3 2,8 3513,2 3

3. Транспорт 9279,1 6,2 8690 5,9 7342,3 5,5 6807 5,7 6795,5 5,7

4. Будівництво 1013,4 0,7 1003 0,7 851,8 0,6 747,6 0,6 814,1 0,7

5. Комун.-побутові споживачі

18508,1 12,3 18545,3 12,6 16580,7 12,3 15194,9 12,8 15190,7 12,8

6. Інші непромислові споживачі

7061,4 4,7 7373,2 5 6493,3 4,8 5954,9 5 6031,9 5,1

7. Населення 40266,7 26,7 41377,9 28,1 38972,2 28,9 36480 30,7 35917,3 30,4

* Без урахування АР Крим


38

Рисунок 2.9 – Структура покриття навантаження взимку в замірний день

Рисунок 2.10 – Структура покриття навантаження влітку в замірний день


39

2.5.3. Розвиток генерації

При формуванні сценарних припущень стосовно можливостей розвитку теплової

генерації у перспективі – щодо обмежень на можливості подальшої експлуатації існуючих

потужностей, їх реконструкції та нового будівництва були проаналізовані та враховані:

1. Стан теплової генерації.

2. Тенденції змін роботи генеруючих потужностей ОЕС України в останні роки.

3. Показники проектів реконструкції ТЕС України.

4. Показники типових проектів розвитку теплової генерації у світі.

5. Плани генеруючих компаній щодо розвитку потужностей ТЕС та ТЕЦ на

наступні 10 років.

6. Пропозиції щодо забезпечення виконання вимог Директиви 2010/75/ЕС згідно

НПСВ.

Плани електрогенеруючих компаній щодо реконструкції існуючих потужностей в

тепловій генерації, термінів їх виведення з роботи та можливість їх роботи у перспективі з

урахуванням екологічних обмежень, а також нового будівництва, в значній мірі

систематизовані в НПСВ, на основі якого і формуються їх десятирічні плани.

З огляду на те, що без схвалення і початку реалізації НПСВ, формально з 1 січня

2018 теплова генерація України повинна відповідати екологічним вимогам згідно

міжнародних зобов’язань, яким не відповідає жодна велика спалювальна установка ТЕС

України, високою є вірогідність його схвалення урядом, і тому при формуванні сценарних

припущень щодо можливості використання існуючих потужностей у перспективі для

покриття попиту споживачів за основу був прийнятий саме цей документ.

При формуванні сценарних припущень передбачалось:

1. Всі енергоблоки, екологічні показники яких будуть доведені до рівня вимог

Директиви 2010/75/ЄС [57], будуть працювати після відповідної реконструкції не

менше 20 років.

2. При проведенні робіт по встановленню газоочисного обладнання на енергоблоках,

реконструкція з подовженням терміну роботи яких не проводилась, будуть проведені

також роботи з поліпшенням їх техніко-економічних показників, розширенням

маневреного діапазону та підвищенням ефективності систем управління.

3. Енергоблоки, екологічні показники яких не передбачається доводити до вимог

Директиви 2010/75/ЄС, будуть виведені з роботи у передбачені НПСВ терміни.

Загальна потужність енергоблоків ТЕС, які передбачається залишити в роботі в період

після 2033 року, кінця терміну дії НПСВ, складає близько 15 ГВт.


40

При визначенні потреби в інвестиціях та техніко-економічних показників цих блоків

використовувались показники відповідних проектів, укрупнені показники вартості систем

газоочищення, тощо.

При формуванні сценарних припущень також було враховано те, що в ситуації

обмеження поставок вугілля марок А і П, одним із можливих рішень є переведення

енергоблоків ТЕС на спалювання вугілля газової групи.

Для нового будівництва або заміщення існуючих потужностей передбачається

можливість використання:

вугільних енергоблоків з котлами ЦКШ, при цьому передбачається можливість

спалювання вугілля з додаванням біомаси;

енергоблоків, що використовують біомасу;

вугільних енергоблоків з пиловугільним спалюванням;

парогазових установок на природному газі;

високоманеврених електростанцій на природному газі з газопоршневими

двигунами та/або на базі газотурбінних установок зі швидким стартом.

При оцінці термінів можливості їх впровадження, необхідних інвестицій та техніко-

економічних показників використовувались показники, отримані на основі експертного

аналізу відповідних проектів [60-61].

З огляду на невизначеність можливих термінів подовження роботи енергоблоків на

АЕС, зроблені два варіанти припущень. Перший – подовження терміну роботи на 20 років

всіх енергоблоків АЕС, другий – достроковий вивід з роботи до 2 ГВт потужності в період до

2030 року.

В період до 2030 року, передбачається можливість введення 2 ГВт потужностей на

АЕС, до 4 ГВт в період до 2035 року та ще до 8 ГВт в період до 2040 року.

Можливість розвитку гідроенергетики передбачається згідно з існуючими планами її

розвитку, зокрема - будівництво і введення в експлуатацію 4 блоків Канівської ГАЕС,

реконструкція Ташлицької ГАЕС у 2016-2019 рр. та будівництво чотирьох блоків II черги

Дністровської ГАЕС у 2016-2025 рр. На ГЕС має бути введено 825 МВт нових та

реконструйованих потужностей. Передбачається збільшення потужностей ГЕС за рахунок

реконструкції діючих електростанцій (Канівської, Кременчуцької, Дніпровської,

Дніпродзержинської ГЕС) – загалом 112 МВт, а також нового будівництва на Каховській

ГЕС-2 (270 МВт), Верхньодністровських ГЕС (324 МВт) та малих ГЕС (88 МВт), а

збільшення потужностей ГАЕС планується досягти за рахунок добудови

Дністровської ГАЕС (1 296 МВт) і Ташлицької ГАЕС (604 МВт), а також будівництва

Канівської ГАЕС (1 000 МВт).


41

Поряд із цим, враховувалась також можливість певного часового зсуву термінів

впровадження нових потужностей на ГАЕС.

Одним із найбільш проблемних питань є оцінка перспектив розвитку генерації ВЕС

та СЕС в країні, від масштабів якої в значній мірі буде залежати доцільність тих чи інших

рішень з розвитку генерації АЕС України та темпи економічного зростання. Це обумовлено

тим, що для економіки країни нарощування їх потужності є неефективним і їх залучення до

виконання зобов’язань щодо розвитку ВДЕ доцільне лише при неможливості забезпечити

такі зобов’язання за рахунок біомаси, біопалива, теплоти довкілля тощо. При цьому, їх

приєднання до ОЕС України збільшує вимоги щодо можливостей первинного регулювання

та маневрених можливостей енергосистеми для компенсації коливань та змін їх потужності

які погано прогнозуються, особливо в умовах змін клімату.

На сьогодні Національним планом дій з відновлюваної енергетики (НПДВЕ) на

період до 2020 року (затвердженим розпорядженням КМУ № 902 від 1 жовтня 2014 р.)

передбачається доведення встановленої потужності СЕС до 2,3 ГВт, а виробництва

електроенергії на них – до 2,42 млрд. кВт*год. Потужність ВЕС повинна досягти 2280 МВт

при виробництві 5,9 млрд. кВт*год електроенергії.

Ці плани цілком збігаються з показниками НЕС з точки зору обсягів виробництва на

ВЕС і СЕС, але з огляду на те, що економічна привабливість інвестицій в сонячну енергетику

в Україні значно більша, ніж у вітрову, через достатньо стабільне зниження необхідних

інвестицій в кВт встановленої потужності СЕС, що ілюструє динаміка впровадження їх

потужності у 2016 році, можна очікувати, що темпи зростання потужності СЕС будуть

суттєво вищими ніж у ВЕС у перспективі.

З урахуванням означеного та виданих дозволів на приєднання ВЕС і СЕС, які на

сьогодні складають для ВЕС – 2.742 ГВт (з них три об’єкти з потужностями: 500, 500 та

300 МВт, початок реалізації яких затягується протягом 4-х років), і для СЕС – 1.448 ГВт, був

сформований сценарій максимального розвитку ВЕС та СЕС, що базується на показниках

НЕС до 2035 року з визначенням необхідного виробництва електроенергії на них у 2040 році

на основі тренду 2020 – 2035 років. Показники цього сценарію були розраховані при

припущенні співвідношення 2 до 1 введення потужності на СЕС та ВЕС і наведені в

таблиці 2.14.

Таблиця 2.14 – Встановлена потужність ВЕС та СЕС за максимальним сценарієм

їх розвитку, ГВт

Рік 2020 2025 2030 2035 2040

ВЕС 1.52 2.03 3.24 4.70 6.02

СЕС 3.05 4.06 6.49 9.40 12.04


42

З огляду на реальні темпи впровадження потужності на ВЕС і СЕС, зниження

«зеленого» тарифу у перспективі та зростання вимог щодо прогнозованості участі ВЕС і СЕС

у покритті графіків навантажень, зростання вартості приєднання по мірі розвитку ВЕС і СЕС

та скорочення кількості місць розміщення з високою ефективністю їх роботи, можна

очікувати і на реальність значно нижчих темпів впровадження означених технологій.

З урахуванням цього був розроблений мінімальний варіант розвитку ВЕС та СЕС

(табл. 2.15). Сценарію з помірними темпами зростання ВДЕ відповідають показники,

наведені в табл. 2.16.

Таблиця 2.15 – Зміна встановленої потужності ВЕС та СЕС за мінімальним сценарієм їх

розвитку, ГВт

Рік 2020 2025 2030 2035 2040

ВЕС 0.83 1.18 1.43 1.68 1.93

СЕС 0.86 1.56 2.06 2.56 3.06

Таблиця 2.16 – Зміна встановленої потужності ВЕС та СЕС за помірного сценарію їх

розвитку, ГВт

Рік 2020 2025 2030 2035 2040

ВЕС 1.18 1.60 2.34 3.19 3.97

СЕС 1.95 2.81 4.27 5.98 7.55

Враховуючи невизначеність щодо співвідношеннями темпів розвитку ВЕС і СЕС при

оцінці адекватності розглядалися додатково варіанти пропорційного їх розвитку при

однаковому виробництві електроенергії, який розраховувався згідно таблиць 2.14 – 2.17.

2.5.4. Паливозабезпечення

На сьогодні, на контрольованій Україною території знаходиться менше ніж 50%

потужностей з видобутку енергетичного вугілля, причому видобуток вугілля антрацитової

групи практично втрачено. Означене об’єктивно зумовлює необхідність нарощування

обсягів видобування вугілля газової групи на території, контрольованій Україною, що

об’єктивно вимагає активної інвестиційної політики держави у вуглевидобувну галузь при

збереженні орієнтації на вугільну енергетику.

При наявності достатніх інвестицій загальний обсяг видобутку вугілля газової групи

може зрости до 33 млн. т на рівні 2020 року, досягти рівня біля 38 млн. т на рівні 2030 року

та біля 40 млн. т на рівні 2040 року, що цілком достатньо для покриття власного попиту у

вугіллі згідно прогнозного ЗППЕ НЕС.


43

При реінтеграції або відновленню економічних зв’язків з ТНКТ Донбасу ситуація з

можливостями забезпечення вугілля може суттєво поліпшитись, але висновки щодо обсягів

його видобутку можливі лише після оцінки стану шахтного фонду, який залишився на ТНКТ.

З огляду на означене, загальний видобуток вугілля в Україні обмежується означеним

рівнем при песимістичних сценаріях щодо термінів реінтеграції Донбасу, та передбачається

можливість збільшення його ресурсів до 60 - 70 млн тон на рівні 2020 – 2025 років, до 80 –

100 млн. т в подальший перспективі при наявності попиту при сценарному прогнозуванні

розвитку економіки та енергетики.

Видобуток природного газу в Україні є достатньо стабільним і становить близько 20

млрд. кубічних метрів на рік, що не покриває потребу держави в цьому енергоресурсі.

НЕС передбачає значне нарощування видобутку вуглеводнів, але конкретні показники

загальних обсягів видобутку у НЕС не наведені, лише відзначено, що видобуток не з

нетрадиційних покладів вуглеводнів передбачається довести 30-35 млрд м3/рік, але

досягнення таких обсягів видобутку потребує значного часу, а доцільність видобутку

нетрадиційного газу в значній мірі залежить від цін на ринку природного газу, і при

невисоких цінах на нього видобуток такого газу не є комерційно привабливим, через високу

собівартість – біля 7000 – 7500 гривень за 1000 м3.

На сьогодні існують можливості збільшити обсяги видобутку традиційного

природного газу в Україні за рахунок підвищення ефективності видобутку на існуючих

свердловинах, освоєння малих та дрібних родовищ природного газу, освоєння шельфу. За

рахунок цього джерела можна прогнозувати збільшення обсягів його видобутку до 25 – 30

млрд. м3

.

З урахуванням означеного, прийнято наведені в таблиці 2.17 показники потенційно

можливого видобутку газу в Україні при наявності достатніх інвестиційних ресурсів і

високій ціни на природний газ на зовнішньому ринку, бо освоєння видобутку

нетрадиційного газу потребує залучення міжнародних компаній з відповідним досвідом.

Таблиця 2.17 – Максимальна оцінка можливості видобутку традиційного природного

та нетрадиційного газу, млрд. м3

Рік 2020 2025 2030 2035 2040

Природний газ 25 26 27 27 27

Нетрадиційний газ - 1 10 20 25

Означені заходи потребують активної інвестиційної політики, реалізація якої може до

2025 року забезпечити видобуток близько 25 млрд. кубічних метрів природного газу на рік.


44

Поряд з цим, висока вартість видобутку природного газу з нетрадиційних родовищ

обумовлює і значно більш песимістичні сценарії його видобутку в Україні – фактична

відсутність. Таким чином цілком вірогідним є сценарій, коли власний видобуток в період до

2040 року буде обмеженим видобутком виключно природного газу з традиційних родовищ.

У перспективі передбачається поступове зростання цін на вугілля та природний газ з

помірними темпами.

З огляду на прогнози щодо цін природного газу у перспективі, а також інвестиційні

ризики, цілком реалістичною є і те, що «прорив» з видобутком нетрадиційного газу не

відбудеться, і приріст споживання природного газу необхідно буде забезпечувати за рахунок

його імпорту.

Видобуток нафти та газового конденсату в Україні становить 2 – 2,3 млн тонн на рік.

Переважна більшість родовищ нафти та газового конденсату виснажені, що за відсутності

активної інвестиційної політики в цьому секторі, зокрема, суттєвого збільшення робіт з

геологорозвідувального та експлуатаційного буріння не може забезпечити збільшення

видобутку нафти та газового конденсату. Тому за вірогідним сценарієм перспективні обсяги

видобування не зміняться і будуть становити близько 2 – 2,2 млн тонн нафти і 1 млн тонн

газового конденсату на рік.

При цьому, наразі в Україні відсутні потужності виробництва тепловиділяючих збірок

для існуючих АЕС, тому їх паливозабезпечення здійснюється виключно за рахунок імпорту.

Незважаючи на те, що Україна має власні поклади урану, його щорічний видобуток не

здатний забезпечити всі АЕС України ядерним паливом, тому економічна доцільність

розвитку потужностей з виробництва палива для АЕС не є беззаперечною. Означене

зумовлює доцільність реалізації актуальної політики диверсифікації постачання палива для

вітчизняних АЕС щонайменше від двох виробників та розвиток окремих front-end елементів

ядерно-паливного циклу, як складової загальносвітових потужностей.


45

3. Аналіз основних тенденцій розвитку навантаження та генерації

у перспективі

Незважаючи на високу невизначеність майбутніх умов розвитку економіки та

енергетики, існують стійкі, достатньо прогнозовані, тенденції впливу змін у сценарних

припущеннях на рівень навантаження та трансформації структури генеруючих ОЕС України

у перспективі.

У цьому контексті, з економічної точки зору граничними є найбільш оптимістичне та

найбільш песимістичне сполучення сценарних припущень, які визначають найкращу та

найгіршу динаміку можливого зростання економіки країни у перспективі, а з точки зору

сьогоднішнього бачення на державному рівні напрямків розвитку економіки та енергетики

країни сценарні припущення, що відповідають показникам НЕС – далі НЕС-сценарій

(табл. 3.1).

