(доопрцьоний) 2018 · 4 ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ,...

Звіт з оцінки відповідності

(достатності) генеруючих

потужностей (доопрацьований)

2018

2

ЗМІСТ

Перелік умовних позначень, символів, одиниць, скорочень і термінів ...............................................4

ГЛОСАРІЙ ТЕРМІНІВ ...................................................................................................................................6

ВСТУП ..........................................................................................................................................................7

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

прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного резерву ....................9

2. Аналіз змін рівнів, режимів споживання та виробництва електричної енергії в ОЕС України .....24

3. Аналіз стану генеруючих потужностей ОЕС України, режимів їх роботи та проблем розвитку

в контексті забезпечення відповідності (достатності) генерації .........................................................31

3.1. Поточний стан генеруючих потужностей ОЕС України ............................................................. 31

3.2. Аналіз режимів роботи генеруючих потужностей ОЕС України .............................................. 38

3.3. Проблеми розвитку та функціонування генеруючих потужностей ОЕС України в контексті

забезпечення операційної безпеки та безпеки постачання ........................................................... 41

4. Сценарні припущення щодо майбутніх умов функціонування та розвитку генеруючих

потужностей ОЕС України........................................................................................................................52

4.1. Економічна політика та умови розвитку економіки ................................................................. 52

4.2. Енергоспоживання та енергоефективність ................................................................................ 64

4.4. Екологія та зміни клімату ............................................................................................................ 65

4.5. Енергетичний сектор ................................................................................................................... 73

4.5.1. Електроенергетика .................................................................................................................... 73

4.5.2. Паливні галузі ............................................................................................................................ 80

5. Прогнозні сценарії розвитку економіки та енергетики та забезпечення відповідності

(достатності) розвитку генерації за сценаріями ....................................................................................85

5.1. Загальні особливості узгодженого прогнозування розвитку економіки та енергетики та для

окремих груп сценаріїв та урахування вимог щодо відповідності (достатності) генеруючих

потужностей ........................................................................................................................................ 85

5.2. Прогноз розвитку структури генеруючих потужностей для сценаріїв низьковуглецевого

розвитку ............................................................................................................................................... 88

5.3 Прогноз розвитку структури генеруючих потужностей для сценаріїв неопротекціонізму .... 92

5.4 Прогноз розвитку структури генеруючих потужностей для сценаріїв інерційного розвитку 96

5.5. Інтеграції ОЕС України до загальноєвропейської енергосистеми ENTSO-E ......................... 102

5.6. Порівняльний аналіз сценаріїв розвитку економіки та енергетики, визначення доцільних

напрямів розвитку генеруючих потужностей в контексті сталого економічного зростання ..... 105

6. Сценарії розвитку генеруючих потужностей ОЕС України на середньострокову перспективу

та оцінка їх адекватності....................................................................................................................... 108

1.1 Базовий сценарій розвитку генеруючих потужностей ОЕС України на середньострокову

перспективу ....................................................................................................................................... 108

1.2 Аналіз ризиків щодо можливості реалізації базового сценарій розвитку генеруючих

потужностей ОЕС України на середньострокову перспективу ..................................................... 126

ВИСНОВКИ ............................................................................................................................................. 141

Список використаних джерел .............................................................................................................. 144

3

Додаток А Поточна ситуація з забезпеченістю резервами генеруючих потужностей ОЕС

України ................................................................................................................................................... 151

Додаток Б Проблеми та перспективи розвитку реальних секторів економіки України................. 156

4

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, ОДИНИЦЬ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ

АЕС – атомна електростанція

АПК – агропромисловий комплекс

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

ЕНП – електростанція з негарантованою потужністю

КЕС – конденсаційна електростанція

ККД – коефіцієнт корисної дії

КСП – Кодекс системи передачі

МГІП – механізму «гарантування інвестицій в потужність»

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

ОСП – Оператор системи передачі

ООС – операція об’єднаних сил

ПГСРЕ – песимістичний граничний сценарій розвитку економіки

ПГ – парникові гази

ПЕК – паливно-енергетичний комплекс

ПЕР – паливно-енергетичні ресурси

САРЧП – система автоматичного регулювання частоти і потужності

СЕС – сонячна електростанція

СНР – Стратегія низьковуглецевого розвитку

СПВП – системи переносу/використання потужностей

СПРЧ – системи підтримки/регулювання частоти

ТЕЦ – теплоелектроцентраль

ТЕС – теплова електростанція

5

ТЕС ГК – КЕС генеруючих компаній

ТНКТ – території, які тимчасово не контролюються

ENTSO-E –

European Network of Transmission System Operators for Electricity - Європейська

мережа операторів систем передачі електроенергії

6

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.

7

ВСТУП

Звіт з відповідності (достатності) генеруючих потужностей (далі – Звіт), розроблено

відповідно до вимог Закону України від 13.04.2017р. №2019-VIII «Про ринок електричної енергії»,

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

енергію».

Звіт розроблено відповідно до основної мети, передбаченої Законом та КСП – оцінювання

відповідності (достатності) запланованих заходів з розвитку генеруючих потужностей для

покриття прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення необхідного резерву з

урахуванням вимог безпеки постачання на перспективу та визначення необхідності реалізації

додаткових заходів з розвитку генерації та управління попитом при неможливості забезпечення

означених вимог при реалізації лише запланованих заходів.

При підготовці Звіту було враховано:

1. Висока ступінь невизначеності майбутніх умов розвитку та функціонування економіки та

енергетики країни.

2. Впровадження нової моделі ринку електроенергії.

3. Очікувана інтеграція ОЕС України до загальноєвропейської енергосистеми ENTSO-E.

4. Швидкий розвиток генерації з негарантованою потужністю та обумовлене цим зростання

вимог щодо маневрених можливостей енергосистеми країни тощо.

Згідно вимог КСП актуальна методологія оцінки відповідності достатності генеруючих

потужностей оприлюднена на офіційному сайті ДП «НЕК «Укренерго», тому в даному Звіті вона

наведена у спрощеному та узагальненому вигляді.

Методологія та зміст Звіту відповідає вимогам розділу 2 «Планування розвитку системи

передачі» Кодексу системи передачі (затверджений постановою НКРЕКП України № 309 від

14.03.2018), за винятком:

1. Не оцінювалась адекватність генерації відповідно до ймовірнісних критеріїв. Це

обумовлено тим, що використання цих критеріїв буде можливо лише після того, як буде

визначено їх перелік та кількісні виміри значень, які необхідно забезпечити при

формуванні цільового сценарію розвитку генерації. Перелік таких критеріїв та їх значення

повинні бути визначені на рівні органів державного управління.

2. Не оцінювалася еластичність попиту електроенергії, бо зміна споживання в умовах

ринкової економіки в її секторах, значно більше залежить від кон’юнктури ринків

відповідної продукції, товарів та послуг, ніж від ціни на електроенергію. Для

домогосподарств, значно більший вплив має доходи домогосподарств відносно ціни на

електроенергію, ніж безпосередня вартість електроенергії.

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», яка схвалена розпорядженням Уряду від 18.08.2017р. № 605-р. та

Стратегією низьковуглецевого розвитку, Протокольне рішення засідання Кабінету Міністрів

України від 18 липня 2018 року № 28.

Методологія моделювання попиту та пропозицію на електричну енергію та роботи ОЕС

України ґрунтується на використанні сучасних математичних моделей, які розроблені в Україні на

основі новітніх наукових досягнень щодо формування узгоджених прогнозів розвитку економіки

8

та енергетики та урахування вимог балансової надійності при прогнозуванні розвиту генеруючих

потужностей, з урахуванням методологічних рекомендацій ENTSO-E, що є актуальним в контексті

планованого об’єднання ОЕС України з енергосистемою континентальної Європи (ENTSO-E).

Прогнозування розвитку генеруючих потужностей здійснено з урахуванням, як наявних планів

генеруючих компаній, так і актуальних та майбутніх вимог чинних нормативно-правових актів,

зокрема, вимог Закону України від 15.12.2010 №2787-VI «Протокол про приєднання України до

Договору про заснування Енергетичного Співтовариства», Нова енергетична стратегія на період

до 2035 року, Стратегії низьковуглецевого розвитку, Національного плану скорочення викидів від

великих спалювальних установок.

Прогнозування розвитку генерації, оцінювання ризиків для ОЕС України щодо виникнення

ситуацій 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.

Оператор системи передачі протягом розробки проекту даного документу здійснював

постійні консультації з учасниками ринку електричної енергії, які здійснюють ліцензовану

діяльність з виробництва електричної енергії. Такі консультації дозволяють оператору системи

передачі здійснювати постійний моніторинг щодо планів перспективного розвитку генеруючих

компаній. Також, оператором системи передачі здійснювався збір та аналіз інформації щодо

виданих електропередавальними організаціями технічних умов на приєднання до ОЕС України

електрогенеруючих установок.

З огляду на те, що на сьогодні неможливо оцінити терміни та умови на яких будуть

поверненні території які на сьогодні не контролюються органами державного управління України

– окремі райони Донбаської та Луганської областей, а також Автономна республіка Крим, в Звіті

вони не розглядаються.

Звіт з оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей

9

1. Методологія оцінки відповідності (достатності) генеруючих

потужностей для покриття прогнозованого попиту на електричну

енергію та забезпечення необхідного резерву

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 електроенергії 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].

Реалізація даної методології здійснюється відповідно до алгоритму, який наведено на

рис. 1.1. Вона передбачає вирішення таких задач:

1) формування сценаріїв розвитку попиту на електричну енергію збоку споживачів на

довгострокову перспективу (не менше 20 років);

2) Визначення рівнів та режимів споживання електричної енергії, її імпорту та експорту,

формування графіків електричних навантажень, зокрема для днів з найбільш складними

умовами роботи ОЕС України;

3) формування характерних графіків складнопрогнозованих технологій виробництва

електричної енергії (ВЕС та СЕС);

4) виконання розрахунків з оцінки адекватності генеруючих потужностей для

прогнозованого періоду із визначенням потреби в резервах та потреби в паливних ресурсах, з

урахуванням доступних (прогнозованих) потужностей генерації електричної енергії, технологій,

що надають послуги з управління попитом, а також потужностей технологій збереження енергії.

Програмна реалізація методології здійснена в програмно-інформаційному комплексі

«BACS-RVE», який розроблено членами громадської організації «Бюро комплексного

прогнозування та прогнозів» і який використовується в ДП «НЕК «Укренерго» на основі не

комерційної угоди про співпрацю.


10

Рисунок 1.1 – Алгоритм реалізації методології оцінки відповідності (достатності) генеруючих

потужностей для покриття прогнозованого попиту на електричну енергію та забезпечення

необхідного резерву

Відповідно до методології, що використовується для формування сценаріїв розвитку

попиту на електричну енергію збоку споживачів на довгострокову перспективу зміна попиту на

електричну енергію в перспективі залежить від зміни таких основних чинників:

- кількість населення, склад домогосподарств, оснащення домогосподарств побутовою

технікою та її класи енергоспоживання, рівнем доходів домогосподарств;

- споживання сектору державного управління та соціального забезпечення, сектору

надання послуг та торгівлі, транспорту;

- споживання секторів матеріального виробництва економіки.


11

Для формування сценаріїв розвитку попиту на електричну енергію використовується як

ретроспективна, статистична, інформація, так і інформація, яка міститься в державних та

наукових документах щодо стратегічних напрямів розвитку економіки, енергетики, соціально-

економічної сфери, документів, в яких наведені цілі держави щодо екологічної політики та стану

енергозбереження формуються загальні припущення щодо напрямів розвитку соціально-

економічної та екологічної сфер України (сценарні припущення).

Основна аналітична залежність для розрахунку прогнозованих обсягів споживання

електроенергії базується на використанні загальноприйнятого в світі підходу – рівень (обсяг)

діяльності (продукції, робіт, послуг) в певному секторі економіки помножений на питоме

споживання електроенергії, скореговане на певний коефіцієнт енергоощадності (як правило цей

коефіцієнт для майбутнього періоду в порівнянні із базовим є меншим за одиницю). Зокрема,

такий підхід використовується оператором системи передачі Франції RTE у документі «Generation

Adequacy Report on the electricity supply-demand balance in France. 2016 Edition» [87].

Для визначення прогнозованих рівнів (обсягів) діяльності, питомих коефіцієнтів

електроспоживання та енергоощадності використовується як наявна статистична інформація, так

і інформація щодо майбутніх прогнозованих рівнів електроспоживання, яка міститься в

стратегічних документах державного рівня та наукових дослідженнях. Джерелом статистичної

інформації є публікації та звітні форми, які підтримує Державна служба статистики України, і які є

доступними на її офіційному сайті, зокрема, інформація з розділів сайту «Демографічна та

соціальна статистика», «Економічна діяльність», «Паливно-енергетичні ресурси України» [80].