Таблиця 3.1 - Сценарні припущення граничних сценаріїв та згідно показників НЕС

Сценарні припущення Оптимістичний Песимістичний Згідно НЕС

Відновлення

територіальної цілісності оптимістичні песимістичні оптимістичні

Умови розвитку економіки оптимістичні песимістичні оптимістичні

Темпи зростання

потужності ВЕС та СЕС низькі низькі дуже високі

Жорсткість обмежень на

викиди ПГ низька висока висока

Вартість викидів ПГ вплив нейтральний* вплив нейтральний* вплив нейтральний*

Обсяги видобутку вугілля високі низькі низькі

Обсяг видобутку

вуглеводнів високий** низькі високий**

* за умови ефективного використання отриманих коштів

** за умови економічної доцільності

При оптимістичному граничному сценарії розвитку економіки (ОГСРЕ) зберігається

доцільність реалізації при розвитку структури генеруючих потужностей традиційної

орієнтації її розвитку на атомно-вугільний сценарій - збереження провідної ролі атомної та

вугільної енергетики у покритті перспективних потреб країни в електроенергії за рахунок

реконструкції існуючих та будівництва нових енергоблоків на вугіллі при паралельному

розвитку власного вуглевидобутку для надійного забезпечення потреб теплових

електростанцій в паливі, максимальне подовження терміну роботи існуючих атомних

електростанцій та будівництво нових, для підтримки їх потужності на рівні що забезпечує


46

покриття біля 50% потреб країни в електроенергії, при збережені можливості використання

потужності.

Цей сценарій характеризується найвищими рівнями навантаження та потужністю

традиційної генерації.

При песимістичному граничному сценарії розвитку економіки (ПГСРЕ) необхідна

трансформація структури генеруючих потужностей згідно газово-атомного сценарію, а саме

– на першому етапі швидке заміщення вугільної генерації високоманевреною газовою на базі

– парогазових установок та високоманеврених газових ТЕС з газопоршневими двигунами

та/або газотурбінних установок з швидким стартом, а на другому і заміна нею атомної

енергетики.

В цьому сценарії найнижчою є потреба в електроенергії, а також, в потужностях

традиційної генерації при використанні високоманеврених газових технологій для

виробництва електроенергії.

Ці два сценарії охоплюють величезну кількість проміжних можливих сценаріїв

розвитку економіки, ВВП, потреба в електроенергії, мінімуми та максимуми навантаження

тощо. При цих сценаріях, поряд з означеними граничними сценаріями, доцільної є

трансформація генеруючих потужностей в період до 2040 року і за такими сценаріями:

вугільно-атомний сценарій, який передбачає поступове заміщення в структурі

генеруючих потужностей атомної енергетики переважно вугільною та, частково

високоманевреною газовою;

вугільно-атомно-газовий сценарій, який передбачає на першому етапі поступове

заміщення атомної генерації вугільною з подальшим заміщенням вугільної генерації

газовою;

атомно-газовий сценарій, який передбачає збереження високої частки атомної

енергетики в структурі генеруючих потужностей ОЕС за рахунок прискореного

заміщення вугільних потужностей газовими.

Їх наведена послідовність відповідає переходу від ОГСРЕ до ПГСРЕ, по мірі

погіршення умов розвитку економіки у перспективі, що обумовлено зниженням

електроспоживання та зростанням потужності ВЕС та СЕС, що збільшує вимоги до

маневрених можливостей енергосистеми. При цьому ціна виробництва електроенергії, без

урахування екологічних платежів, рівень яких залежить виключно від політичних рішень,

при означених трансформаціях розвитку генерації від атомно-вугільного сценарію до газово-

атомного зростає.

Необхідно відзначити, що при всіх означених сценаріях зберігається доцільність

реалізації існуючих планів розвитку гідроенергетики, особливо нарощування потужності


47

ГАЕС в контексті збільшення потужності ВЕС та СЕС, а також розвиток атомної генерації,

бо в умовах очікуваного зростання платежів за викиди ПГ її розвиток є значним стримуючим

фактором зростання цін на електроенергію.

Розвиток технологій комбінованого виробництва електроенергії та тепла має такі

загальні тенденції.

Доцільним є заміщення існуючих та будівництво нових ТЕЦ на біомасі, але

можливість нарощування їх потужності обмежується наявністю достатнього теплового

навантаження для забезпечення інвестиційної привабливості проекту їх будівництва, а з

іншого боку доступністю первинного енергоносія біомаси в необхідних обсягах – прийнятні

витрати на логістику.

При відсутності жорстких обмежень на використання вугілля та/або на викиди ПГ

доцільною є реконструкція існуючих ТЕЦ, що працюють на газі, з переведенням їх на

використання вугілля в якості основного виду палива. До факторів, що обмежують

можливість реалізації таких рішень, відносять можливості розміщення необхідних запасів

вугілля, місця для розміщення газоочисного обладнання, можливості ефективної логістики

щодо постачання вугілля та значні фонові забруднення в місцях розміщення існуючих

газових ТЕЦ.

Доцільним є поступове впровадження на існуючих газових ТЕЦ високоефективних

парогазових установок з оптимізацією їх потужності до прогнозних рівнів теплових

навантажень.

При більш високих темпах впровадження ВЕС та СЕС та підтримці виробництва

електроенергії на АЕС на достатньо високому рівні, доцільність впровадження ТЕЦ суттєво

знижується, через обмеженість величини базових потужностей у структурі генеруючих

потужностей ОЕС України.

Значний ефект, при низьких цінах на електроенергію відносно природного газу, дає і

впровадження систем теплопостачання на базі споживачів-регуляторів з акумуляцією

теплоносія, які використовують електроенергію під час мінімальних цін – нічний провал та

піки виробництва електроенергії на ВЕС та СЕС. Але їх впровадження певним чином

обмежується тепловим навантаженням систем гарячого водопостачання, для забезпечення

можливості їх використання протягом усього року та необхідністю мати достатньо значні

площі під баки-акумулятори теплової енергії.

Конкретні доцільні рішення з розвитку генеруючих потужностей при реалізації

означених сценарій по етапах розрахункового періоду – до 2040 року, а саме необхідна

потужність різних типів генерації, залежать від конкретного сполучення сценарних


48

припущень при формуванні відповідного варіанту узгодженого розвитку економіки та

енергетики країни у перспективі.

В залежності від сценарних припущень різною є і можлива трансформація структури

економіки країни, співвідношення домогосподарств з різними рівнями доходу, структура

ГЕН, потреба в ПЕР, викиди ПГ тощо. При цьому, як і для генеруючих потужностей, при

переході від ОГСРЕ до ПГСРЕ також стійкими є такі тенденції у зміні стану економіки, а

саме:

зростання частки домогосподарств з низькими доходами;

постійне зниження обсягів перспективного ВВП;

скорочення у ВВП частки реального сектору економіки;

зростання нерівномірності електроспоживання.

Одним з суттєвих драйверів зростання електроспоживання в усіх сценаріях є

очікуванні зміни клімату, які:

1. Суттєво підвищують потребу в електричній енергії на охолодження та кондиціювання

в неопалювальний сезон.

2. Зумовлюють зростання потреби в опалені в сезони весна-осінь, до включення або

після відключення опалення з систем централізовано теплопостачання.

3. Ведуть до зростання максимумів навантаження у неопалювальний сезон, через

зростання коефіцієнту одночасності роботи систем кондиціювання та охолодження в

період високих та екстремальних температур.

При більш вищих темпах розвитку економіки означений вплив вищій, але за рахунок

управління попитом на базі ринкових механізмів очікується певне зниження гостроти

проблеми піків електроспоживання.

Необхідно відзначити, що за рівних інших умов темпи нарощування потужності ВЕС

та СЕС мають визначальний вплив на формування структури генеруючих потужностей та на

динаміку погіршення економічних показників, що обумовлено як загальними проблемами їх

впровадження до структури генеруючих потужностей ОЕС, так і особливостями їх

впровадження в умовах України (Додаток Б).

Якщо узагальнити означений вплив, то нарощування потужності ВЕС та СЕС в Україні

обумовлює:

1. Зростання цін на електроенергію за рахунок:

«зеленого» тарифу на вироблену ними електроенергію;

зростання вартості електроенергії на традиційних теплових електростанціях через

зменшення обсягів виробництва;


49

погіршення режимів роботи теплової генерації через необхідність компенсувати

коливання та зміни їх потужності, які слабко прогнозуються, що веде до постійного

зростання вимог до маневрених можливостей ОЕС та необхідності постійної

трансформації структури генеруючих потужностей в цьому напрямку для

забезпечення вимог адекватності, у першу чергу при роботі в ізольованому режимі.

2. Потреба в загальній потужності традиційної генерації для забезпечення вимог

адекватності практично не змінюється при нарощування потужності на ВЕС і СЕС, і

капіталовкладення в них, по суті в цьому контексті лише збільшують потребу в

інвестиціях на розвиток генеруючих потужностей.

3. Зростають витрати на транспортування та розподіл електроенергії через необхідність

додаткових витрат на розвиток мереж для приєднання нових ВЕС та СЕС.

4. В розвинених країнах в яких найбільш високими темпами зростає їх потужність в якості

компенсаторів зростання ціни на електроенергію виступає наявність замкнутих циклів

виробництва ними відповідного обладнання та продукції суміжних галузей, зокрема -

IT-сектор, будівництво, акумулювання електроенергії, автобудування, наукові та учбові

заклади, інжинірингові та проектні центри. Фактично розвиток вітрової та сонячної

енергетики розглядається як драйвер економічного зростання, а експорт ними

відповідної продукції та послуг оказує додатковий позитивний вплив на розвиток їх

економіки. Тому вони об’єктивно зацікавлені в реалізації стратегій спрямованих на їх

прискорений розвиток в країнах-потенціальних імпортерах їхньої продукції та

максимально сприяють їх розвитку шляхом надання зв’язаних кредитів на поставку

обладнання та будівництво ВЕС та СЕС.

5. За відсутності означених компенсаторів, необхідність імпорту відповідних технологій

та зростання цін на електроенергію веде:

або до зниження частки валової доданої вартості (ВДВ) в ціні на продукцію, товари та

послуги вітчизняного виробництва через зростання проміжного попиту, або до

необхідності підвищення цін для збереження рівня прибутковості та обсягу ВДВ, що

веде до зниження її конкурентоспроможності на внутрішньому та зовнішньому ринках

та ініціює інфляційні процеси;

зниження реальних доходів домогосподарств та бюджету;

зниження можливості домогосподарств та бюджету купувати продукцію, товари та

послуги через збільшення видатків на покриття потреб в електроенергії, що веде до

скорочення внутрішнього попиту і негативно впливає на вітчизняних виробників, що

працюють на внутрішньому ринку;


50

зростання витрат пов’язаних з імпортом відповідних технологій веде до погіршення

сальдо зовнішньоторгового балансу та негативного тиску на курс вітчизняної валюти.

Україна належить до країн, які не мають відповідних компенсаторів зростання

вартості електроенергії. З огляду на те, що значно більш потужні в економічному плані ніж

Україна країни були змушені саме через економічні чинники певним чином обмежувати

розвиток вітрової та сонячної електроенергетики, у вітчизняних умовах особливо важливо

дуже зважено підходити до питань щодо доцільних масштабів та темпів розвитку вітрової та

сонячної енергетики.

Особливо це важливо з огляду на те, що при високому внутрішньому попиту на

електроенергію та можливості її експорту можливості інтеграції ВЕС та СЕС до ОЕС

підвищуються, а рівень негативного впливу на розвиток економіки зменшується, в той час як

при низькому попиті негативний вплив різко зростає.

Звісно, що повністю відмовитись від їх розвитку недоцільно, але при визначені

масштабів та темпів їх розвитку необхідно дуже ретельно враховувати як загальноекономічні

наслідки, так і можливості надійно забезпечувати вимоги безпеки постачання та операційної

безпеки в ОЕС при їх інтеграції до її складу.

НЕС-сценарій та ПГСРЕ з точки розвитку структури генеруючих потужностей є

практично ідентичними і головною відмінністю є те, що при песимістичному сценарії

споживання електроенергії знижується і проблеми забезпечення адекватності, які притаманні

розвитку генерації при НЕС-сценарії, при ньому стають ще більш гострішими. При цьому

забезпечити всі домогосподарства країни навіть мінімальним рівнем доходів неможливо при

ПГСРЕ. Тому поєднання всіх песимістичних сценарних припущень веде до сценарію,

вірогідність реалізація якого є вкрай малою, через катастрофічні наслідки для країни.

При жорстких обмеженнях на можливість використання вугілля та високих темпах

розвитку ВЕС і СЕС, практично єдиним сценарієм розвитку економіки стає НЕС-сценарій

при прийнятних рівнях доходів домогосподарств.

При оптимістичних припущеннях щодо розвитку економіки при варіанті помірних

темпів розвитку ВЕС та СЕС, сценарій розвитку економіки зберігає основні тенденції

розвитку притаманні ОГСРЕ – структуру ВВП та випуску продукції при незначно нижчих

темпах зростання ВВП та рівнях електроспоживання.

При оптимістичних припущеннях щодо розвитку економіки при варіанті високих

темпів розвитку ВЕС та СЕС, сценарій розвитку економіки має значно гірші показники ніж

ОГСРЕ в період за 2020 роком обумовлений швидким зростанням цін на електроенергію і він

с точки зору розвитку структури генеруючих потужностей вже на рівні 2025 року в значній


51

мірі стає аналогічним розвитку генерації за НЕС-сценарієм, але при значно нижчих рівнях

ВВП.

Таким чином, з урахуванням означеного, в якості представницьких були розглянуті

НЕС-сценарій, ОГСРЕ та сценарій при помірних та високих темпах зростання потужності

ВЕС та СЕС за оптимістичних припущеннях щодо можливості розвитку економіки та

енергетики (ОПРЕ_ПВС, ОПРЕ_ВВС).

Окремо було розглянуто песимістичний сценарій (ПСРЕ), який не є граничним, але в

найбільшій мірі відповідає розвитку економіки та енергетики країни, які не ведуть до

катастрофічних наслідків, але відповідають песимістичним припущенням щодо їх розвитку.

Сформовані представницькі сценарії, основні показники яких наведені у розділі 4,

ілюструють можливі напрямки зміни попиту та пропозиції в залежності від сценарних

припущень щодо розвитку економіки та енергетики .


52

4. Представницькі сценарії розвитку генеруючих потужностей ОЕС

України

4.1. НЕС-сценарій

У НЕС відсутня інформація щодо економічних показників за яких розраховувався

ЗППЕ, зокрема – обсяги розвитку секторів економіки – випуск продукції та валова додана

вартість, потреба в інвестиціях та джерела їх надходження, споживання ними та сектором

домогосподарств ПЕР тощо.

Тому було здійснено прогнозування узгодженого розвитку економіки та енергетики

країни на основі показників НЕС, а саме:

зростання ВВП у 2.3 рази у 2035 році відносно 2015 року при середніх темпах біля

4.22% на рік;

обмеження на використання первинних енергоресурсів згідно ЗППЕ НЕС по

етапах розрахункового періоду;

обсяги виробництва електроенергії, які зростають з середніми темпами 1.01% на

рік, зі 157 до 195 млрд. кВт. год. з 2015 року до 2035 року, а темпи зростання

споживання електроенергії – 1.011%.

Для 2040 року показники ВВП, та обмеження на використання первинних

енергоресурсів необхідного виробництва електроенергії були визначені на основі

експертного аналізу закладених в НЕС показників (табл. 4.1).

Таблиця 4.1 – Показники НЕС-сценарію

Показник Одиниця виміру 2015 р. 2020 р. 2025 р. 2030 р. 2035 р. 2040 р.

ВВП $ млрд. ПКС 321.79 411.50 483.33 606.67 738.46 856.62

Нетто-споживання електроенергії в ОЕС

млрд. кВт·год 118.70 123.51 136.17 146.76 158.50 172.17

Виконані розрахунки засвідчили, що без дуже швидкої докорінної перебудови

економіки та енергетики, на протязі найближчих 10 років, що потребує величезних

інвестицій, для переорієнтації української економіки на виробництво продукції, товарів та

послуг з дуже високою ВДЕ в обсягах її випуску та які будуть конкурентоспроможними на

внутрішньому та зовнішньому ринках, заміщення у структурі генеруючих потужностей

вугільної енергетики газовою та різкого нарощування видобутку газу, досягти передбачених

НЕС показників неможливо з огляду на реальний потенціал підвищення енергоефективності

в країні.


53

При його реалізації суттєво знижуються викиди ПГ, як за рахунок змін у ЗППЕ так і

скорочення викидів у промислових процесах енергоємних виробництв, і за розрахунками

складають не вище 25%-30% від рівня 1990 року, що суттєво менше ніж цільові показники

НЕС і може стати вагомим аргументом щодо можливості прийняття Україною дуже

жорстких обмежень щодо обсягів її викидів ПГ у перспективі.