Для формування сценарних припущень щодо майбутніх рівнів електроспоживання, крім

публічно-доступних документів також використовується інформація, яка надана ОСП за

окремими запитами, зокрема, були надіслані запити до Міністерства економічного розвитку і

торгівлі, Міністерству енергетики та вугільної промисловості України, Міністерству екології та

природних ресурсів України, Інституту економіки та прогнозування НАН України, Відділенню

фізико-технічних проблем енергетики НАН України. Використані такі основні публічно-доступні

документи: «Цілі сталого розвитку: Україна. Національна доповідь» [79], Закон України «Про

ринок електроенергії» [81], зокрема, пункт 1 статті 5 Розділу ІІ «Державна політика, регулювання

у сфері електроенергетики та безпека постачання», «Національна енергетична стратегія до 2035

року» [82], «Енергетична стратегія як інструмент політики енергетичної безпеки» [83], «Політика

енергоефективного розвитку і зміни клімату» [85], «Платформа економічного патріотизму:

невідкладні заходи» [86] та інші. За окремими запитами була отримана інформація від Інституту

економіки та прогнозування НАН України та Відділення фізико-технічних проблем енергетики

НАН України.

Аналіз отриманої інформації здійснюється за такими головними групами:

- нормативно-правова база України та можливі напрями її змін, зокрема, стосовно питань,

що стосуються розвитку економіки та енергетики країни;

- аналіз національних стратегій, планів та програм, схвалених на загальнодержавному

рівні та їх актуальних проектів;

- даних державної та відомчої статистичної звітності щодо розвитку економіки та

енергетики в попередні роки;


12

- наукові та аналітичні звіти та матеріали, а також інша інформація, що стосується

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

енергетики.

Для оцінки майбутніх рівнів споживання електроенергії використовується підхід,

базований на формуванні сценарних припущень щодо майбутнього. Основними сценарними

припущеннями щодо майбутнього є такі:

- нормативно-правова база регулювання економічної діяльності, розвитку та

функціонування енергетики;

- можливі обсяги експорту продукції, товарів та послуг;

- необхідні обсяги імпорту продукції, товарів та послуг;

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

виробництв продукції, товарів та послу 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.

З використанням сценарних припущень формуються окремі сценарії, які із застосуванням

методології побудови математичних моделей «згори-вниз» (TOP-DOWN) дозволяють побудувати

узгоджені прогнози розвитку економіки та енергетики України. Реалізація означеної методології

реалізована з 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.

Методика реалізації означеної методології передбачає групування всієї вхідної інформації

на дві головні групи: перша – показники, які не залежать від сценарних припущень щодо

розвитку економіки та енергетики, а друга – які формалізують означені сценарні припущення.

Показники першої групи описують фізико-технологічні особливості виробництва продукції

(робіт, послуг) окремими технологіями галузей економіки, в тому числі і електроенергетики–

питомі витрати ресурсів на виробництво продукції, діапазони їх можливих змін під впливом

випадкових факторів – погодні умови, фактичний стан технології тощо, викиди забруднювачів та

ПГ, технологічні особливості їх функціонування, зокрема для технологій генерації електроенергії

– наявність технічних мінімумів, діапазони регулювання, коефіцієнти готовності тощо, для чого

використовуються відповідні математичні моделі життєвого циклу технологій [88, 89].

Друга група показників розділяється на дві підгрупи. Перша підгрупа описує рамкові

умови діяльності в економіці країни – прогнозне податкове оточення, очікувані рівні вартості

ПЕР на світових ринках, необхідні рівні інвестицій в створення нових та реконструкцію

(модернізацію) існуючих виробничих потужностей, прогнозні рівні платежів за викиди

забруднювачів та парникових газів та екологічних вимог та обмежень тощо. Друга підгрупа

показників, які формалізують сценарні припущення описує умови функціонування виробництв

національної економіки у перспективі - стан існуючих виробничих потужностей, можливість

використання яких з плином часу зменшується через об’єктивний фізичний та моральний знос.


13

Відповідно до певного сценарію, що розглядається це визначається обмеженнями згори на

обсяги можливого виробництва (потужність) по етапах розрахункового періоду. В залежності від

сценарію розвитку економіки темпи вибуття засобів виробництва приймаються різними, зокрема

при більш оптимістичних сценаріях вони як правило вищі, тобто оновлення основних засобів

виробництва відбувається більш швидкими темпами. При менших темпах вибуття

передбачається необхідність додаткових ресурсів на підтримку їх у працездатному стані, що

моделюється за рахунок збільшення потреби у продукції тих галузей економіки, які

споживаються при подовжені терміну служби засобів виробництва – продукція

машинобудування, обсяги будівельних робіт тощо. Обсяг введення в дію нових виробничих

потужностей також обмежується, що дозволяє врахувати інерційність (часовий лаг) процесів

оновлення засобів виробництва та врахувати.

Розвиток економіки у перспективі визначається, зокрема, можливістю експорту продукції,

яка для кожного сектору та сценарію обмежується згори, за різних сценарних припущень щодо

конкурентоспроможності існуючих та нових виробництв на зовнішніх ринках. Поряд з цим

суттєвий вплив на розвиток економіки має і потреба в імпорті продукції, яка формується через

відсутність виробництва певної продукції в Україні – реактори для АЕС та палива для них,

технології для зниження викидів SO2 та NOx, військові літаки тощо, недостатні виробничі

потужності або неконкурентоспроможність вітчизняних виробників на внутрішньому ринку.

Необхідність у імпорті визначається відповідно до сценарію, бо можливо як створення

виробництв, що заміщують імпорт, так і створення умов, що ліквідують необґрунтовані

економічні переваги для імпортерів тощо.

Вагоме значення при формуванні показників розвитку економіки та енергетики має

можливість отримання додаткових до валового внутрішнього продукту (ВВП) ресурсів на

фінансування їх, економіки та енергетики, розвитку, а також забезпечення потреб бюджету та

домогосподарств.