Драйверами зростання кінцевого попиту на електроенергію згідно НЕС-сценарію

повинні бути:

зміна клімату, що притаманно всім сценаріям;

агропромисловий комплекс, який повинен практично повністю переорієнтуватися

з експорту сировини на експорт кінцевої продукції харчової промисловості;

туризм та інші пов’язані з ним сектори економіки, який повинен в значній мірі

бути експортно-орієнтованим;

високотехнологічні сектори машинобудування;

IT-сектор економіки.

При цьому формування ВДЕ у цих секторах повинно компенсувати втрати ВДВ у

вугільній промисловості та суміжних секторах, у гірничо-металургійному комплексі та

інших низько-технологічних секторах промисловості, стагнація яких є неминучою при

такому ЗППЕ та рівнях виробництва електроенергії та зростання цін на електроенергію.

За НЕС-сценарієм суттєвим є зниження щільності графіків навантаження, через

суттєве скорочення обсягів споживання електроенергії базовими галузями економіки та

зростання у структурі виробництва сфери послуг та машинобудування, що поряд з розвитком

ВДЕ викликає різке зростання вимог до маневреності ОЕС країни.

За виконаними розрахунками (табл. 4.2) вже в період найближчих трьох років для

забезпечення можливості виробництва на АЕС передбачених НЕС її обсягів, необхідно

почати замінювати вугільну генерацію на високоманеврену газову. Поряд з цим, забезпечити

виконання наведеного в НЕС балансу електроенергії із забезпеченням вимог адекватності у

подальшій перспективі без обмеження потужності АЕС, за сучасного рівня розвитку

технологій в ізольованому режимі роботи ОЕС України, можливо лише обмежуючи обсяги

використання ВЕС та СЕС вже на рівні 2030 року навіть при повному заміщенні вугільної

генерації високоманевровою газовою.

Тому в ньому доцільним є скорочення виробництва електроенергії на АЕС з

відповідним зниженням їх встановленої потужності.


54

Таблиця 4.2 – Показники розвитку генеруючих потужностей за НЕС-сценарієм без

урахування управління попитом та можливостей експорту в суміжні енергосистеми

Показник Одиниця виміру 2020 2025 2030 2035 2040

Встановлена потужність

ТЕС ГВт 25.23 15.51 16.20 19.25 25.56

ТЕС газові ГВт 6.40 12.40 15.00 19.05 25.56

в т.ч. високоманеврові ГВт 1.00 7.00 15.00 19.05 25.56

ТЕЦ ГВт 6.15 6.00 5.90 5.38 4.91

АЕС ГВт 12.24 13.80 13.80 13.00 7.50

ВЕС ГВт 1.52 2.03 3.24 4.70 6.02

СЕС ГВт 3.05 4.06 6.49 9.40 12.04

ГЕС ГВт 4.90 4.97 5.26 5.27 5.28

ГАЕС ГВт 2.31 4.41 4.41 4.41 4.41

Всього ГВт 55.40 50.79 55.30 61.40 65.72

Виробництво електроенергії

ТЕС млрд. кВт. год. 49.19 52.84 63.88 81.18 105.53

ТЕЦ млрд. кВт. год. 13.26 13.47 13.77 14.60 14.47

АЕС млрд. кВт. год. 85.05 91.01 80.94 65.65 46.83

ВЕС млрд. кВт. год. 3.34 4.36 7.10 10.29 14.77

СЕС млрд. кВт. год. 2.94 3.91 6.82 10.70 15.82

ГЕС млрд. кВт. год. 7.91 7.91 7.91 7.91 7.91

ГАЕС виробництво млрд. кВт. год. 2.31 4.50 4.59 4.67 4.67

ГАЕС споживання млрд. кВт. год. -3.23 -6.30 -6.42 -6.54 -6.54

Всього млрд. кВт. год. 164.00 178.00 185.00 195.00 210.00

Витрати палива та викиди ПГ

Вугілля млн т н.е. 13.57 3.37 0.93 0.23 0.24

Природний газ та мазут млн т н.е. 1.98 7.87 11.31 14.89 19.10

Біомасса млн т н.е. 0.49 1.22 1.47 1.50 1.53

Викиди ПГ млн т 61.51 36.36 36.16 43.51 55.56

Середня ціна відпущеної електроенергії

Без урахування

платежів за викиди ПГ грн/кВт.год 1.90 2.21 2.41 2.95 4.08

З урахування платежів

за викиди ПГ* грн/кВт.год 1.96 2.30 2.58 3.22 4.47


за викиди ПГ** грн/кВт.год 1.91 2.24 2.46 3.05 4.24

Інвестиції

В період млрд.грн. 189 289 286 409 511

Кумулятивні млрд.грн. 189 478 764 1173 1684 * - високий рівень платежів ** - низький рівень платежів


55

Вирішення проблеми необхідності обмеження використання ВЕС та СЕС можливо

забезпечити за рахунок:

1. Створення до 2027-2028р. систем управління попитом та акумулювання

електроенергії, достатніх для регулювання змін потужності ВЕС та СЕС, коли їх

потужність стає «надлишковою» в межах ізольованої енергосистеми, що вимагає

значних інвестицій та зумовить значне зростання цін на електроенергію. При цьому,

необхідно враховувати, що проблема забезпечення операційної безпеки ОЕС при

впровадженні систем управління попитом в умовах зростаючих кіберзагроз поки-що

не вирішена.

2. Продажу електроенергії в інші енергосистеми при наявності «надлишку»

потужності ВЕС та СЕС, що можливо лише за наявності достатнього ринку її збуту.

З огляду на достатньо стрімкий розвиток ВЕС та СЕС в країнах-членах ENTSO-E

проблема збуту надлишків електроенергії, виробленої ВЕС та СЕС у суміжні

енергосистеми у перспективі може суттєво загостритись.

3. Комбінацією означених вище двох підходів.

При вирішенні проблеми надлишку електроенергії баланс виробництва-споживання

електроенергії наведений в таблиці 4.2 трансформується в баланс наведений в таблиці 4.3.

Як видно з таблиці 4.3, показники роботи ОЕС при цьому суттєво поліпшуються, але

при розрахунку цін не врахована «націнка» за рахунок вартості систем управління попитом

та акумулювання надлишків енергії, які коректно на сьогодні оцінити не можливо, як і

можливість оцінити можливість експорту електроенергії та його умови, що буде зроблено в

майбутньому.

Цей сценарій є вкрай привабливим з точки зору розвитку економіки та енергетики

країни, з екологічної точки зору, але орієнтація на розвиток генеруючих потужностей згідно

НЕС-сценарію обумовлює виникнення значних ризиків зумовлених такими чинниками:

1. Необхідність величезних інвестицій у розвиток економіки та енергетики, джерела

яких не визначені, як і можливість збуту продукції, товарів та послуг вироблених в

Україні на зовнішніх ринках після революційної перебудови її економіки, без чого

важко розраховувати на залучення зовнішніх інвестицій, а вірогідність інвестування

такої перебудови вітчизняними інвесторами не є високою.

Тому існує великий ризик того, що реалізація розвитку генерації згідно НЕС-сценарію

приведе лише до зростання цін на електроенергію за відсутністю відповідних

компенсаторів економічного зростання.


56

Таблиця 4.3 – Показники розвитку генеруючих потужностей за НЕС-сценарієм з

урахуванням управління попитом та можливостей експорту в суміжні енергосистеми



ТЕС ГВт 25.23 15.51 15.20 19.25 24.03

ТЕС газові ГВт 6.40 12.40 15.00 19.05 24.03


ТЕЦ ГВт 6.15 6.00 5.90 5.38 4.91

АЕС ГВт 12.24 13.80 14.80 14.00 14.00

ВЕС ГВт 1.52 2.03 3.24 4.70 6.02

СЕС ГВт 3.05 4.06 6.49 9.40 12.04

ГЕС ГВт 4.90 4.97 5.26 5.27 5.28

ГАЕС ГВт 2.31 4.41 4.41 4.41 4.41

Всього ГВт 55.40 50.79 55.30 62.40 70.69


ТЕС млрд. кВт. год. 49.19 52.84 61.82 74.83 96.36

ТЕЦ млрд. кВт. год. 13.26 13.47 13.77 14.60 14.47

АЕС млрд. кВт. год. 85.05 91.01 93.00 94.00 94.00

ВЕС млрд. кВт. год. 3.34 4.36 7.10 10.29 14.77

СЕС млрд. кВт. год. 2.94 3.91 6.82 10.70 15.82

ГЕС млрд. кВт. год. 7.91 7.91 7.91 7.91 7.91





Вугілля млн т н.е. 13.57 3.37 0.15 0.21 0.24


Біомасса млн т н.е. 0.49 1.22 1.47 1.50 1.53

Викиди ПГ млн т 61.51 36.36 33.43 40.29 50.98


Без урахування платежів

за викиди ПГ грн/кВт.год 1.90 2.21 2.32 2.65 3.48






В період млрд.грн. 189 289 361 409 1023

Кумулятивні млрд.грн. 189 478 839 1248 2271 * - високий рівень платежів ** - низький рівень платежів


57

2. Згідно НЕС ключовим завданням є декарбонізація енергетики, а саме достатньо

швидке витіснення вугілля з паливно-енергетичного балансу країни згідно ЗППЕ

природним газом та ВДЕ. В той же час НЕС передбачає забезпечення реалізації

положень НПСВ, згідно якого біля 15 ГВт потужностей існуючих вугільних

енергоблоків ТЕС після комплексної реконструкції та модернізації з доведенням їх

показників до рівня, що відповідають вимогам Директиви 2010/75/ЄС по викидах

забруднювачів в повітря, повинні залишитися в роботі в період після 2033 року. При

цьому як енергоблоки для яких передбачена реконструкція, так і вугільні енергоблоки

робота яких у цей період буде обмежена кількістю можливих годин використання

встановленої потужності, по суті повинні працювати в період 2018 – 2033 років, бо

без цього реалізація НПСВ не має сенсу.

3. НЕС базується на можливості швидкого нарощування видобутку природного газу в

країні, при цьому видобуток 30 – 35 млрд. м3 на рік планується забезпечити за

рахунок нетрадиційного впри собівартості видобутку на рівні біля $200 - $250 за тис.

м3

[63]. За такої собівартості, важко розраховувати на комерційну привабливість таких

проектів, а без різкого зростання обсягів видобутку газу в Україні, заміщення

вугільної генерації газовою збільшує ризики можливості сталого економічного

зростання, бо необхідно буде суттєво збільшити імпорт природного газу

4. Цільові показники щодо зниження питомих витрат палива в тепловій генерації на

рівні 2035 року визначені на рівні 334 г у. п. на кВт. При заміщенні вугільної генерації

газовою, що фактично передбачає НЕС, такий показник, з огляду на питомі витрати

палива у сучасних технологій які працюють на газі, викликає певні сумніви щодо

проведення якихось розрахунків щодо формування балансів потужності та

виробництва-споживання електроенергії. Поясненням цього може бути те, що цей

показник залишився у таблиці індикаторів з першої та другої редакції НЕС [62], в

яких наводились детальні показники щодо розвитку економіки та енергетики країни,

розробка яких базувалась на загальних підходах, що застосовані в цьому звіті до

визначення ОГСРЕ.

5. Суттєве скорочення споживання вугілля призведе до значного скорочення обсягів

ВДВ, що генерує вугільна промисловість та суміжні галузі – транспорт, металургія,

важке машинобудування тощо, і як наслідок призведе до необхідності

працевлаштування великої кількості працівників та, як відзначалось, відповідної

компенсації втрат ВДВ та витрат працевлаштування за рахунок прискореного

розвитку високотехнологічних, наукоємних галузей машинобудування та харчової


58

промисловості, а також експортно-орієнтованої сфери послуг. Фактично, через

означені чинники, для реалізації НЕС-сценарію необхідні значно вищі темпи

зростання ВДВ в секторах економіки ніж зростання ВВП. При цьому таке зростання

необхідно забезпечити вже в найближчі роки, що видається малоймовірним.

6. Складність забезпечення вимог адекватності генеруючих потужностей при реалізації

НЕС-сценарію та невизначеність щодо можливості виконання цих вимог у

перспективі за рахунок розвитку систем акумулювання та управління попитом, несе

значні ризики обумовлені необхідністю обмежувати потужність ВЕС та СЕС, що

приведе до зростання вартості електроенергії на внутрішньому ринку.

7. Можливість роботи паралельно з ENTSO-E при виконанні балансування за рахунок

експорту «надлишків» електроенергії при неможливості забезпечити баланс

виробництва-споживання електроенергії в ізольованому режимі, створює додаткові

ризики щодо можливості інтеграції ОЕС України до її складу.

8. Проблеми розвитку ВЕС і СЕС наведені у розділі 3 стають найбільш гострими при

реалізації НЕС-сценарію, та підсилюються необхідністю імпорту технологій

управління попитом та систем акумулювання.

9. Існуючи плани розвитку генерації, зокрема НПСВ, не забезпечує виконання вимог

адекватності ОЕС України в період найближчих 10 років, при передбачених НЕС

темпах розвитку джерел генерації, що використовує ВДЕ.

З урахуванням означеного, на сьогодні сценарій розвитку генеруючих потужностей

ОЕС України згідно показників НЕС розглядати як основу при формуванні вимог до

цільового сценарію розвитку генеруючих потужностей на найближчі 10 років недоцільно.

Тому, лише після узгодження його показників з розвитком економіки країни на

перспективу, конкретизації рішень з розвитку генерації та методів та технологій

забезпечення вимог адекватності генеруючих потужностей, що власне і передбачає НЕС, він

або скорегований відповідний сценарій може бути прийнятим за основу при визначені

перспектив розвитку генерації за цільовим сценарієм на найближчі 10 років.

4.2 Оптимістично-граничний сценарій

На відміну від НЕС-сценарію, який передбачає масштабне реформування соціально-

економічної сфери України зі швидкими темпами перебудови економіки на зразок найбільш

розвинених країн, ОГСРЕ передбачає насамперед економічно-обґрунтовану модернізацію

вітчизняної економіки з урахуванням її наявного потенціалу та використання цільової емісії

національної валюти для реалізації великомасштабних національних проектів з розвиту


59

інфраструктурних галузей економіки – енергетика, транспорт, житлово-комунальне

господарство та в інших секторах з пріоритетністю участі в них вітчизняних виробників та

використання наявного потенціалу промисловості, створення системи ефективної підтримки

іпотечного кредитування, підтримки експортно-орієнтованих вітчизняних виробників та

проведення політики заміщення імпорту продукцією вітчизняного виробництва [13,55,62].

Забезпечення вимог щодо впровадження ВДЕ за рахунок максимального

використання біомаси та біопалива при узгодженні розвитку ВЕС та СЕС з економічними

можливостями країни та їх інтеграції до складу ОЕС.

Основними локомотивами економічного зростання у перспективі за цим сценарієм

визначаються машинобудування, агропромисловий комплекс (АПК), які обумовлять

зростання внутрішнього попиту на продукцію металургії, промислового будівництва,

транспорту, ПЕК, хімічної промисловості. Поряд з цим, стале завантаження виробничих

потужностей має створити додаткові можливості щодо технологічної перебудови всіх

секторів реального сектору економіки країни. Також подальшого розвитку отримає сектор

надання послуг реальному сектору економіки – проектування, консалтинг та інжиніринг, а

також з розробки програмного забезпечення.

Найбільш сприятливим є довгостроковий прогноз зростання попиту на зовнішніх

ринках для продукції АПК, що робить більш ніж вірогідним прискорений розвиток в

України галузей цього комплексу – сільське господарство, переробна та харчова

промисловість.

Згідно цього сценарію головними драйверами зростання кінцевого попиту на

електроенергію на протязі всього періоду прогнозування є зміни клімату, а інші драйвери

змінюються по етапах розрахункового періоду.

На етапі до 2030 року головними драйверами зростання економіки та кінцевого

попиту на електроенергію є:

сільське господарство;

машинобудування;

транспорт;

галузі паливно-енергетичного комплексу;

будівництво.

У подальшій перспективі, після вирішення основних завдань щодо модернізації

інфраструктури роль реального сектору економіки у зростанні електроспоживання

знижується при прискорені зростання споживання електроенергії в сфері послуг

орієнтованій на обслуговування домогосподарств, домогосподарствах тощо.


60

Такі тенденції обумовлюють певне підвищення щільності ГЕН в період до 2030 року

та зменшення їх щільності в подальшій перспективі.

З точки зору зростання ВВП ОГСРЕ має суттєво вищі темпи його зростання ніж НЕС

–сценарій, а також обсяги споживання електроенергії (табл. 4.4).

Таблиця 4.4 – Показники ОГСРЕ

Показник Одиниця виміру 2015 2020 2025 2030 2035 2040

ВВП $ млрд. ПКС 321.79 372.28 493.50 660.41 850.90 996.00


млрд. кВт·год 118.70 123.69 146.82 166.15 184.36 192.20

Розвиток генеруючих потужностей за цим сценарієм передбачає повне виконання

заходів передбачених НПСВ, тобто - збереження провідної ролі вугільної генерації у

тепловій енергетиці та існуючих планів розвитку атомної та гідроенергетики, а також

системи передачі.

Структура генеруючих потужностей при мінімальних темпах розвитку ВЕС і СЕС

забезпечує адекватність генерації за цим сценарієм у перспективі на всьому періоді до 2040

року (табл. 4.5).


61

Таблиця 4.5 – Показники розвитку генеруючих потужностей відповідно до ОГСРЕ за

невисоких темпів розвитку ВЕС та СЕС



ТЕС ГВт 24.23 22.20 20.76 18.78 20.90

ТЕС газові ГВт 5.40 5.40 5.40 0.00 0.00


ТЕЦ ГВт 6.15 6.00 5.90 5.67 5.48

АЕС ГВт 13.80 13.80 14.80 14.00 14.00

ВЕС ГВт 0.83 1.18 1.43 1.68 1.93

СЕС ГВт 0.86 1.56 2.06 2.56 3.06

ГЕС ГВт 4.90 4.97 5.26 5.27 5.28

ГАЕС ГВт 2.31 4.41 4.41 4.41 4.41

Всього ГВт 51.52 54.12 54.61 52.36 55.05


ТЕС млрд. кВт. год. 52.52 65.08 73.02 93.73 99.01

ТЕЦ млрд. кВт. год. 13.45 13.46 14.32 14.93 15.49

АЕС млрд. кВт. год. 85.40 96.31 103.29 97.71 97.71

ВЕС млрд. кВт. год. 1.81 2.53 3.13 3.67 4.73

СЕС млрд. кВт. год. 0.83 1.51 2.17 2.92 4.02

ГЕС млрд. кВт. год. 7.91 7.91 7.91 7.91 7.91





Вугілля млн т н.е. 14.48 17.26 18.05 23.22 24.53


Біомасса млн т н.е. 0.49 1.22 1.47 1.50 1.53

Викиди ПГ млн т 65.45 75.42 78.12 99.82 105.45




З урахуванням платежів





В період млрд.грн. 103 213 390 397 932

Кумулятивні млрд.грн. 103 316 706 1103 2036

* - низький рівень платежів

** - високий рівень платежів


62

4.3 Розвиток генеруючих потужностей при оптимістичних сценарних припущеннях і

при помірному та швидкому зростанні потужностей ВЕС та СЕС

Ці сценарії ілюструють вплив на розвиток економіки та трансформацію структури

генеруючих потужностей за однакових умов розвитку економіки при різних темпах

зростання потужності на ВЕС та СЕС ніж в ОГСРЕ.

З точки зору розвитку економіки сценарій ОПРЕ_ПВС з певним часовим зсувом

повторює ОГРЕС при нижчих темпах оновлення основних фондів, впровадження

енергоефективних технологій та побутових приладів тощо. Тому відносно незначно

відрізняючись від ОГРЕС попитом на електроенергію він має суттєво нижчі темпи

економічного зростання (табл. 4.6). Це пояснюється більшою ціною на електроенергію, що

веде до скорочення ВВП і, як наслідок, знижує інвестиційні можливості суб’єктів

господарювання та витрати домогосподарств.

Таблиця 4.6 – Показники сценарію розвитку економіки при оптимістичних сценарних

припущеннях та помірних темпах розвитку ВЕС та СЕС


ВВП $ млрд. ПКС 321.79 358.67 457.49 602.16 775.42 873.84


млрд. кВт·год 118.70 123.11 138.81 152.90 164.04 171.78

З точки розвитку генеруючих потужностей його головною відмінністю від ОГСРЕ є

необхідність поступового заміщення вугільної генерації на високоманеврену газову

генерацію (табл. 4.7). Цей сценарій по суті є атомно-вугільно-газовим сценарієм розвитку

генеруючих потужностей. При ньому забезпечується адекватність генеруючих потужностей

на весь період до 2040 року.

При високих темпах розвитку ВЕС та СЕС структура генеруючих потужностей ОЕС

трансформується у бік прискореного витіснення вугільної генерації газовою, тобто по суті в

період після 2025 року він стає атомно-газовим сценарієм, а після 2035 року його подальша

трансформація робить його газово-атомним сценарієм.

На рівні 2020 року обсяг ВВП за цим сценарієм практично співпадає з ОПРЕ_ПВС,

але в подальшому він значно зменшується у порівнянні з означеним сценарієм (табл. 4.8).

Зростання ВВП за цим сценарієм головним чином обумовлене сприятливою

кон’юнктурою зовнішніх ринків та поступовою адоптацією вітчизняних виробників до нових

умов функціонування та розвитку економіки.


63

Таблиця 4.7 – Показники розвитку генеруючих потужностей при оптимістичних

сценарних припущеннях та помірних темпах розвитку ВЕС та СЕС



ТЕС ГВт 24.23 22.20 20.76 18.36 20.36

ТЕС газові ГВт 5.40 5.40 5.40 3.00 5.00


ТЕЦ ГВт 6.15 6.00 5.90 5.38 5.07

АЕС ГВт 13.80 13.80 14.80 14.00 14.00

ВЕС ГВт 1.03 1.53 1.98 2.43 2.88

СЕС ГВт 1.06 1.76 2.96 4.26 5.56

ГЕС ГВт 4.90 4.97 5.26 5.27 5.28

ГАЕС ГВт 2.31 4.41 4.41 4.41 4.41

Всього ГВт 51.92 54.67 56.06 54.10 57.55


ТЕС млрд. кВт. год. 52.08 58.77 72.21 67.15 79.03

ТЕЦ млрд. кВт. год. 13.26 13.47 13.77 14.61 14.75

АЕС млрд. кВт. год. 85.40 91.68 86.50 97.03 88.81

ВЕС млрд. кВт. год. 2.25 3.28 4.33 5.32 7.06

СЕС млрд. кВт. год. 1.02 1.70 3.11 4.85 7.31

ГЕС млрд. кВт. год. 7.91 7.91 7.91 7.91 7.91





Вугілля млн т н.е. 14.36 15.56 17.84 13.37 13.80


Біомасса млн т н.е. 0.49 1.22 1.47 1.50 1.53

Викиди ПГ млн т 64.86 68.27 77.05 65.03 71.87




З урахуванням платежів за

викиди ПГ* грн/кВт.год 1.75 2.05 2.35 2.51 3.37

З урахуванням платежів за

викиди ПГ** грн/кВт.год 1.70 1.94 2.11 2.27 3.06


В період млрд.грн. 113 218 408 322 897

Кумулятивні млрд.грн. 113 331 740 1061 1958 * - низький рівень платежів ** - високий рівень платежів


64

Таблиця 4.8 – Показники сценарію розвитку економіки при оптимістичних сценарних

припущеннях та високих темпах розвитку ВЕС та СЕС


ВВП $ млрд. ПКС 321.79 356.42 439.00 536.41 646.37 667.29


млрд. кВт·год 118.70 122.91 135.61 144.62 152.19 157.31

З точки розвитку структури генеруючих потужностей він в значній мірі відповідає

НЕС-сценарію, але темпи розвитку економіки при ньому значно нижчі, як видно з таблиці

4.8, бо незважаючи на оптимістичні припущення щодо умов розвитку економіки та

енергетики, високі ціни на електроенергію суттєво стримують розвиток економіки.

Тому цей сценарій ілюструє реально-можливий вплив прискореного розвитку на

економіку швидкого нарощування потужностей на ВЕС та СЕС, на відміну від НЕС-

сценарію.

Показники розвитку структури генеруючих потужностей за цим сценарієм наведені в

таблиці 4.9.


65

Таблиця 4.9 – Показники розвитку генеруючих потужностей при оптимістичних

сценарних припущеннях та високих темпах розвитку ВЕС та СЕС



ТЕС ГВт 24.23 17.53 14.20 18.25 23.97

ТЕС газові ГВт 5.40 14.42 14.00 18.05 23.97


ТЕЦ ГВт 6.15 6.00 5.90 5.38 4.91

АЕС ГВт 13.80 13.80 13.80 11.00 4.50

ВЕС ГВт 1.52 2.03 3.24 4.70 6.02

СЕС ГВт 3.05 4.06 6.49 9.40 12.04

ГЕС ГВт 4.90 4.97 5.26 5.27 5.28

ГАЕС ГВт 2.31 4.41 4.41 4.41 4.41

Всього ГВт 54.40 52.81 53.30 58.40 61.13


ТЕС млрд. кВт. год. 50.00 51.47 62.48 80.82 107.05

ТЕЦ млрд. кВт. год. 13.26 13.47 13.77 14.60 14.47

АЕС млрд. кВт. год. 84.48 91.68 79.76 58.55 27.85

ВЕС млрд. кВт. год. 3.34 4.36 7.10 10.29 14.77

СЕС млрд. кВт. год. 2.94 3.91 6.82 10.70 15.82

ГЕС млрд. кВт. год. 7.91 7.91 7.91 7.91 7.91





Вугілля млн т н.е. 13.79 3.29 0.15 0.21 0.24


Біомасса млн т н.е. 0.49 1.22 1.47 1.50 1.53

Викиди ПГ млн т 62.45 35.50 33.76 43.28 56.32


Без урахування

платежів за викиди ПГ грн/кВт.год 1.89 2.23 2.40 2.98 4.33






В період млрд.грн. 164 364 185 209 397

Кумулятивні млрд.грн. 164 528 714 923 1319 * - низький рівень платежів ** - високий рівень платежів


66

4.4 Розвиток генеруючих потужностей при песимістичних сценарних припущеннях

щодо розвитку економіки та невисоких темпах розвитку ВЕС та СЕС

Цей сценарій характеризується вкрай низькими темпами розвитку економіки в період

до 2030 року, що обумовлено збереженням значної залежності від кон’юнктури зовнішніх

ринків при її несприятливості для товарів традиційного експорту, ризиків неврожаю,

деіндустріалізацією країни, складністю адаптації до вимог ЄС тощо. Негативно впливає на

розвиток економіки за цим сценарієм в означений період і відтік населення у інші країни на

постійне проживання.

Певне поліпшення у подальшому періоді пов’язано з адоптацією економіки до нових

умов, зокрема, за рахунок розвитку харчової промисловості та переходу від імпорту

продукції сільського господарства до її продукції, невисокі ціни на електроенергію

стимулюють переведення електроємних виробництв до України тощо. Його показники

наведені в таблиці 4.10.

Таблиця 4.10 – Показники сценарію розвитку економіки при песимістичних сценарних

припущеннях щодо розвиту економіки та низьких темпах розвитку ВЕС та СЕС


ВВП $ млрд. ПКС 321.79 336.46 360.02 385.94 424.53 488.21


млрд. кВт·год 119.10 121.63 127.61 135.52 144.58 153.91

Розвиток генеруючих потужностей за цим сценарієм в практично аналогічний

розвитку згідно ОГСРЕ, бо забезпечує мінімальні ціни на електроенергію. Показники

розвитку генерації за цим сценарієм наведені в таблиці 4.11.

Він забезпечує виконання вимог адекватності генеруючих потужностей в межах

прийнятих сценарних припущень.


67

Таблиця 4.11 – Показники розвитку генеруючих потужностей при песимістичних

сценарних припущеннях та низьких темпів розвитку ВЕС та СЕС



ТЕС ГВт 24.23 21.20 20.76 15.69 16.02

ТЕС газові ГВт 5.40 5.40 5.40 0.33 0.66


ТЕЦ ГВт 6.15 6.00 5.90 5.38 5.27

АЕС ГВт 13.80 13.80 14.80 14.00 14.00

ВЕС ГВт 0.83 1.18 1.43 1.68 1.93

СЕС ГВт 0.86 1.56 2.06 2.56 3.06

ГЕС ГВт 4.90 4.97 5.26 5.27 5.28

ГАЕС ГВт 2.31 4.41 4.41 4.41 4.41

Всього ГВт 51.52 53.12 54.61 48.98 49.96


ТЕС млрд. кВт. год. 52.52 47.56 44.73 54.53 66.70

ТЕЦ млрд. кВт. год. 13.45 13.26 14.32 14.61 15.11

АЕС млрд. кВт. год. 85.40 90.03 94.58 90.22 85.40

ВЕС млрд. кВт. год. 1.81 2.53 3.13 3.67 4.73

СЕС млрд. кВт. год. 0.83 1.51 2.17 2.92 4.02

ГЕС млрд. кВт. год. 7.91 7.91 7.91 7.91 7.91





Вугілля млн т н.е. 14.48 12.61 11.12 12.90 14.97


Біомасса млн т н.е. 0.49 1.22 1.47 1.50 1.53

Викиди ПГ млн т 65.45 55.72 48.93 57.57 68.03









В період млрд.грн. 103 213 390 235 835

Кумулятивні млрд.грн. 103 316 706 941 1775

* - низький рівень платежів

** - високий рівень платежів


68

4.5. Порівняльний аналіз сценаріїв та обґрунтування основних рішень цільового сценарію

розвитку генеруючих потужностей

Порівняльний аналіз представницьких сценаріїв свідчить, що найбільш ефективними

в контексті забезпечення сталого економічного зростання є атомно-вугільні сценарії

розвитку генеруючих потужностей ОЕС України при помірному розвитку генерації на базі

ВДЕ (рис. 4.1). При цьому, при оптимістичних та проміжних припущеннях щодо реінтеграції

ТНКТ до складу України їх ефективність значно зростає.

0

200

400

600

800

1000

1200

2020 2025 2030 2035 2040

$ м

лр

д. П

КС НЕС-сценарій

ОГСРЕ

ОПРЕ_ПВС

ОПРЕ_ВВС

ПСРЕ

Рисунок 4.1. Зміна ВВП за сценаріями

На відміну від ВВП, різниця між попитом за різних сценаріїв (рис. 4.2) відрізняється

не так сильно, що пояснюється такими чинниками:

1. При більш високих темпах зростання ВВП темпи впровадження енергозберігаючих та

енергоефективних технологій у всіх секторах економіки та домогосподарствах є

вищими, ніж при сценаріях розвитку економіки, при яких зростання ВВП має нижчі

темпи.

2. Високі ціни на електроенергію обумовлюють зниження електроспоживання не за

рахунок підвищення енергоефективності, а за рахунок економічних чинників –

неплатоспроможність споживачів.

3. У більш-менш розвинених країнах певний рівень споживання електроенергії

обумовлюється необхідністю підтримки на певному рівні життєдіяльності населення

та економіки навіть при високих цінах на електроенергію та/або песимістичних

прогнозах розвитку економіки.


69

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

2020 2025 2030 2035 2040

мл

рд.к

Вт.г

од НЕС-сценарій

ОГСРЕ

ОПРЕ_ПВС

ОПРЕ_ВВС

ПСРЕ

Рисунок 4.2. Зміна попиту на електроенергію за сценаріями

Звісно, що обсяги викидів ПГ при атомно-газових сценаріях розвитку генеруючих

потужностей є суттєво нижчими, ніж в альтернативних атомно-вугільних сценаріях

(табл. 4.3), але, як відзначалось, це питання є політичним і, з точки зору прийнятих на

сьогодні міжнародних зобов’язань щодо обмеження викидів ПГ, вони не є критичними.

0

20

40

60

80

100

120

2020 2025 2030 2035 2040

мл

н. т С

О2ек

в.