В загальному випадку ці фінансові ресурси - RFINt для кожного року горизонту

моделювання (етапу t) визначаються за виразом:

EMVKNKZDPDPZKRKRPRIRFIN ttttttttt , (1.1)

де: PRIt – прямі іноземні інвестиції; KRt – кошти, отримані по кредитних угодах; ZKRt –

зобов’язання по кредитних угодах; DPt– кошти, покладені на депозити; ZDPt– зобов’язання по

депозитних угодах; NKt– кошти, що надійшли в економіку – переводи працюючих за кордоном,

кошти, що накопичувались поза банківською системою, прибуток, отриманий за кордоном тощо;

VKt– кошти, що вийшли з економіки – переводи коштів за кордон, кошти, що пішли на

накопичення поза банківською системою, прибуток, отриманий в країні та переведений за

кордон тощо; ЕМt – емісія національного банку.

Обсяги фінансових ресурсів (RFINt) визначаються згідно припущень, закладених у кожний

окремий сценарій.

З використанням сформованих даних, формуються обмеження задачі математичного

програмування розрахуку узгоджених варіантів розвитку економіки та енергетики. Модель

базується на використанні міжгалузевого балансу, таблиць «витрати-випуск», у моделях


14

Леонтьєвського типу для прогнозування розвитку економіки на макрорівні, та методів

оптимізації розвитку паливно-енергетичного комплексу (ПЕК) [35-37].

В цій моделі ОЕС представлена як концентрована енергосистема, тобто можливі

обмеження на пропускну здатність мереж не розглядаються, крім обмежень на можливості

щодо імпорту-експорту електроенергії по міждержавним перетинам. Всі сектори економіки в

моделі, з точки зору їх представлення та формалізації, поділяються на три основні групи -

енергетичні сектори, неенергетичні та сектори кінцевого споживання.

Серед неенергетичних секторів виділено сектори, продукція яких може

використовуватись для енергетичних цілей, але не є їх основним видом діяльності. Прикладами

можуть слугувати виробництво спирту у харчовій промисловості, який може використовуватись в

якості моторного палива, виробництво палива з біомаси у сільському господарстві тощо.

Основним співвідношенням цієї моделі є баланси виробництва-споживання різних видів

продукції (в тому числі енергетичних ресурсів), товарів та послуг, які для неенергетичних секторів

економіки та паливних галузей розглядаються для кожного етапу розрахункового періоду t,

t=1 T, і формалізуються в такому узагальненому вигляді:

0)1()1()1(11

EkeIVksrVkvn stjtjtst

Srt

ssjtkjt

Krt

kkjt

, (1.2)

де: Vkt виробництво k технологією продукції виду j, k=1K, j=1 J, Vst - споживання

продукції виду j споживачем s, s=1 S, Ist, Est – відповідно обсяги імпорту та експорту, kvn -

коефіцієнт, що визначає втрати продукції при виробництві, для паливних галузей або

використання виробленої продукції на власні потреби для неенергетичних, ksr – втрати при

транспортуванні та розподілі, ke – втрати при транспортуванні. Рівняння (1.2) записується окремо

для неенергетичних видів продукції – в грошовому вигляді, а для палива в натуральних одиницях

виміру.

Поряд з ними до моделі входять класичні обмеження на можливість виробництва

продукції або потужності відповідних технологій та викиди ПГ, які в узагальненому виді

формалізуються виразами (1.3) та (1.4).

BV kjtkjt або BX kjtkjt , (1.3)

011

Dt

ddtdtkjt

Kt

kpkjt nGEVg , (1.4)

де: Bkjt – обмеження на виробництво продукції для розрахункового періоду t, gpkjt –

питомі викиди ПГ при виробництві продукції, товарів та послуг, GEdt – питомі викиди ПГ

домогосподарством d з групи з певним рівнем доходів, d=1D, зокрема: домогосподарства із

середньодушовими еквівалентними загальними доходами у місяць, вищими та нижчими

середнього рівня загальних доходів, та домогосподарства із середньодушовими еквівалентними

загальними доходами у місяць, вищими та нижчими за фактичний прожитковий мінімум (за

даними вибіркового обстеження умов життя домогосподарств «Витрати і ресурси

домогосподарств України у I півріччі 2018 року», що опубліковано Державною службою

статистики України).


15

Для урахування вимог щодо мінімально-необхідних обсягів використання ВДЕ, як частки

від кінцевого споживання, в модель вводяться баланс кінцевого споживання ПЕР та обмеження

на мінімальне використання ВДЕ згідно міжнародних зобов’язань України, які формалізуються у

вигляді:

011

KEnkeVke t

Dt

ddtdt

Srt

sstst

, (1.5)

011

KEkvdenkvdeVkvde tt

Dt

ddtdt

Srt

sstst

, (1.6)

де: kest, kedt – питоме кінцеве споживання ПЕР при виробництві та у домогосподарствах

відповідно, kvdest, kvdedt – питоме кінцеве споживання ВДЕ при виробництві та у

домогосподарствах, KEt – обсяг кінцевого споживання, kvdet – коефіцієнт, що відповідає

мінімально необхідній частці ВДЕ у кінцевому споживанні.

В якості критерію оптимізації використаний критерій максимізації споживання

домогосподарствами та сектору державного управління, зокрема, коди КВЕД N77-N82 та O84,

продукції, товарів та послуг неенергетичних секторів економіки, бо саме це споживання

визначає якість життя населення та спроможність бюджетної сфери виконувати свої зобов’язання

щодо забезпечення, у першу чергу національної безпеки у найбільш широкому розумінні цього

поняття. Рівень енергетичних потреб, в цьому контексті, визначається рівнем можливих витрат

домогосподарств та сектору державного управління.

Цей критерій формалізується у вигляді:

max)(11

Dt

ddtdt

T

tt nSDSB , (1.7)

де: SBt – кінцеве споживання неенергетичних видів продукції бюджетною сферою, SDdt –

кінцеве споживання неенергетичних видів продукції домогосподарством з групи d за доходами в

грошовому вимірі.

Визначення для кожного етапу можливого обсягу споживання домогосподарствами та

сектору державного управління продукції, товарів та послуг неенергетичних секторів економіки

базується на такому співвідношенні:

01

RFINEEIEPSVNEOInSDSB tttttt

Dt

ddtdtt

, (1.8)

де: OIt – обсяг необхідних інвестицій, VNEt – випуск продукції неенергетичними секторами

економіки, PSt – проміжне споживання неенергетичної продукції всіма секторами економіки, IEt

– загальна вартість імпортованих ПЕР, EEt – загальна вартість експортованих ПЕР.