НЕС-сценарій

ОГСРЕ

ОПРЕ_ПВС

ОПРЕ_ВВС

ПСРЕ

Рисунок 4.3. Зміна викидів ПГ за сценаріями

Прискорений розвиток ВДЕ, у першу чергу швидке нарощування потужності ВЕС і

СЕС, як показує виконаний аналіз, негативно впливає на розвиток економіки, як

відзначалось, та значно ускладнює забезпечення виконання вимог адекватності. Поряд із

цим, при прийнятті відповідних заходів по адоптації структури генеруючих потужностей до

масштабів їх розвитку, цілком можливо забезпечити адекватність генерації ОЕС України до

2040 року. При цьому, для мінімізації ризиків порушення вимог адекватності необхідно


70

підтримувати у працездатному стані достатні потужності на ТЕС для компенсації, при

необхідності, зниження встановленої потужності АЕС при продовженні термінів роботи

окремих встановлених на них енергоблоків на термін менший ніж 20 років, коригування

термінів та обсягів введення потужностей у гідроенергетиці, прискорений розвиток ВЕС і

СЕС, що може обумовити необхідність зниження можливості використання потужностей

АЕС при покритті ГЕН, тощо. Звісно, при цьому особливу увагу необхідно приділити

проблемі надійності забезпечення ТЕС паливом.

Значні відмінності показників представницьких сценаріїв обумовлені значною

невизначеністю майбутніх умов розвитку та функціонування економіки та енергетики країни

у перспективі, зокрема:

1. Відсутні стратегічні документи, які визначають довгострокову соціально-економічну

політику держави та шляхи забезпечення переходу країни до сталого розвитку.

2. Прийнята НЕС не дає відповідей на питання щодо перспективного розвитку

економіки, очікуваного попиту на енергоресурси та конкретних пропозицій щодо

розвитку паливно-енергетичного комплексу країни в цілому, та електроенергетики,

зокрема, шляхів вирішення існуючих проблем.

3. Невизначеність щодо термінів відновлення економічних зв’язків та реінтеграції ТНКТ

до складу України, і, як наслідок, можливості розраховувати на залучення ресурсів

природного газу та вугілля, які знаходяться на цих територіях, до паливно-

енергетичного балансу країни та їх економічного потенціалу для розвитку економіки.

4. Неможливість впливати на процес розвитку генеруючих потужностей, що

використовують ВДЕ, дуже амбітні плани щодо їх розвитку в країні та активна

діяльність щодо забезпечення їх реалізації на державному рівні.

5. Відсутність надійних джерел інвестування для основної частки задекларованих

проектів розвитку теплової генерації.

6. Можливість зсувів термінів впровадження потужностей на ГАЕС.

7. Наявність вірогідності того, що термін роботи всіх існуючих енергоблоків АЕС не

буде подовжено на 20 років.

8. Вкрай напружені стосунки з Росією, при значній залежності у сфері надійності

енергозабезпечення України від поставок з неї ядерного пального, нафтопродуктів та

скрапленого газу, а також вугілля, збереження можливості паралельної роботи з

енергосистемами країн СНГ.

9. Зростання інвестиційних ризиків при реалізації проектів з розвитку традиційної

енергетики в умовах нової моделі ринку електроенергії України та складність

прогнозування наслідків її впровадження.


71

10. Невизначеність ситуації зі схваленням НПСВ, що зробить виконання вимог

Директиви 2001/80/ЄС щодо викидів забруднювачів у повітря обов’язковим для

теплової генерації і призведе до необхідності сплати штрафів за перевищення

передбачених нею концентрацій забруднювачів у повітрі згідно із затвердженою

методикою їх розрахунку (Наказ Мінприроди від 10.12.2008 № 639 [67] ).

11. Значна залежність розвитку економіки від зовнішніх факторів, зокрема, кон’юнктури

ринків товарів традиційного експорту – чорна металургія, продукція АПК, будівельні

матеріали, тощо, зміни якої суттєво впливають як на темпи розвитку економіки, так і

на перспективний попит на електроенергію.

Це вкрай ускладнює формування цільового сценарію розвитку генеруючих

потужностей, бо як показують виконані розрахунки, в залежності від цілої низки факторів –

ефективності державної соціально-економічної політики, кон’юнктури зовнішніх ринків,

майбутніх врожаїв, термінів та умов реінтеграції ТНКТ, масштабів розвитку сонячної та

вітрової енергетики, жорсткості регулювання обсягів викидів ПГ на рівні країни та в секторі

електроенергетики, тощо, суттєво будуть відрізнятися темпи та напрямки розвитку

економіки, перспективна потреба в електричній енергії та конфігурація ГЕН, можливості

забезпечення потреб у вугіллі та залучення інвестицій в оновлення основних фондів в

енергетиці та інше.

В цих умовах існують і значні ризики щодо можливості забезпечення адекватності

генеруючих потужностей в період найближчих 10 років, які узагальнені в таблиці 4.12.

Таблиця 4.12 - Можливі ризики та заходи з мінімізації їх впливу на відповідність

(адекватність) генерації обсягам та режимам споживання електричної енергії

Вид ризику Заходи з мінімізації ризику

Прискорений розвиток ВДЕ

1. Прискорення реконструкції вугільних блоків з підвищенням їх

маневрених характеристик.

2. Впровадження високоманевреної газової генерації.

3. Впровадження технологій компенсації нерівномірності

генерації електричної потужності ВЕС і СЕС та змін їх

потужності, у першу чергу в базовій та маневреній зонах ГЕН

– швидкодіючі споживачі-регулятори, акумуляторні батареї

тощо.

4. Забезпечення достатньої потужності енергоблоків ТЕС для

заміщення потужності АЕС при покритті ГЕН.

Відсутність надійних джерел

інвестування в розвиток

генеруючих потужностей

1. Забезпечення інвестування НПСВ*.

2. Підтримка у працездатному стані газомазутних енергоблоків

на ТЕС.

3. Підтримка реалізації програм продовження термінів

експлуатації існуючих енергоблоків на АЕС та розвитку

ГЕС/ГАЕС*.

4. Використання можливостей, передбачених Законом про ринок

електроенергії України щодо розвитку генерації.


72

Продовження таблиці 4.12 Вид ризику Заходи з мінімізації ризику

Невиконання Директив ЄС

щодо викидів забруднювачів у

повітря

1. Прийняття НПСВ*.

2. Забезпечення інвестування передбачених НПСВ заходів.*

Жорсткі обмеження на викиди

ПГ Відсутні*

Високі платежі за викиди ПГ Відсутні*

Дефіцит ядерного палива Диверсифікація джерел постачання ядерного палива*.

Дефіцит вугілля

1. Переведення вугільних ТЕС на спалювання марок вугілля

марок А та П та підтримка нарощування вуглевидобутку.

2. При песимістичних припущеннях щодо можливостей

відновлення контролю на ТНКТ переведення енергоблоків зі

спалювання вугілля марок А та П на спалювання газового

вугілля.

3. Визначення довгострокових можливостей імпорту вугілля,

оцінка можливої логістики, визначення та реалізація заходів з

підвищення можливостей імпорту*.

4. Створення стратегічних запасів природного газу*.

Дефіцит природного газу

1. Створення стратегічних запасів.*

2. Розбудова спроможності щодо його імпорту з європейських

країн.*

Неплатежі за електроенергію Відсутні*

Швидке зростання попиту Відсутні*

Невірна оцінка адекватності

генеруючих потужностей у

перспективі при підготовці

Звіту

Підвищення можливостей оператора системи передачі по

прогнозуванню та плануванню розвитку ОЕС України та оцінки

адекватності.

* - в контексті можливостей оператора системи передачі, ці заходи лежать поза межами його компетенції

У найближчій перспективі – 2018 рік, найбільшим ризиком є відсутність рішення

щодо затвердження НПСВ, що зробить економічно недоцільною роботу теплової генерації

України через необхідність сплати величезних штрафів, що, при відсутності компенсації

тарифів на електроенергію, призведе до банкрутства ТЕС ГК.

Включення цих штрафів до тарифу для теплової генерації призведе практично до

подвоєння оптових цін на електроенергію, що, у свою чергу, з дуже високою вірогідністю

призведе до повномасштабної кризи неплатежів і, як наслідок, відсутності коштів для

закупівлі палива, поточних ремонтів, тощо.

Зрозуміло, що зупинка потужностей у тепловій генерації з цих причин не може бути

скомпенсована діями оператора системи передачі і може викликати повномасштабний

blackout в Україні.

Найбільшим ризиком в контексті забезпечення адекватності генеруючих потужностей

ОЕС України у перспективі найближчих 10 років є швидке нарощування потужностей ВЕС і

СЕС згідно НЕС, при невиконанні запланованих заходів з розвитку гідроенергетики і


73

реконструкції теплової генерації та неможливості швидкого впровадження високоманевреної

газової генерації.

При такому розвитку подій забезпечення адекватності генерації можливо в період до

2025 року лише за рахунок постійного зниження участі АЕС в покритті ГЕН без обмеження

виробництва на ВЕС і СЕС, але на рівні 2027 року такі обмеження стають необхідними.

В таблиці 4.12 також наведені можливі заходи з їх мінімізації, але оператор системи

передачі, з точки зору наданих йому Законом про ринок електроенергії в Україні (далі –

Закон) повноважень, може лише використовувати передбачені ним механізми, а саме –

виступати замовником нового будівництва та реконструкції (модернізації) генеруючих

потужностей та послуг з регулювання попитом, при недостатності рішень з розвитку

генерації існуючих енергогенеруючих компаній та нових інвесторів для забезпечення

адекватності. Але на сьогодні необхідна нормативно-правова база для реалізації положень

Закону знаходиться в стані підготовки. Тому відсутні критерії оцінки вірогідності реалізації

проектів існуючих енергетичних компаній та нових інвесторів з розвитку генеруючих

потужностей, що необхідно для визначення достатності їх планів для забезпечення

адекватності генерації, правила та порядок закупівлі оператором системи передачі

необхідних генеруючих потужностей та послуг з управління попитом, правила безпеки

постачання електричної енергії. Через це практично неможливо чітко визначити необхідні

додаткові заходи з розвитку генерації відносно планів існуючих генеруючих компаній та

нових інвесторів для забезпечення адекватності ОЕС України на середньострокову

перспективу – найближчі десять років.

З урахуванням означеного був сформований цільовий сценарію розвитку генеруючих

потужностей на період 2018 – 2027 років, обґрунтування основних напрямків розвитку

генерації за яким базується на наступних висновках:

1. В умовах низької платоспроможності значної частки споживачів країни та значного

впливу вартості електроенергії на перспективи розвитку економіки необхідна

підтримка цін на електроенергію на обґрунтовано мінімальному рівні для

недопущення виникнення кризи неплатежів та створення передумов для можливості

росту економіки.

2. Темпи нарощування потужності технологій виробництва електроенергії на базі

використання ВДЕ суттєво нижчі, ніж очікувались, тому необхідність прискореного

впровадження високоманевреної газової потужності поки що відсутня, і це питання

необхідно вирішувати після уточнення можливих темпів розвитку цих технологій.

3. Зобов’язання, прийняті на сьогодні Україною, не накладають жорстких обмежень

щодо обсягів викидів ПГ.


74

4. Неприйняття НПСВ, як відзначалось, теоретично унеможливлює роботу теплової

генерації країни з 1 січня 2018 року. Звісно, що при такому розвитку подій

забезпечити покриття потреб країни в електроенергії можливо виключно за рахунок її

експорту у великих обсягах, що може мати катастрофічні економічні наслідки. Тому

навіть якщо НПСВ не буде схвалений, Україна буде змушена продовжити

експлуатацію потужностей в тепловій енергетиці. Але можна прогнозувати

виникнення певних проблем з партнерами по Енергетичному співтовариству та по

Асоціації з Європейським Союзом, зокрема, щодо приєднання на паралельну роботу з

ENTSO-E.

5. У разі прийняття НПСВ Україна має забезпечити його реалізацію – забезпечити

реконструкцію енергоблоків на ТЕС та ТЕЦ з доведенням рівня викидів

забруднювачів в повітря до вимог Директиви 2010/75/ЄС. Таке рішення буде мати

сенс за наступних умов:

продовження термінів роботи енергоблоків ТЕС, що пройшли реконструкцію, не

менше, ніж на 20 років;

доведення до сучасного рівня систем управління роботою енергоблоків;

збільшення діапазону регулювання навантаження енергоблоків не менше, ніж до

40% від їх номінальної потужності.

Поряд із цим, згідно з НПСВ зберігається можливість використання потужностей на

ТЕС і ТЕЦ, реконструкція яких не передбачається, при обмеженні загального часу їх

роботи в період 2018 – 2033 років.

6. Прийнятий політичний курс згідно НЕС на збереження значних обсягів виробництва

електроенергії ядерною енергетикою обумовлює необхідність подальшої реалізації

запланованих заходів з подовження роботи на понаднормативний термін енергоблоків

існуючих АЕС та будівництво нових, з огляду на те, що на рівні 2035 року навіть при

умові подовження терміну експлуатації всіх енергоблоків АЕС на 20 років, в роботі

залишаться АЕС загальною потужністю 11 ГВт, а на рівні 2040 року – 3 ГВт.

З огляду на те, що мінімальні ціни на електроенергію можливо забезпечити при

реалізації атомно-вугільного сценарію, він, де-юре, передбачається НЕС, в якій проголошено

курс на подальший розвиток ядерної енергетики та відзначено необхідність реалізації НПСВ,

хоча це і входить в протиріччя з наведеним в НЕС ЗППЕ, при невисоких темпах

впровадження технологій виробництва електроенергії на базі використання ВДЕ цей

сценарій забезпечує виконання вимог адекватності, а при помірних потребує впровадження

відносно невеликих обсягів високоманеврових газових потужностей, саме атомно-вугільний


75

сценарій прийнято в якості основи формування цільового сценарію розвитку генеруючих

потужностей ОЕС України на найближчі десять років.


76

5. Цільовий сценарій розвитку генеруючих потужностей

Цільовий сценарій сформований при наступних головних сценарних припущеннях:

розвиток економіки буде відбуватися з темпами збільшення ВВП від 1% до 5% на рік

протягом найближчих 10 років, з прискоренням у період за 2020 роком за рахунок

повільного поступового переходу до проведення ефективної економічної політики з точки

зору забезпечення національних інтересів та необхідності оновлення основних фондів в

інфраструктурних галузях;

зростання цін на електроенергію в період найближчих 3-5 років обумовлять невисокі

темпи зростання електроспоживання з їх подальшим відносно незначним прискоренням за

рахунок підвищення темпів економічного зростання;

НПСВ буде прийнятий, а передбачені ним заходи будуть реалізовуватись у передбачені

ним терміни, при цьому реконструкція вугільних енергоблоків буде здійснюватись згідно

вимог, наведених у підрозділі 4.5;

будуть продовжуватись заплановані роботи з подовження термінів роботи енергоблоків на

АЕС;

невисокі темпи розвитку генерації на альтернативних джерелах енергії;

розвиток ГЕС буде здійснюватись згідно з планами компанії;

нові потужності на ГАЕС відносно існуючих планів будуть впроваджені з певним часовим

зсувом через наявність проблем з видачею потужності, доцільності перегляду проектів у

бік зменшення одиничної потужності гідроагрегатів тощо;

додаткове впровадження нових енергоблоків на АЕС протягом найближчих 10 років не

передбачається через відсутність конкретики щодо нового будівництва;

будуть здійснені проекти по реконструкції існуючих ТЕЦ, у першу чергу спрямовані на

заміщення природного газу вугіллям та біомасою, зокрема, при сумісному їх спаленні, при

нарощуванні в достатньо невеликих обсягах потужностей на нових ТЕЦ, які

використовують біомасу;

прийнята достатньо консервативна оцінка щодо можливостей використання потужностей

ГЕС, ВЕС та СЕС.

Реалізація цільового сценарію при помірних темпах зростання потужності генерації

електроенергії з використанням ВДЕ може забезпечити адекватність генеруючих

потужностей при мінімальному зростанні цін на електроенергію в перспективі найближчих

10 років.


77

Необхідна встановлена потужність генерації ОЕС наведена в табл. 5.1, а

перспективний баланс електричної енергії на найближчі 10 років – в табл. 5.2 та в

графічному вигляді – на рис. 5.1.

Рисунок 5.1 – Зміна встановленої потужності електростанцій відносно 2018 р., %

Для оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей рівням та режимам

споживання електроенергії були виконані детальні розрахунки для найбільш важких

режимів, які можна очікувати в майбутньому в ОЕС України для 2018 – 2027 рр., зокрема,

виконана оцінка щодо виконання критерію N-1.

Результати розрахунків свідчать що структура генеруючих потужностей відповідно до

цільового сценарію (табл. 5.3), забезпечує відповідність (адекватність) генерації обсягам та

режимам споживання електричної енергії та достатній рівень резервів в ОЕС України при

прийнятих припущеннях щодо невисоких темпів впровадження технологій виробництва

електроенергії на базі використання ВДЕ.

З урахуванням невизначеності потужності ВЕС та СЕС при розрахунках режимів була

визначена потужність ТЕС, яка необхідна для забезпечення надійного покриття

навантаження у найбільш складних режимах роботи ОЕС.


Таблиця 5.1 – Встановлена потужність за типами генерації згідно цільового сценарію до 2027

Встановлена потужність: 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

ТЕС ГК 24600 24625 24640 24640 24640 24640 24640 24640 24640 24640 24640

ТЕЦ 6547 6220 6189 6151 6090 6084 6078 6072 6066 6060 6029

ГЕС 4711 4711 4735 4770 5032 5133 5184 5236 5584 5696 5806

ГАЕС 1510 1510 1510 1510 1984 3438 3762 4086 4410 4410 4410

АЕС 13835 13835 13835 13835 13835 13835 13835 13835 13835 13835 13835

ВЕС 350 650 835 1000 1180 1430 1680 1780 1850 1930 2000

СЕС 650 850 950 1070 1180 1430 1680 1780 1855 1930 2000

Всього потужність 52203 52401 52694 52976 53941 55990 56859 57429 58240 58501 58720

Таблиця 5.2 –Баланс електроенергії згідно цільового сценарію до 2027, млн кВт·год/рік

Попит/Рік 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Промисловість та будівництво 51350 51600 51750 52000 52500 53152 53873 54739 55798 57016 58434

Сільгоспспоживачі 3650 3700 3740 3790 3896 4020 4165 4328 4503 4692 4894

Транспорт 7100 7250 7300 7300 7350 7497 7647 7800 7956 8115 8277

Комун.-побутові споживачі 15400 15550 15700 15964 16236 16528 16842 17179 17540 17926 18338

Інші непромислові споживачі 6100 6150 6170 6180 6187 6255 6333 6422 6522 6632 6755

Населення 36200 36500 36850 37080 37581 38163 38831 39588 40439 41390 42445

Попит всього 119800 120750 121510 122314 123750 125615 127691 130056 132758 135771 139143

Відсоток до попереднього року 0.79% 0.63% 0.66% 1.17% 1.51% 1.65% 1.85% 2.08% 2.27% 2.48%

Експорт 6200 6880 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000 7000

Нетто-споживання та експорт 126000 127630 128510 129314 130750 132615 134691 137056 139758 142771 146143

Споживання ГАЕС 2250 2250 2250 2250 2670 4717 5161 5606 6111 6111 6111

Втрати при транспортуванні 4000 4130 4200 4240 4300 4330 4400 4410 4420 4430 4450

Втрати при розподілу електроенергії 13500 13950 14050 14150 14200 14499 14771 14797 14970 15119 15305

Власні потреби електростанцій 11700 12120 12250 12340 12500 12625 12751.25 12878.763 13007.55 13137.626 13269.002

Споживання всього 157450 160080 161260 162294 164420 168786 171774 174747 178266 181568 185278


79

Продовження таблиці 5.2.

Виробництво:

ТЕС ГК 47570 51223 51779 51219 50373 46439 50079 52363 54189 56578 59104

ТЕЦ 13060 12959 13034 13098 13120 13234 13348 13463 13577 13690 13760

ГЕС 8200 7910 7910 7910 7910 7910 7910 7910 7910 7910 7910

ГАЕС 1640 1640 1640 1639 1984 3438 3762 4086 4454 4454 4454

АЕС 85300 84000 84000 85400 87000 92800 90753 90556 91411 91824 92572

ВЕС 950 1398 1810 2194 2620 3213 3820 4095 4305 4543 4761

СЕС 730 950 1087 1253 1414 1751 2102 2275 2420 2569 2716

Всього виробництво 157450 160080 161260 162714 164420 168786 171774 174747 178266 181568 185278

Виробництво на біомасі 181 240 1721 3000 3700 4375 5469 6563 7000 7140 7283

Всього ВДЕ 10061 10498 12528 14357 15644 17250 19301 20842 21635 22162 22670

Таблиця 5.3 – Баланси потужності відповідно до цільового сценарію до 2027р. для найбільш тяжких режимів роботи ОЕС України,

МВт

Максимум навантаження 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

ТЕС ГК 8440 8258 7896 8281 7953 8225 8568 8938 9386 10008

ТЕЦ 2402 2531 2597 2574 2571 2569 2567 2564 2562 2551

АЕС 10400 10800 11400 11400 12175 12175 12175 12175 12175 12175

ГЕС 1899 1909 1934 1942 1952 1952 1952 1953 1953 1952

ГАЕС 1210 1210 1210 1270 1270 1480 1630 1850 1930 1930

ВЕС 189 230 275 303 330 358 371 385 399 413

СЕС 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Всього потужність 24540 24938 25312 25769 26251 26758 27263 27865 28405 29029

Необхідна робоча потужність ТЕС 9873 9755 9462 9900 9626 9953 10336 10751 11241 11910


80

Продовження таблиці 5.3

Мінімум навантаження 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

ТЕС ГК 4426 5617 4689 4615 5445 6491 6984 7477 7830 8088

ТЕЦ 786 784 781 776 775 775 774 774 773 771

АЕС 9800 8800 9900 10273 9691 9117 9049 9109 9132 9219

ГЕС 53 50 47 44 42 39 38 36 35 34

ГАЕС -1210 -1210 -1210 -1270 -1270 -1480 -1630 -1850 -1930 -1930

ВЕС 189 230 275 303 330 358 371 385 399 413

СЕС 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0



Мінімум навантаження паводок 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

ТЕС ГК 5412 4615 4770 4688 5326 6171 6578 7000 7284 7475

ТЕЦ 887 884 897 874 874 873 873 872 872 869

АЕС 8800 9800 9800 10218 9848 9504 9553 9719 9843 10038

ГЕС 1533 1544 1567 1575 1585 1587 1589 1590 1591 1592

ГАЕС -1210 -1210 -1210 -1270 -1270 -1480 -1630 -1850 -1930 -1930

ВЕС 189 230 275 303 330 358 371 385 399 413

СЕС 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0




Тому наведені в таблиці 5.3. баланси сформовані при найбільш вірогідній потужності

ВЕС, СЕС і ТЕС, а робоча потужність ТЕС визначає загальну потужність ТЕС, необхідну для

забезпечення адекватності з урахуванням можливих змін потужності вітряних та сонячних

електростанцій, необхідності виконання критерію N-1, коливань потужності споживачів, і

знаходиться в «гарячому» стані.

Для днів максимуму та мінімуму навантажень були сформовані графіки їх покриття

для 2018, 2022 та 2027 років, які наведені в Додатку В.

Забезпечення виконання вимог адекватності генерації обумовлює необхідність

реалізації наведених в таблиці 4.12 заходів, які знаходяться поза межами компетенції

оператора системи передачі, зокрема, щодо надійності забезпечення паливом АЕС і ТЕС.

Поряд із цим, оператором системи передачі для мінімізації ризиків щодо забезпечення

адекватності без необхідності обмеження потужності АЕС, ВЕС та СЕС, передбачається

протягом найближчого часу здійснити оцінку можливостей та умов швидкого нарощування

потужностей високоманевреного генеруючого обладнання, а також засобів накопичення

енергії для компенсації нерівномірності генерації електричної потужності ВЕС та СЕС,

темпи та масштаби розвитку яких можуть суттєво прискоритись. Це забезпечить можливість,

після прийняття відповідних нормативних актів необхідних для реалізації положень Закону,

використати його положення для забезпечення адекватності генеруючих потужностей

ОЕС України шляхом закупівлі відповідної потужності нової генерації або заходів з

управління попитом.

Також передбачається збереження «надлишку» встановлених потужностей на

енергоблоках вугільних ТЕС з огляду на необхідність:

проведення робіт з реконструкції вугільних енергоблоків згідно НПСВ;

мати достатню доступну потужність ТЕС для можливості компенсації неможливості

подовження терміну роботи всіх існуючих енергоблоків на 20 років, зсувів термінів та

відмови від реалізації проектів збільшення потужності ГАЕС, швидке нарощування

потужностей генерації на базі альтернативних джерел енергії тощо.

Також передбачається підвищення можливостей оператора системи передачі щодо

вирішення задач прогнозування розвитку генерації в умовах функціонування нового ринку

електроенергії, розвитку ВДЕ, очікуваної інтеграції з європейським ринком електроенергії

при переході на паралельну роботу з ENTSO-E, зростання впливу напрямків розвитку

електроенергетики на перспективи розвитку економіки, оцінки адекватності, зокрема щодо

розрахунку ймовірнісних показників балансової надійності генеруючих потужностей тощо.


82

ВИСНОВКИ

При умові прийняття НПСВ, реалізації передбачених ним заходів та подовження

термінів роботи основної частки існуючих енергоблоків АЕС на 20 років понад нормативний

термін їх роботи, навіть при збереженні існуючих потужностей на ГЕС та ГАЕС можливо

забезпечити адекватність генеруючих потужностей ОЕС України протягом найближчих

10 років при реалістичних сценаріях нарощування потужності генерації на базі

альтернативних джерел енергії.

Поряд із цим, при швидких темпах нарощування потужностей генерації на базі

альтернативних джерел енергії, забезпечення вимог адекватності потребує або обмеження

потужності ВЕС і СЕС на певних ступенях ГЕН при їх покритті, або потужності АЕС на

рівні, який забезпечує відсутність обмежень на видачу потужності ВЕС і СЕС, протягом

тривалих періодів часу.

Мінімізація означених ризиків обумовлює необхідність підвищення маневрових

можливостей ОЕС України за рахунок впровадження високоманевреної генерації на

природному газі. Прийняття рішення щодо необхідності будівництва відповідної потужності

доцільно відтермінувати до уточнення темпів розвитку альтернативних джерел енергії, з

розвитку теплової генерації та гідроенергетики.

Найбільшими ризиками у контексті забезпечення адекватності генеруючих

потужностей ОЕС України є:

у найближчій перспективі – 2018 рік, неприйняття НПСВ, що може привести до

втрати адекватності з 1 січня 2018 року при зупинці основної частки теплової

генерації через економічні причини, або з плином часу через кризу неплатежів;

у перспективі найближчих десять років швидке нарощування потужностей ВЕС і СЕС

згідно НЕС, при невиконанні запланованих заходів з розвитку гідроенергетики і

реконструкції теплової генерації та неможливості швидкого впровадження

високоманевреної газової генерації. За таких умов забезпечення адекватності

генерації можливо в період до 2025 року лише за рахунок постійного зниження участі

АЕС в покритті ГЕН без обмеження виробництва на ВЕС та СЕС, але на рівні 2027

року такі обмеження стають необхідними.

Підвищення ефективності оцінки адекватності генеруючих потужностей ОЕС України

у перспективі потребує чіткого визначення перспектив розвитку економіки та енергетики на

загальнодержавному рівні та уточнення показників НЕС, бо їх досягнення практично

неможливо забезпечити у запропоновані терміни часу. При цьому дуже значними є ризики

порушення вимог адекватності генеруючих потужностей при спробі досягнення показників


83

НЕС в період найближчих 15 років, що обумовить необхідність обмежувати або потужність

АЕС, або потужність ВЕС і СЕС з усіма негативними наслідками для споживачів та

економіки.

Також необхідно забезпечити підвищення спроможності оператора системи передачі

щодо проведення робіт та досліджень з оцінки адекватності генеруючих потужностей.


84

Список використаних джерел

1. Верховна Рада України; Закон від 19.06.2003 № 964-IV Про основи національної

безпеки України

2. Мелентьев Л.А. Системные исследования в энергетике. – М.: Наука, 1979. – 414 с.

3. Системный подход при управлении развитием электроэнергетики / под ред. Л.С.

Беляева и Ю.Н. Руденко. – Новосибирск: Наука, 1980. – 310 с.

4. Тейл Г. Экономические прогнозы и принятие решений. – М.: Статистика, 1971.–

220 с.

5. Оптимизация республиканского топливно–энергетического комплекса и его

отраслевых систем /АН Украины. Ин–т проблем энергосбережения; Кулик М.Н., Юфа А.И.,

Костюковский Б.А. и др. – К.: Наук. думка, 1992. – 215 с.

6. Теоретические основы системных исследований в энергетике / Гамм А.З. Макаров

А.А. Санеев Б.Г. и др. – Новосибирск: Наука, 1986. – 331с.

7. Raptsoun N., Kaletnik N., Kostenko D., Parasyuk N., Gnedoi N., Ivanenko N.,

Kostyukovski B., Kulik M., Laskarevski V. Mitigation Analysis for Ukraine: Global Climate

Change Mitigation Assessment, Washington, D.C. USA, 1997. - Р. 169-192.

8. С. Хант, Г. Шатлуорт. Конкуренция и выбор в электроэнергетике. ОЭСР/МЭА,

2005. – 256 с.

9. Интрилигатор Н. Математические методы оптимизации и экономическая теория. –

М.: Прогресс, 1975. – 245 с.

10. Саати Т., Кернс К. Аналитическое планирование. Организация систем / пер. с

англ. – М: Радио и связь, 1991. – 224 с.

11. Аккоф Р. Планирование в больших экономических системах. / пер. с англ. – М:

Советское радио, 1972. – 223 с.

12. Месарович М., Мако Д., Такахара И. Теория иерархических многоуровневых

систем / пер. с англ. Под ред. Шахина И.Ф. – М.: Мир, 1973.– 334 с.

13. Звіт про науково-дослідну роботу «Розроблення довгострокових,

середньострокових та короткострокових прогнозів викидів парникових газів за різних

сценаріїв розвитку економіки України», Інститут газу НАН України, ДР № 0112U006178,

2013. — 141 c. Науковий керівник д.ф-т.н. В.А. Жовтянський, відповідальний виконавець

к.т.н. Б.А. Костюковський.

14. Михалевич В.С., Трубин В.А., Шор Н.З., Оптимизационные задачи

производственно-транспортного планирования. – М: Наука, 1986. – 264 с.


85

15. Гермейер Ю.Б. Введение в теорию исследования операций. – М.: Наука, 1971. –

212 с.

16. Клир Дж. Системология, автоматизация решения системных задач / пер. с англ.

Зуева М.А., под ред. Горлина А. И. – М.: Радио и связь, 1990. – 539 с.

17. Мулен Э. Кооперативное принятие решений: аксиомы и модели / Мулен Э. [пер. с

фр.]. – М: Мир, 1991. – 464 с.

18. . Науково-дослідна робота за договором № 06-4/2276-16 від 30.05.2016 р. між

Державним підприємством «Національна енергетична компанія «Укренерго» та ТОВ

«Карбон Емішн Партнершип» Визначення можливості забезпечення потреб національної

економіки та суспільства у електричній енергії та потужності на середньострокову

перспективу, з урахуванням стандартів операційної безпеки/науковий керівник Б.А.

Костюковський; відповідальний виконавець С.В. Шульженко [та ін.], ТОВ «Карбон Емішн

Партнершип». - К. 2016.

19. Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. Надежность систем энергетики. М.: Наука, 1986.

252 с.

20. Волков Г.А. Оптимизация надежности электроэнергетических систем. М.: Наука,

1986. 117 с.

21. Ковалев Г.В., Сеннова Е.В., Чельцов М.Б. и др. Надежность систем энергетики:

достижения, проблемы, перспективы /Под ред. Н.И. Воропая. Новосибирск: Наука.

Сибирское отделение РАН, 1999. 434 с.

22. Кучеров Ю.Н., Федоров Ю.Г. Развитие нормативного и методического

обеспечения надежности сложных энергосистем и энергообъединений в условиях

либерализованной энергетики // Электро. Электротехника, электроэнергетика,

электротехническая промышленность. 2010. № 6. С. 6–17.

23. Чукреев Ю.Я., Чукреев М.Ю. Обеспечение надежности электроэнергетических

систем при управлении их развитием в условиях реформирования электроэнергетики.

Сыктывкар, 2009. 44 с. (Новые научные методики и информационные технологии / Коми

научный центр УрО Российской академии наук; Вып. 63).

24. Чукреев Ю.Я., Чукреев М.Ю. Обеспечение надежности при управлении развитием

электроэнергетических систем для условий реформирования электроэнергетики / Известия

РАН. Энергетика. 2008. № 4. С. 39–48. Коми НЦ УрО РАН, 1995. 176 с.