Обсяги попиту на електричну енергію, які отримані у результаті розв’язку цієї моделі

враховують взаємозв’язки між всіма секторами економіки, зміну доходів домогосподарств,

інвестиційну активність в засоби виробництва (відповідно до складових рівняння (1.1), екологічні

обмеження та рівні розвитку відновлюваних джерел енергії, що зумовлює коректність отриманих

рішень.


16

Методологія визначення рівнів та режимів споживання електричної енергії, її імпорту та

експорту, формування графіків електричних навантажень, зокрема для днів з найбільш

складними умовами роботи ОЕС України передбачає використання результатів реалізації

методології формування сценаріїв розвитку попиту на електричну енергію збоку споживачів на

довгострокову перспективу , зокрема, обсягів споживання електричної енергії з використанням

статистичних даних щодо режимів споживання електричної енергії та потужності (розділ 2 цього

Звіту) як енергосистемою в цілому, так і для окремих секторів економіки (рис 1.2 – 1.4), а також

проекції цих даних для перспективного періоду. 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.

0,037

0,038

0,039

0,04

0,041

0,042

0,043

0,044

0,045

0,046

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Зима

Літо

Рисунок 1.2 – Референтний профіль споживання електроенергії протягом доби літнього та

зимового замірного дня промисловості

0,036

0,037

0,038

0,039

0,04

0,041

0,042

0,043

0,044

0,045

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Зима

Літо


зимового замірного дня паливної промисловості


17

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Зима

Літо


зимового замірного дня побутових споживачів (населення)

Основним рівняннями, що використовується при побудові графіків електричних

навантажень є такі:

WkP sti

D

ingtsting )()( , (1.9)

I

isting

OEC

stng PP1

)()( (1.10)

де P sting )( - потужність споживання електроенергії і-м (i=1÷I) споживачем для n-ступеня

ГЕН для характерної доби g, n=1÷N, g=1÷G, у (t+s) прогнозному етапі розрахункового періоду,;

kD

ingt - коефіцієнт, що розраховується на основі статистичних даних, t=1÷T, як відношення

споживання потужності протягом певної години до загального споживання протягом доби для

кожного типу споживача; W sti )( - обсяг споживання електроенергії протягом доби для

прогнозного періоду (t+s); POEC

stng )( - прогнозне споживання для кожної ступені ГЕН для ОЕС

України.

Обсяг імпорту та експорту електроенергії для прогнозованого періоду прийнято як

усереднені дані на основі історичних даних за 2015 – 2017 рр., оскільки для перспективного

періоду побудова формалізованої процедури є фактично неможливою, насамперед через

очікуваного запровадження ринку електричної енергії в Україні та синхронізації ОЕС України із

ENTSO-E, що може призвести до суттєвої зміни перетоків на зовнішніх кордонах національної

енергосистеми.

Методологія формування характерних графіків складнопрогнозованих технологій

виробництва електричної енергії (ВЕС та СЕС) передбачає обробку наявних ретроспективних

статистичних даних стосовно генерації цих технологій. Для цілей моделювання найбільш

складних умов роботи ОЕС України використано графіки генерації ВЕС та СЕС для періоду

березень – травень (наприклад, рис. 3.6 – 3.10 розділу 3), оскільки в цей період спостерігаються

значні обсяги генерації електроенергії на ВЕС та СЕС. Добовий профіль ВЕС було побудовано в

припущенні, що для кожної години коефіцієнт використання встановленої потужності становить

40% з можливим відхиленням навантаження в наступну годину ±50% від потужності генерації в


18

поточну годину. Добовий профіль СЕС був прийнятий як середній (рис 1.5) для травня місяця з

можливим відхиленням генерації для наступної години на ±30% від потужності генерації в

поточну годину. Тривалість генерації електричної потужності СЕС протягом доби коригувалась

відповідно до часу сходу та заходу Сонця для відповідного календарного періоду, що

модклювався.

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Максимум

Середнє

Минімум

Година доби

КВВП

Рисунок 1.5 – Референтний профіль генерації електроенергії СЕС протягом доби травня

місяця

Методологія виконання розрахунків з оцінки адекватності генеруючих потужностей для

прогнозованого періоду із визначенням потреби в резервах та потреби в паливних ресурсах, з

урахуванням доступних (прогнозованих) потужностей генерації електричної енергії, технологій,

що надають послуги з управління попитом, а також потужностей технологій збереження енергії

передбачає математичне 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» та «холодних»

резервів (відповідно до вимог КСП) 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);


19

- знаходження обладнання в аварійному ремонті;

- консервацію обладнання;

- необхідні «холодні» резерви генеруючих потужностей;

- екологічні обмеження на можливість використання генеруючих потужностей.

Моделювання покриття графіків електричних навантажень 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, які при неможливості забезпечити означений

балансу, забезпечують можливість отримання рішення задачі, а їх значення визначають рівень

відповідних дисбалансів. Якщо такі змінні приймають значення при вирішенні задачі, то це

свідчить про неможливість забезпечити його виконання при заданих обмеженнях на встановлену

потужність генерації та заходів з управління попитом і 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.

Таким чином, у загальному вигляді баланси попиту-пропозиції для n-ступеня ГЕН для характерної доби g, n=1÷N, g=1÷G, у t етапі розрахункового періоду, t=1÷T, у спрощеному вигляді формалізуються таким чином:

01 1

HPHMDY ngtngt

K

k

I

iingtkngt

, (1.11)

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, D – попит на електричну потужність i-го споживача, з урахуванням втрат на 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.

Більш детально методологія моделювання покриття перспективних ГЕН із застосуванням окремих (типових) технологій генерації електроенергії реалізується із використанням рівнянь (1.12) – (1.27), в яких використовуються такі позначення:

- H ng – тривалість певного ступеню ГЕН характерної доби, годин;

- k – індекс типу електроустановки (СП – споживач, АЕС – атомна електростанція не маневрова, АЕСМ - атомна електростанція маневрова, ЕНГ – електростанції негарантованої потужності (ВЕС, СЕС та ін.), ГЕС – гідроелектростанція, ТЕС – теплові електростанції конденсаційні або комбінованого виробництва теплової та електричної енергії, АБ – промислова акумуляторна батарея, що використовується для регулювання частоти, АБПП - промислова акумуляторна батарея або інша технологія, крім ГАЕС, що використовується для переносу потужності навантаження за рахунок акумулювання енергоносія зі ступенів ГЕН з «профіцитом» потужності генерації до ступенів ГЕН з її «дефіцитом», або забезпечують збільшення навантаження на


20

ступенях ГЕН з профіцитом» потужності, СР – споживач-регулятор, ШС – установки з швидким стартом, наприклад, потужні газові поршневі двигуни, ГАЕС – гідроакумулюючі електростанції);

- Pkn– потужність електроустановок які виробляють електроенергію, МВт;

- Z kn– потужність електроустановок які споживають електроенергію, МВт;

- PUP

EHГkn )(, P

DOWN

EHГkn )( – величина можливого збільшення (UP) та зниження (DOWN)

потужності електростанцій негарантованої потужності, МВт;

- PUP

СПkn )(, P

DOWN

СПkn )( – величина можливого збільшення (UP) та зниження (DOWN)

навантаження споживачів, МВт;

- ZUP

ГАЕСkn )(, Z

DOWN

ГAECkn )( – величина можливого збільшення (UP) та зниження (DOWN)

потужності ГАЕС, МВт;

- PUP

n– необхідна потужність резерву на завантаження (збільшення генерації електричної

потужності) для балансування енергосистеми та виконання вимог щодо необхідних відповідних резервів, МВт;

- PDOWN

n– необхідна потужність резерву на розвантаження (зменшення генерації електричної

потужності) для балансування енергосистеми для балансування енергосистеми та виконання вимог щодо необхідних відповідних резервів, МВт;

- PUPI

nk_

, PDOWNI

nk_

– величина потужності на завантаження (UP) та розвантаження (DOWN)

первинного резерву регулювання частоти та потужності, а також для компенсації коливань потужності, зокрема спричинених роботою ВЕС та СЕС, МВт;

- PUPII

nk_

, PDOWNII

nk_

, PUPIII

nk_

, PDOWNIII

nk_

– величина потужності на завантаження (UP) та

розвантаження (DOWN) вторинного резерву регулювання частоти та потужності, а також третинного резерву, МВт;

- PUP

ШCkn )( – величина потужності на завантаження електроустановок швидкого старту, МВт;

- PUP

ГAECkn )(, P

DOWN

ГAECkn )(– величина потужності на завантаження (UP) та розвантаження

(DOWN) ГАЕС, МВт;

- PMAX

nk, P

MIN

nk, Z

MAX

nk, Z

MIN

nk– величина максимальної та мінімальної потужності генерації або

споживання відповідної електроустановки, МВт;

- P ГECkn )( , P ГAECkn )(

– величина потужності, яку генерують ГЕС та ГАЕС на поточній ступені ГЕН,

МВт;

- PMAX

ГAECkn )( – величина максимальної потужності, яку здатні генерувати ГАЕС, МВт;

- B СРАБППГАЕСnk ),,(, B

MAX

СРАБППГАЕСnk ),,(- рівень заряду «акумулятора» на початок ступені τ ГЕН та

максимальна його ємність, МВт·год;

-kzr АБППГАЕСk ),(- співвідношення потужності генерації до потужності споживання електроенергії;

- Bg - необхідний обсяг теплової енергії для покриття теплових навантажень характерної доби.

Для кожної ступені ГЕН, на які розбитий цей графік, записується баланс виробництва-споживання електричної енергії при прийняті наступних припущень:

1. Потужність генерації і навантаження, з урахуванням втрат в мережах, приймається на кожній ступені ГЕН умовно-постійною.


21

2. Ємність акумуляторних батарей, які використовуються для регулювання частоти є достатньою для використання можливості використання потужності інверторів без обмежень як при їх зарядці так і при їх розрядці. Для кожної ступені ГЕН записується баланс потужності у виді:

01),(

)(

),,,,

,(

I

ini

АБППГАЕСknkАЕСnk

АБППГАЕСГЕСАЕСМТЕСЕНПk

nk DZPP . (1.12)

На максимальну доступну потужність електроустановок накладаються обмеження згори. Їх узагальнена формалізація має такий вид:

PXkgMAX

knkgkg (1.13)

де: kgkn – коефіцієнти готовності, Xkn – встановлена потужність k електроустановки. Добуток

встановленої потужності електроустановки на коефіцієнт готовності визначає максимальну

доступну потужність генерації. Коефіцієнти готовності, які є меншими за одиницю, забезпечують

урахування низки факторів, які, в загальному випадку, обумовлюють неможливість використання

всієї встановленої потужності означених технологій, зокрема:

1. Технічні та технологічні обмеження. 2. Планові поточні та капітальні ремонти обладнання. 3. Проведення робіт з реконструкції (модернізації). 4. Знаходження обладнання в аварійному ремонті. 5. Консервація обладнання. 6. Екологічні обмеження на можливість використання тощо.

Для кожної ступені ГЕН значення необхідної потужності резерву на завантаження

(збільшення генерації електричної потужності) для балансування енергосистеми ( PUP

n), а також

необхідної потужності резерву на розвантаження (зменшення генерації електричної потужності)

для балансування енергосистеми ( PDOWN

n) визначаються згідно виразів (1.14) та (1.15).

ZPPP

PPPPPPP

DOWN

ГAECkn

UP

ГECkn

UP

ГECkn

UP

ГAECkn

UP

ШCkn

CPАЕСМТECk

UPIII

nk

UPII

nk

CPАЕСМAБTECk

UPI

nk

UP

n

UP

СПkn

DOWN

EHГkn

)()()()(

)(

),,(

__

),,,(

_

)()(

; (1.14)

ZP

PPPPPP

UP

ГAECkn

DOWN

ГAECkn

CPТECГECk

DOWNIII

nk

DOWNII

nk

CPAБTECГECk

DOWNI

nk

DOWN

n

DOWN

СПkn

UP

EHГkn

)()(

),,(

__

),,,(

_

)()(

. (1.15)

На можливість окремих електроустановок приймати участь у покритті ГЕН та у балансуванні роботи ОЕС накладаються певні обмеження. Так потужність технологій швидкого старту може використовуватись лише для вторинного та третинного регулювання, що формалізується таким чином:

PPPUPIII

nk

UPII

nk

UP

ШCkn

__

)(;

(1.16)


22

Можливість участі в регулюванні ГЕС та ГАЕС обмежується певними вимогами які формалізується виразами (1.17) - (1.19).