25. Мировой опыт выбора факторов, показателей определения исходных данных по

расчету вероятностных характеристик потери энергоснабжения потребителей и оценка

возможности применения критериев и показателей для расчета вероятности потери


86

энергоснабжения потребителей ЕЭС России в целом и ее частях // Научный отчет компании

«Charles River Associates», Boston Massachusetts 02116, USA. 2009. 76 с.

26. Расчет вероятностных характеристик потери энергоснабжения в ЕЭС России в

целом и ее частях с учетом известных на момент расчета планов развития генерирующих и

сетевых мощностей. Проект методических указаний // Научный отчет компании «Charles

River Associates», Boston Massachusetts 02116, USA. 2009. 40 с.

27. С. Хант, Г. Шатлуорт. Конкуренция и выбор в электроэнергетике. ОЭСР/МЭА,

2005. – 256 с.

28. Billinton R., Allan R.N. Reliability Evaluation of Power Systems. Second Edition. New

York and London, Plenum Press, 1996. 509 p.

29. CIGRE Technical Brochure on Review of the Current Status of Tools and Techniques

for Risk-Based and Probabilistic Planning in Power Systems. Working Group 601 of Study

Committee С4. – International Conference on Large High Voltage Electric Systems, March 2010.

30. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: методы анализа и управления.

М.: Энергоатомиздат, 1990. 440 с.

31. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В.В. Ершевич,

А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М.:

Энергоатомиздат, 1985. 352 с.

32. Справочник по общим моделям анализа и синтеза надежности систем энергетики.

/ Под общей ред. Ю.Н. Руденко М.: Энергоатомиздат 1994.

33. В.П. Обоскалов. Надежность обеспечения баланса мощности

электроэнергетических систем / Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2002. 210 с.

34. Сравнительный анализ вероятностных показателей балансовой надежности и

методических принципов их определения при управлении развитием электроэнергетических

систем / Ю.Я. Чукреев, М.Ю. Чукреев: Известия Коми научного центра УрО РАН Выпуск

3(11). Сыктывкар, 2012. с. 76 – 81.

35. Формування узгоджених прогнозів розвитку економіки та енергетики з

використанням оптимізаційних моделей / Б.А. Костюковський, О.О.Максимець,

С.В.Шульженко, Т.П. Нечаєва, Д.П. Сас, М.В. Парасюк // Проблеми загальної енергетики. –

2008. - № 18. - С. 21-23.

36. Теоретико-методологические основы прогнозирования развития энергетики в

условиях либерализации и глобализации мировой экономики и интернационализации

экологических ограничений / Б.А. Костюковский, канд. техн. наук, Е.А. Рубан-Максимец,

Д.П. Сас, М.В. Парасюк // Проблемы общей энергетики. - 2009. - № 19. - С. 31-38.


87

37. Оптимізаційні моделі прогнозування потреби в енергоресурсах на основі синтезу

методів формування перспективного міжгалузевого та паливно-енергетичного балансів з

урахуванням екологічних обмежень / Рубан-Максимець О.О. // Проблеми загальної

енергетики. – 2010. – Вип. 2 (22). – С. 12-17.

38. Критерії та методичні засади формування варіантів розвитку паливно-

енергетичного комплексу в умовах ринку / Костюковський Б.А. // Проблеми загальної

енергетики. – 2010. – Вип. 2 (22). – С. 5-11.

39. Б.А. Костюковський. Методи та засоби прогнозування розвитку структури

генеруючих потужностей об‘єднаних електроенергетичних систем в умовах ринкового

регулювання діяльності в електроенергетиці. Дисертація на здобуття наукового ступеня

кандидата технічних наук, Київ, 2007р. 161 с.

40. Моделі оцінки техніко–економічної ефективності рішень з розвитку структури

генеруючих потужностей та їх використання при прогнозуванні її розвитку / Гольденберг

І.Я,, Костюковський Б.А., Біленко М.С. та ін. // Проблеми загальної енергетики: науковий

збірник. – 2001.– № 4. – С. 8–11.

41. Методи та засоби дослідження перспектив розвитку електроенергетики в умовах

впровадження ринкових відносин / Костюковський Б.А., Шульженко С.В., Гольденберг І.Я.

та ін. // Проблеми загальної енергетики: науковий збірник. – 2000. – № 2. – С. 6–13.

42. Вплив на стан та розвиток національної електроенергетики впровадження

«зеленого тарифу» та нової моделі ринку електроенергії в Україні / Б.А. Костюковський,

Шульженко С.В., Нечаєва Т.П., та ін..// Проблеми загальної енергетики. – 2010. - № 23. - С.

18-22.

43. Теоретичні засади аналізу ефективності моделей регулювання діяльності в

електроенергетиці та оцінка наслідків впровадження ринкових моделей в Україні /

Б.А. Костюковський, Лещенко І. Ч., Спітковський А. І., та ін. // Проблеми загальної

енергетики. – 2012. - № 31. - С. 21-26.

44. Доцільні напрямки удосконалення державного регулювання ринку електроенергії

в Україні / Б.А. Костюковський, О.Ю.Богославська, Лещенко І. Ч., та ін. // Проблеми

загальної енергетики. – 2013. - № 33. - С. 25-31.

45. Mid-Term Adequacy Forecast, 2016 Edition / Entso-E, 2016. — 106 c. — (Препринт /

ENTSO-E AISBL, Avenue de Cortenbergh 100, 1000 Brussels, Belgium, www.entsoe.eu)

46. ENTSO-E Target Methodology for Adequacy Assessment, Consultation Material, 14

July 2014 / Entso-E, 2014. — 13 c. — (Препринт / ENTSO-E AISBL, Avenue de Cortenbergh

100, 1000 Brussels, Belgium, www.entsoe.eu)


88

47. ENTSO-E TYNDP 2016 Scenario Developmet Report, for public consultation, 21 May

2015 / Entso-E, 2015. — 57 c. — (Препринт / ENTSO-E AISBL, Avenue de Cortenbergh 100,

1000 Brussels, Belgium, www.entsoe.eu)

48. ENTSO-E 2015 Scenario Outlook and Adequacy Forecast, 30 June 2015 / Entso-E,

2015. — 138 c. — (Препринт / ENTSO-E AISBL, Avenue de Cortenbergh 100, 1000 Brussels,

Belgium, www.entsoe.eu)

49. ENTSO-E General Guidelines for Reinforcing the Cooperation between TSOs and

DSOs [Електронний ресурс] / Entso-E. — 6 c. — Режим доступу:

https://www.entsoe.eu/Documents/Publications/Position papers and reports/entsoe_pp_TSO-

DSO_web.pdf

50. ENTSO-E, ENTSO-G Overview of the selected/proposed gas and electricity TYNDP

2018 2040 story lines, 19 September 2016 / Entso-E. — 11 c. — (Препринт / ENTSO-E AISBL,

Avenue de Cortenbergh 100, 1000 Brussels, Belgium, www.entsoe.eu)

51. ENTSO-E Statistical Factsheets 2015, Provisional values as of 4 May 2016 / Entso-E,

2016. — 8 c. — (Препринт / ENTSO-E AISBL, Avenue de Cortenbergh 100, 1000 Brussels,

Belgium, www.entsoe.eu)

52. ENTSO-E Research and Development Roadmap 2013 – 2022, Implementation Plan

2016 – 2018, March 2015 / Entso-E, 2015. — 36 c. — (Препринт / ENTSO-E AISBL, Avenue de

Cortenbergh 100, 1000 Brussels, Belgium, www.entsoe.eu)

53. Науково-дослідна робота за договором № 06-4/3619-16 від 09.09.2016 р. між

Державним підприємством «Національна енергетична компанія «Укренерго» та ТОВ

«ДМСС-Інжиніринг» Аналіз планів розвитку європейських операторів системи передавання

та розробка основних положень Плану розвитку ОЕС України на наступні 10 років/науковий

керівник В.А. Камінський [та ін.], ТОВ «ДМСС-Інжиніринг». - К. 2016.

54. Decisions of the Ministerial Council of Energy Community D/2013/05/MC-EnC on the

implementation of Directive 2001/80/EC on the limitation of emissions of certain pollutants into the

air from large combustion plants Режим доступу: http://www.energy-

community.org/pls/portal/docs/2386185.PDF.

55. Шосте Національне повідомлення України з питань зміни клімату / Ministry of

Environment and Natural Resources of Ukraine, State Service of Ukraine of Emergencies, National

Academy of Sciences of Ukraine, Ukrainian Hydrometeorological Institute / 30 December 2012.

323 c. – Режим доступу: http://www.seia.gov.ua/seia/doccatalog/document?id=638134

56. Науково-дослідна робота за договором № 45-12 від 22.02.2013 р. між Інститутом

газу Національної академії наук України та ТОВ «Карбон Емішн Партнершип» Створення

інформаційної підтримки для розроблення довгострокових, середньострокових та

http://www.entsoe.eu/

http://www.energy-community.org/pls/portal/docs/2386185.PDF

http://www.energy-community.org/pls/portal/docs/2386185.PDF

http://www.seia.gov.ua/seia/doccatalog/document?id=638134


89

короткострокових прогнозів викидів парникових газів та різних сценаріїв розвитку

економіки України/ науковий керівник А.А Верлань [та ін.], ТОВ «Карбон Емішн

Партнершип». – К.2013

57. Директива 2001/80 / ЄC Європейського парламенту і Ради від 23 жовтня 2001 року

про обмеження викидів деяких забруднюючих речовин в атмосферне повітря від великих

установок для спалювання. Офіційний вісник ЄС, L 309/1, 27.11.2001.

58. 2010/75/ЄС Європейського Парламенту та Ради від 24 листопада 2010 року про

промислові викиди (комплексне запобігання і контроль забруднень) (переглянута).

Офіційний вісник ЄС, L 334, 17 грудня 2010 р., с. 17–119.

59. Projected Costs of Generating Electricity 2010 Edition / 2010. 218 c. - (Препринт /

Organisation for Economic Co-operation and Development/International Energy Agency, 9 rue de

la Fédération, 75739 Paris Cedex 15, France, Organisation for Economic Co-operation and

Development/Nuclear Energy Agency Le Seine Saint-Germain, 12, boulevard des Îles, F-92130

Issy-les-Moulineaux, France / Режим доступу:

https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/projected_costs.pdf).

60. Projected Costs of Generating Electricity 2015 Edition / 30 September 2015. 215 c. -

(Препринт / Organisation for Economic Co-operation and Development/International Energy

Agency, 9 rue de la Fédération, 75739 Paris Cedex 15, France, Organisation for Economic Co-

operation and Development/Nuclear Energy Agency Le Seine Saint-Germain, 12, boulevard des

Îles, F-92130 Issy-les-Moulineaux, France / - Режим доступу:

https://www.oecd-nea.org/ndd/pubs/2015/7057-proj-costs-electricity-2015.pdf).

61. Енергетична стратегія України на період до 2035 року "Безпека,

енергоефективність, конкурентоспроможність", схвалена розпорядженням Уряду від 18

серпня 2017 р. № 605-р – Режим доступу:

http://195.78.68.67/minugol/doccatalog/document?id=245234103

62. Енергетична стратегія України на період до 2035 року, Збірник «Енергетична

стратегія України як інструмент політики енергетичної безпеки», Київ, Національний

інститут стратегічних досліджень при Президенті України, Київ, 2014 р. С. 89 – 167.

63. Закон України «Про засади функціонування ринку електричної енергії» від

24.10.2013 № 663-VII / Відомості Верховної Ради (ВВР), 2014, № 22, ст.781

64. Закон України від 13.04.2017 №2019-VIII «Про ринок електричної енергії

України» / Відомості Верховної Ради (ВВР), 2017, № 26-27, ст.312

65. «Протокол про приєднання України до Договору про заснування Енергетичного

Співтовариства», ратифікований Законом України від 15.12.2010 №2787-VI / Відомості

Верховної Ради (ВВР), 2011, № 24, ст.170

https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/projected_costs.pdf

https://www.oecd-nea.org/ndd/pubs/2015/7057-proj-costs-electricity-2015.pdf

http://195.78.68.67/minugol/doccatalog/document?id=245234103


90

66. Проект Національного плану скорочення викидів від великих спалювальних

установок – Київ, 15 березня 2015 р. – Режим доступу:

http://mpe.kmu.gov.ua/minugol/doccatalog/document?id=244996332

67. Наказ Мінприроды № 639 від 10.12.2008р. – Режим доступу:

http://zakon3.rada.gov.ua/laws/show/z0048-09

http://zakon3.rada.gov.ua/laws/show/z0048-09


91

Додаток А

Потужність та фактичний стан ТЕС та великих ТЕЦ ГК України станом на 01.01.2017

(без урахування електростанцій на неконтрольованих територіях)

Таблиця А.1 – Стан ТЕС та великих ТЕЦ ГК станом на 01.01.2017р.

Назва ТЕС

Встановлена потужність на

01.01.2016 р., МВт Кількість, стан енергоблоків та фактична електрична потужність, МВт (з урахуванням

перемаркованої потужності)

ПАТ «ДТЕК Дніпроенерго» в тому числі:

6373 25

Запорізька TEC 3650 7

Блок N 1 325

Введений в експлуатацію у - 1972 р.

На 01.01.2017: кількість пусків - 557 шт., напрацювання - 282,453 тис.год. Реконструкція завершена у 2012 році. Потужність збільшена на 25 МВт.

Блок N 2 300


На 01.01.2017: кількість пусків - 557 шт., напрацювання - 275,454 тис.год.

Останній капітальний ремонт проведено у 2006 р.

Потребує реконструкції.

Блок N 3 325


На 01.01.2017: кількість пусків - 568 шт., напрацювання - 277,250 тис.год. Реконструкція завершена у 2014 році. Потужність збільшена на 25 МВт.

Блок N 4 300


На 01.01.2017: кількість пусків -588 шт. , напрацювання - 260,221 тис.год.



Блок N 5 800




З 2008 р. знаходиться в резерві.


92

Таблиця А.1 (Продовження) – Стан ТЕС та великих ТЕЦ ГК станом на 01.01.2017р.

Назва ТЕС




Блок N 6 800


На 01.01.2017: кількість пусків -174 шт., напрацювання - 127,365 тис.год. Останній капітальний ремонт проведено у 1993 р.

З 2014 р. знаходиться в консервації (передувало перебування енергоблоку з 1997 р. у резерві та консервації, з 2002 р. - у резерві з елементами консервації).

Блок N 7 800


На 01.01.2017: кількість пусків -177 шт. , напрацювання - 133,190 тис.год.


З 2008 р. знаходиться в резерві.

Криворізька ТЕС 2892 10

Блок N 1 282



Знаходиться в реконструкції.

Блок N 2 300





Блок N 3 300



Реконструкція завершена у 2013 році. Потужність збільшена на 18 МВт.

Блок N 4 300




Блок N 5 282






93


Назва ТЕС




Блок N 6 282




Планується до виводу в консервацію.

Блок N 7 282




З 1997 р. знаходиться в консервації.

Блок N 8 282





Блок N 9 282


На 01.01.2017: кількість пусків - 190, напрацювання - 178,750 тис.год.



Блок N 10 300


На 01.01.2017: кількість пусків - 347, напрацювання - 206,378 тис.год.


Придніпровська ТЕС

1765 8

Блок N 7 150


На 01.01.2017: кількість пусків - 2 113 шт., напрацювання - 334,630 тис.год. Останній капітальний ремонт проведено у 2013 р.

Блок N 8 150



Запланований до виведення із експлуатації

Блок N 9 150


На 01.01.2017: кількість пусків - 2 437 шт., напрацювання - 327,759 тис.год. Реконструкцію проведено у 2012 р.


94


Назва ТЕС




Блок N 10 150



Блок N 11 310




Блок N 12 285





Блок N 13 285





Блок N 14 285





ПАТ «Донбасенерго»

880 1

Слов'янська TEC 880

1x800

неблочна частина - 80 МВт


У 2013–2015 роках проведено модернізацію корпусів А і Б енергоблока № 7


95


Назва ТЕС




ПАТ Центренерго 7690 23

Вуглегірська TЕС 3600 7

Блок N 1 300 Введений в експлуатацію у 31.12.1972

На 01.01.2016 напрацювання - 260 626 тис.год













Зміївська TEC 2265 10






















96


Назва ТЕС




Трипільська TEC 1825 6













ПАТ «ДТЕК Західенерго»

4661 22

Бурштинська ТЕС 2351 12

Блок N 1 195


На 01.01.2017: кількість пусків - 1 587 шт., напрацювання - 295,982 тис.год.