PPP ГECkn

MAX

ГECkn

UP

ГECkn )()()( ; PPP

MIN

ГECknГECkn

DOWN

ГECkn )()()( ;

(1.17)

PPP ГAECkn

MAX

ГAECkn

UP

ГAECkn )()()( ; PP ГAECkn

DOWN

ГAECkn )()( ,

(1.18)

ZZ ГAECkn

UP

ГAECkn )()( ; ZZZ ГAECkn

MAX

ГAECkn

DOWN

ГAECkn )()()( .

(1.19)

Поряд з цим, при моделюванні ГЕС враховувається обмеженість гідроресурсів, що

формалізується у вигляді такого співвідношення:

BHP ГЕСnkngNn

ГЕСnk

. (1.20)

Для ТЕС до співвідношення (11) додаються додаткові вимоги які формалізуються у вигляді

обмежень (1.21) та (1.22).

PPPMAX

ТЕСnk

UP

TECnkТЕСnk . (1.21)

PPPMIN

ТЕСnk

DOWN

TECnkТЕСnk .

(1.22)

Для технологій з акумулюванням гідроресурсів, повітря, електроенергії, теплової та механічної енергії необхідно забезпечити достатність первинного енергоносія для генерації електроенергії та вільної ємності накопичувача для її споживання. Це формалізується у вигляді трьох таких співвідношень:

H

BP

nk

АБППГАЕСnkMAX

АБППГАЕСnk

),(

),(

, (1.23)

H

BBZ

nk

АБППГАЕСnkАБППГАЕСnkMAX

АБППГАЕСnk

),(

max

),(

),(

, (1.24)

ZPBB АБППГАЕСnkАБППГАЕСnkАБППГАЕСknАБППГАЕСnk ),(),(),()1(),( , (1.25)

Поряд з цим, на потужність таких електроустановок накладається обмеження щодо їх можливої потужності в режимах виробництва та споживання електроенергії. Це обмеження формалізується таким чином:

PZkzrPMAX

АБППГАЕСnkАБППГАЕСnkАБППГАЕСkАБППГАЕСnk ),(),(),(),( , (1.26)

Для АБПП, які забезпечують збільшення потужності навантаження на ступенях ГЕН з «профіцитом» генерації за рахунок виробництва та акумулювання теплової енергії, необхідно виконання вимоги щодо мінімальних обсягів споживання ними електроенергії для забезпечення надійності теплопостачання. Ця вимога формалізується наступним чином:

BHZ gNn

nnk

. (1.27)


23

Попит на електроенергію визначається як сума потужності споживачів на всіх ступенях ГЕН

характерних діб на їх тривалість. 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 можливість використання різних видів первинних паливно-енергетичних ресурсів, 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.

На основі порівняльної оцінки представницьких сценаріїв розвитку генеруючих потужностей енергосистеми визначається базовий сценарій їх розвитку. При його розробці головна увага приділяється мінімізації ризиків щодо можливості порушення вимог безпеки постачання електроенергії у перспективі найближчих 10 років при роботі в ізольованому режимі та визначенню заходів з розвитку генерації ОЕС України, реалізацію яких (або початок реалізації) необхідно здійснити в цей період.

Споживання палива для існуючих ТЕС розраховується з використанням фактичних техніко-економічних показників генеруючого обладнання, які надані власниками відповідних генеруючих потужностей, а також з урахуванням їх зміни, які очікуються внаслідок реалізації програм з реконструкції/модернізації генеруючого обладнання та впровадження засобів очищення димових газів від забруднювачів. Для перспективних технологій зокрема технологій швидкого старту на природному газі, використовується інформація зі звітів Міжнародного енергетичного агентства («Projected Cost of Generating Electricity» для 2010 та 2015 рр.).


24

2. Аналіз змін рівнів, режимів споживання та виробництва електричної

енергії в ОЕС України

Споживання електроенергії в Україні є нерівномірним протягом року, що перш за все

визначається змінами температури (рис 2.1 – 2.4). Тенденції споживання електроенергії

відповідно до змін температури повітря є сталими, причому можна виділити такі три характерні

зони: зона інтенсивного обігріву (від -5 до приблизно +15 градусів за Цельсієм), коли споживання

практично лінійно залежить від температури повітря разом із прилеглою до неї зоною насичення

(при температурі зовнішнього повітря нижчою мінус 5 °С); зона комфорту (від +15 до +20 градусів

за Цельсієм), коли споживання є сталим, та зона інтенсивного охолодження (від +20 градусів за

Цельсієм і вище) - споживання підвищується із зростанням температури повітря.

Рисунок 2.1 – Споживання електроенергії в ОЕС України в 2012 р. залежно від температури

повітря


повітря


25


повітря


повітря

Нерівномірність споживання протягом року також зумовлена значною часткою

споживання населенням та комунально-побутових споживачів відносно обсягів споживання

промисловістю (табл. 2.1). Частка споживання промисловістю в загальному обсязі споживання

протягом останніх п’яти років має стійку тенденцію до зниження (в 2012 р. частка дорівнювала

майже 47%, а в 2017 – 43%). В цей самий період частка споживання населенням зросла з 26.7% у

2012 р. до 29.5% у 2017р., також має тенденцію до зростання і частка споживання комунально-

побутовим сектором. При цьому, в умовах відсутності сталих тенденцій розвитку економіки

України, суттєвих змін доходів населення, знецінення національної валюти, значних рівнів

інфляції, зробити надійну оцінку еластичності попиту на електроенергію практично неможливо. В

цих умовах обсяги споживання електроенергії для промисловості залежать від завантаження

основних засобів виробництва, що значною мірою залежить від кон’юнктури зовнішніх ринків


26

для орієнтованих на експорт підприємств. В домогосподарствах наявна тенденція сталого

споживання електроенергії, що зумовлено поступовим насиченням домогосподарств

побутовими електричними приладами.

Протягом 2016 – 2018 рр. форма профілів споживання електроенергії в зимовий період

суттєво не змінилась (рис. 2.5 – 2.7). Аналогічна тенденція притаманна і для профілів в літній

період.

Для літнього періоду протягом 2016 – 2018 рр. для профілів споживання в робочу добу

спостерігається тенденція до зростання денного споживання при високій температурі, що

перевищує вечірній максимум споживання потужності в ОЕС України (рис 2.8 – 2.10).