Блок N 2 185





Блок N 3 185





Блок N 4 195






97


Назва ТЕС




Блок N 5 215



Завершена ІІ черга реконструкції у 2016 році. За результатом проведення І та ІІ черги реконструкції потужність збільшена на 20 МВт.

Блок N 6 195





Блок N 7 206




Блок N 8 195





Блок N 9 195





Блок N 10 195




Знаходиться в реконструкції.

Блок N 11 195





Блок N 12 195


На 01.01.2017: кількість пусків - 1 131 шт., напрацювання - 262,602 тис.год. Останній кап. ремонт - у 2012 р. Потребує реконструкції.


98


Назва ТЕС




Добротвірська ТЕС 510 4

Турбогенератор № 5 100









Енергоблок ст.№ 7 150









Ладижинська ТЕС 1800 6



















99


Назва ТЕС








Планується до виведення в консервацію.





З 2016 року знаходиться у консервації.

ПАТ «ДТЕК Східенерго»

3027 17

Луганська ТЕС 1495 8





Введений в експлуатацію у 1962 р.








Планується до виводу із експлуатації












100


Назва ТЕС



















101


Назва ТЕС




Курахівська ТЕС 1532 9














Реконструкція завершена у 2009 році. Потужність збільшена на 12 МВт. Останній капітальний ремонт проведено у 2015 р.








Реконструкція завершена у 2010 році. Потужність збільшена на 15 МВт. Останній капітальний ремонт проведено у 2016 р.










102

Додаток Б

Аналіз впливу впровадження ВЕС і СЕС на розвиток економіки, формування

структури генеруючих потужностей та зміну цін на електроенергію

Головною особливістю роботи ВЕС та СЕС є погана прогнозованість їх потужності

навіть в короткостроковій перспективі та можливість швидких змін потужності (рис. Б1- Б2),

а також значні відмінності графіків виробництва електроенергії у різні дні (рисунок Б3), що

обумовлює значне зростання вимог до маневрених можливостей генеруючих потужностей

ОЕС як по первинному регулювання для компенсації флуктуацій потужності ВЕС та СЕС,

так і для компенсації змін їх потужності на протязі певних періодів часу, зокрема, нічного

провалу.

Рисунок Б.1 – Запланований та фактичний графік генерації ВЕС та СЕС


103

Рисунок Б.2 – Запланований та фактичний графік генерації ВЕС та СЕС

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

МВ

т

Всього СЕС і ВЕС

6.07.2016

Всього СЕС і ВЕС

7.07.2016

Рисунок Б.3 – Зміна потужності ВЕС та СЕС у суміжні дні 2016 року


104

Поряд із цим, впровадження ВЕС та СЕС практично не знижує потребу в традиційній

генерації, бо під час сумісного максимуму навантажень в ОЕС України СЕС не працюють, а

потужність ВЕС, з огляду на необхідність забезпечення адекватності генеруючих

потужностей в ізольованому режимі, необхідно приймати з урахуванням можливості

безвітряної погоди в цей час, що притаманно дням з мінімальними температурами, коли

навантаження в ОЕС максимальне.

Необхідна при впровадженні ВЕС та СЕС адоптація генеруючих потужностей для

можливості забезпечення вимог адекватності – підвищення маневрених можливостей ОЕС, а

необхідна швидкість такої адоптації обумовлюється цілою низкою факторів, зокрема:

темпами нарощування потужності на ВЕС та СЕС;

рівнями та режимами електроспоживання;

структурою генеруючих потужностей ОЕС.

У цьому контексті, при високих темпах зростання потужності ВЕС та СЕС в ОЕС

України, необхідно буде або забезпечити дуже швидкі темпи такої адоптації, що обумовлено

значною часткою АЕС в структурі генеруючих потужностей енергосистеми, низькими

маневреними можливостями та високою ступеню зносу основної частини вугільних

енергоблоків ТЕС, незначним базовим навантаженням тощо, або обмежувати їх потужність

та компенсувати їх фінансові втрати через недовиробіток електроенергії під час вимушених

простоїв.

Звісно, що другий шлях – обмеження потужності ВЕС та СЕС, з огляду на постійне та

прискорене зростання необхідних сум для компенсації недовиробітку електроенергії по мірі

нарощування їх потужності, може розглядатися виключно як тимчасова, вимушена міра

забезпечення адекватності роботи ОЕС, тому у перспективі, з огляду на цілі державної

політики – максимізація потужності генерації на базі ВДЕ, адоптація структури генеруючих

потужностей енергосистеми країни для забезпечення вимог адекватності буде необхідної.

При цьому, з огляду на достатньо обмежені можливості щодо нарощування потужностей на

ГЕС та використання біомаси для виробництва електроенергії, прискорене нарощування

потужностей на ВЕС і СЕС та виробництво електроенергії на них, що передбачає НЕС, є

головною можливістю реалізації означеної державної політики, яка в умовах України

приведе до значних економічних збитків.

Це обумовлено тим, що в розвинених країнах в яких найбільш високими темпами

зростає їх потужність в якості компенсаторів зростання ціни на електроенергію виступає

наявність замкнутих циклів виробництва ними відповідного обладнання та продукції

суміжних галузей, зокрема - IT-сектор, будівництво відповідних об’єктів та монтаж

обладнання, акумулювання електроенергії, автобудування, наукові та учбові заклади,


105

інжинірингові та проектні центри. Тобто розвиток вітрової та сонячної енергетики

розглядається як драйвер економічного зростання, а експорт ними відповідної продукції та

послуг оказує додатковий позитивний вплив на розвиток їх економіки.

Це ілюструє умовний приклад наведений на рисунку Б4.

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Нарощування ВВП за

рахунок виробництва

технологій використання

ВДЕ та надання

суміжних послуг

Скорочення ВВП за

рахунок зростання цін на

електроенергію

Вплив на зміну ВВП

Рисунок Б.4 – Вплив розвитку генерації на базі ВДЕ на ВВП в країнах з замкненим

циклом їх виробництва та надання суміжних послуг

Звісно, що нарощування експорту відповідних технологій та суміжних послуг

забезпечує додатковий позитивний вплив на збільшення ВВП у таких країнах. Тому вони

об’єктивно зацікавлені в реалізації стратегій спрямованих на їх прискорений розвиток в

країнах-потенціальних імпортерах їхньої продукції та максимально сприяють їх розвитку

шляхом надання зв’язаних кредитів на поставку обладнання та будівництво ВЕС та СЕС, а

також надання суміжних послуг.

В умовах України, яка немає замкнутих циклів виробництва відповідного обладнання

та продукції суміжних галузей для впровадження ВЕС та СЕС навіть при достатньо високих

темпах локалізації виробництва окремих видів продукції та послуг, які необхідні для їх

розвитку, ситуація зворотна, що ілюструє умовний приклад наведений на рисунку В5.

З огляду на те, що значно більш потужні в економічному плані ніж Україна країни

були змушені певним чином обмежувати розвиток вітрової та сонячної електроенергетики

або через економічні чинники, або через відсутність можливості забезпечити вимоги

адекватності ОЕС, у вітчизняних умовах особливо важливо дуже зважено підходити до

питань щодо доцільних масштабів та темпів розвитку вітрової та сонячної енергетики,

особливо при прийнятті документів загальнодержавної ваги, зокрема, НЕС.


106

-35

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Нарощування ВВП за

рахунок виробництва

технологій використання

ВДЕ та надання

суміжних послуг

Скорочення ВВП за

рахунок зростання цін на

електроенергію

Вплив на зміну ВВП

Рисунок Б.5 – Вплив розвитку генерації на базі ВДЕ на ВВП в країнах за відсутності

замкненого циклу їх виробництва та надання суміжних послуг

Незважаючи на умовність прикладів наведених на рисунках В4 та В5 вони добре ілюструють

наслідки впровадження технологій виробництва електроенергії на базі ВДЕ для країн-

виробників та країн-імпортерів цих технологій та суміжних послуг.

При цьому, з огляду на те, що за таке обладнання та послуги імпортуються,

впровадження ВЕС та СЕС фактично є імпортом електроенергії, що негативно впливає на

платіжний баланс країни та створює негативний тиск на національну валюту, а в умовах

України перехід на газову генерацію веде і до необхідності збільшення імпорту газу,

зниження ВВП у вугільній промисловості та суміжних галузях. Це значно підсилює

негативний вплив впровадження ВЕС і СЕС на перспективи розвитку вітчизняної економіки.

З огляду на те, що офіційна позиція органів державної влади згідно НЕС спрямована

на подальший прискорений розвиток ВЕС та СЕС, в Україні можлива ціла низька сценаріїв

адоптації структури генеруючих потужностей для їх прискореного розвитку, які розглянуті у

розділі 3 та деталізовані у розділі 4.

При цьому найбільшими ризиками у перспективі, при швидкому нарощуванні

потужності ВЕС та СЕС, а також ТЕЦ на біомасі, в контексті можливості сталого зростання

економіки, є необхідність скорочення обсягу використання потужності існуючих АЕС, або

швидка заміна вугільних ТЕС на високоманеврені газові технології.

Такий їх вплив пояснюється тим, що ГЕС не мають гарантованого регулюючого

діапазону, а специфіка ГАЕС полягає в необхідності витримувати цикли виробництва

електроенергії та акумулювання первинного енергоносія – води і їх гарантоване

застосування для компенсації коливань потужності ВЕС та СЕС не можливо. Поряд з цим,

використання для цих цілей ГАЕС веде до значного зростання вартості електроенергії, а


107

використання ГЕС не дає екологічного ефекту. Тому коливання їх потужності необхідного

компенсувати за рахунок регулюючого діапазону ТЕС, а флуктуації – збільшенням обсягів

первинного резерву як а ТЕС, так і за рахунок впровадження технологій акумулювання та

швидкодіючих споживачів-регуляторів.

Для спрощеного формалізованого пояснення можливості забезпечення адекватності

ОЕС або за рахунок поступової відмови від використання АЕС, або необхідності заміщення

вугільної генерації високоманевреною газовою, при цьому, навіть за такого розвитку

генеруючих потужностей при нарощуванні потужності ВЕС та СЕС поступове зниження

можливостей використання АЕС буде необхідним, приймемо, що за відсутності ВЕС, СЕС та

ТЕЦ на біопаливі необхідна потужність АЕС та КЕС на l ступені ГЕН, l=1÷L, складає

величину Gl, що можна формалізувати наступним чином:

llll RKESBKESPAESG , (Б1)

де: PAESl – потужність АЕС , BKESl – базова складова потужності КЕС – технічній мінімум

потужності, RKESl – маневрена складова потужності теплової генерації яка задіяна для

покриття l ступені ГЕН.

В загальному випадку діапазон регулювання КЕС на l ступені ГЕН визначається

згідно виразу:

)'''(1

klklkl

Kl

k

klkl RKESRKESRKESNKESr

, (Б2)

де: RKES’kl - резерв потужності для первинного регулювання, RKES”kl – незадіяний резерв

потужності.

Впровадження ВЕС, СЕС та ТЕЦ на біопаливі обумовлює необхідність зниження

базової потужності для компенсації змін потужності ВЕС та СЕС та зростання потужності

ТЕЦ, з урахуванням незадіяного резерву регулюючої потужності на КЕС згідно виразу:

K

k

kikl

K

k ki

klll RKESNKES

RKES

PGVSPTESBPAES

11

" , (Б3)

де: ∆PAESl – необхідне зниження потужності АЕС, PTESBl – потужність ТЕЦ на біопаливі,

∆PGVSkl – частка змін потужності ВЕС та СЕС, яка компенсується k типом КЕС, NKESkl –

номінальна потужність k типу КЕС.

Для забезпечення відсутності обмежень на роботу АЕС при впровадженні ВЕС, СЕС

та ТЕЦ необхідно виконання умови:


108

K

k

kikl

K

k ki

kll RKESNKES

RKES

PGVSPTESB

11

" , (Б4)

Тобто, при зростанні встановленої потужності ВЕС, СЕС та ТЕЦ, необхідність

обмеження потужності АЕС буде відсутня поки таке зростання можливо компенсувати за

рахунок RKES”kl. Але звісно, що при постійному нарощуванні потужності ВЕС, СЕС та ТЕЦ

такі обмеження все одно буде необхідно вводити, навіть якщо в енергосистемі буде

виключно високоманеврена газова генерація.

Таким чином, для забезпечення вимог адекватності, потужність ТЕС має мати

достатні можливості по розвантаженню-навантаженню для компенсації змін та коливань

потужності ВЕС та СЕС. Це обумовлює необхідність при побудові графіків покриття

навантаження для кожної l ступені ГЕН з одного боку формувати його для найбільш

ймовірного значення потужності ВЕС та СЕС, а з іншого визначати необхідну робочу

потужність ТЕС на цій ступені ГЕН, яка необхідна для компенсації можливих змін

потужності ВЕС та СЕС з урахуванням можливості змін потужності ГЕС та ГАЕС,

наприклад - мінімізація виробництва електроенергії на них при зростанні потужності СЕС у

маневровій зоні графіків навантажень.

У найбільш спрощеному вигляді вплив впровадження ВЕС та СЕС до структури

генеруючих потужностей може бути оцінено на основі таких аналітичних залежностей.

Приймемо, що в році t покриття попиту на енергію здійснювалось без наявності в

структурі генерації СЕС та ВЕС, тобто лише традиційною генерацією. У цьому випадку

середня ціна генерації електроенергії може бути визначена з виразу:

t

ttttt

W

WZXIC

, (Б1)

де: C – середня ціна виробництва електроенергії, I – усереднена складова ціни яка враховую

інвестиційну складову, прибуток, податки на прибуток та умовно-постійні витрати на

одиницю встановленої потужності узагальненої технологій генерації електроенергії – X, Z –

змінні витрати при виробництві електроенергії, W – обсяг виробництва електроенергії.

При впровадженні ВЕС та СЕС, потужність яких є додатковою до генерації, що

забезпечувала виробництво електроенергії без їх участі та прийнявши цілком логічне

припущення стосовно того, що величина It не змінюється, середня ціна генерації

електроенергії може бути визначена з виразу:

t

tttttttt

W

WBCVWBWZVXICVS

)(, (Б2)


109

де: CVS – середня ціна виробництва електроенергії при впровадженні ВЕС та СЕС, ZV –

змінні витрати при виробництві електроенергії традиційною генерацією, CV – усереднена

ціна (тариф) виробництва електроенергії на ВЕС та СЕС, WB – обсяг виробництва

електроенергії на ВЕС та СЕС.

Зростання середніх цін на електроенергію tC при впровадженні ВЕС та СЕС

визначається з виразу:

t

tttttt

W

WBZVCVZZVC

)(, (Б3)

Різниця tt ZZV є більше нуля, в загальному випадку, через зменшення виробітку

електроенергії на АЕС – зростання паливної складової, та/або погіршення режимів роботи

ТЕС – зростання часу роботи в режимах часткового навантаження з більшими питомими

витратами палива на виробництво електроенергії.

Також із дуже високою вірогідністю більше нуля буде і вираз tt ZVCV . Це

обумовлено такими чинниками:

ZV є лише частиною ціни на виробництво електроенергії на традиційній генерації і

буде складати не більше 50-60% від загальної її ціни при нормальному ціноутворенні

на електроенергію;

розрахункова середньозважена собівартість виробництва електроенергії для СЕС за її

життєвий цикл (LCOE) поки що вище, ніж для традиційної генерації [59,60].

Зростання цін при нарощуванні потужності ВЕС і СЕС добре ілюструє зміни середньої ціни

цін відпуску електроенергії в мережу без урахування платежів за викиди ПГ в НЕС-сценарії

(без урахування можливості експорту та управління попитом) та в ОГСРЕ, які наведені на

рис. Б6. Звісно, що при врахуванні втрат в електричних мережах на транспортування,

розподіл електроенергії та додаткових інвестицій в систему передачі та розподілу для видачі

потужності ВЕС та СЕС, різниця цін на електроенергію для кінцевих споживачів між ОГСРЕ

та НЕС-сценарієм суттєво зросте.


110

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

2020 2025 2030 2035 2040

грн/кВт.год.

НЕС-сценарій

ОГСРЕ

Рисунок Б.6 – Середня ціна відпуску електроенергії в мережу без урахування платежів

за викиди


111

Додаток В

Структура покриття прогнозних ймовірних графіків електричних навантажень зимової

та літньої доби

Рисунок В.1 – Структура покриття ймовірного графіка електричних навантажень

зимової доби 2018 року


112


літньої доби 2018 року


113




114




115




116




117


літньої доби 2027 року при максимальному виробництві на СЕС і ВЕС