27

Таблиця 2.1 – Рівні та структура споживання електроенергії в Україні за 2012 – 2017 роки

Основні галузі

промисловості та групи

споживачів

2012 р. 2013 р. 2014 р.* 2015 р.* 2016р.* 2017р.*

млн

кВт·год

Питома

вага, %

млн

кВт·год

Питома

вага, %

млн

кВт·год

Питома

вага, %

млн

кВт·год

Питома

вага, %

млн кВт·год Питома

вага, %

млн кВт·год Питома

вага, %

Споживання електроенергії всього (нетто), у т.ч:

150721 100 147264.4 100 134653 100 118726.9 100 118258 100 118719.5 100

1. Промисловість 70761.4 46.9 66339.4 45 60929.8 45.2 50200.3 42.3 49995.4 42.3 50897.6 42.9

1.1 паливна 8935.5 5.9 8525.3 5.8 7381.3 5.5 4284.6 3.6 3597.5 3 3628.8 3.1

1.2 металургійна 36936 24.5 35092.7 23.8 33933.2 25.2 28755 24.2 28872.3 24.4 28994.7 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 2889.9 2.4

1.4 машинобудівна 5833.6 3.9 5291.5 3.6 4367.9 3.2 3669.8 3.1 3706.4 3.1 3962.8 3.3

1.5 будівельних матеріалів

2530.4 1.7 2507.1 1.7 2221.1 1.6 2067.4 1.7 2198.8 1.9 2281.7 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 4430 3.7

1.7 інша 5819.1 3.8 5348.1 3.6 4712.2 3.5 4272.7 3.6 4437.5 3.8 4709.7 4.0

2. Сільгоспспоживачі 3830.9 2.5 3935.6 2.7 3482.8 2.6 3342.3 2.8 3513.2 3 3635.8 3.1

3. Транспорт 9279.1 6.2 8690 5.9 7342.3 5.5 6807 5.7 6795.5 5.7 7010.5 5.9

4. Будівництво 1013.4 0.7 1003 0.7 851.8 0.6 747.6 0.6 814.1 0.7 878.9 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 14940.6 12.6

6. Інші непромислові споживачі

7061.4 4.7 7373.2 5 6493.3 4.8 5954.9 5 6031.9 5.1 6291.8 5.3

7. Населення 40266.7 26.7 41377.9 28.1 38972.2 28.9 36480 30.7 35917.3 30.4 35064.3 29.5

* - 2014 рік (з квітня) без урахування АР Крим, 2015 рік (з травня) і без ТНКТ Донецької та Луганської областей


28

Рисунок 2.5 – Графік споживання електроенергії в ОЕС України робочого дня січня 2016

року при температурах вищій (-2 °С) і нижчій (-10 °С) від середньомісячної (-5.1 °С)

Рисунок 2.6 – Графік споживання електроенергії в ОЕС України робочого дня січня 2018

року при температурах вищій (-2 °С) і нижчій (-10 °С) від середньомісячної (-5.1 °С)


29

Рисунок 2.7 – Графік споживання електроенергії в ОЕС України робочого дня січня 2016 і

2018 років при низьких температурах у відносних одиницях

Рисунок 2.8 – Графік споживання електроенергії в ОЕС України робочого дня серпня 2016

року при температурах вищій (+24 °С) і нижчій (+20 °С) від середньомісячної (+22 °С)


30

Рисунок 2.9 – Графік споживання електроенергії в ОЕС України робочого дня серпня 2018

року при температурах вищій (+24 °С) і нижчій (+20 °С) від середньомісячної (+22 °С)

Рисунок 2.10 – Графік споживання електроенергії в ОЕС України робочого дня серпня 2016 і

2018 років при низьких температурах у відносних одиницях


31

3. Аналіз стану генеруючих потужностей ОЕС України, режимів їх

роботи та проблем розвитку в контексті забезпечення відповідності

(достатності) генерації

3.1. Поточний стан генеруючих потужностей ОЕС України

Загальна встановлена потужність електричних станцій ОЕС України на кінець 2017

року (без енергогенеруючих об’єктів Кримської електроенергетичної системи та

неконтрольованої території (НКТ) Донбаської електроенергетичної системи) складає 51.7 ГВт,

з яких 59% припадає на теплові електростанції (ТЕС, ТЕЦ, блок-станції), 26.7% – на атомні

електростанції (АЕС), 12% – на гідроелектростанції (ГЕС) і гідроакумулюючі електростанції

(ГАЕС), 2.3% – на електростанції, що працюють на альтернативних джерелах енергії – ВЕС,

СЕС, БіоЕС (табл.3.1).

Таблиця 3.1 – Встановлена потужність електричних станцій ОЕС України

Рік Сумарна встановлена потужність

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

2017 51.7 13.8 26.7 24.6 47.5 5.9 11.5 6.2 12 1.2 2.3

* - 2014 рік ( з квітня) без урахування АР Крим, 2015 рік (з травня) і без ТНКТ Донецької та Луганської областей


32

*З 2015 року без урахування Кримської ЕЕС та з 2017 року без врахування ТНКТ Донбаської ЕЕС

Рисунок 3.1 – Структура встановленої потужності електростанцій ОЕС України


33

Основні генеруючі потужності ОЕС України (станом на 01.11.2018) 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 потужністю

від 33 МВт до 324 МВт);

- 12 ТЕС із блоками одиничною потужністю 150, 200, 300 і 800 МВт (75 енергоблоків, у

тому числі потужністю: 150 МВт – 6, 200 МВт – 31, 300 МВт – 32, 800 МВт – 6 одиниць) та

3 турбогенератора, а також 3-х великих ТЕЦ з енергоблоками 100 (120) МВт та 250 (300)

МВт.

Рисунок 3.2 – Розміщення основних генеруючих потужностей ОЕС України

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

які за технічними характеристиками подібні до закордонних реакторів PWR. Дев’ять атомних

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

подовжено ще на 10-20 років (табл. 3.2). 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.


34

Таблиця 3.2 – Строки експлуатації українських АЕС

Електрична

станція

№

енерго-

блока

Електрична

потужність,

МВт

Тип

реакторної

установки

Дата введення в

експлуатацію

Проектна дата

закінчення

терміну

експлуатації

Стан виконання

робіт з ПСЕ

енергоблоків

Рівненська АЕС

1 420 В-213 22.12.1980 22.12.2010 Термін


продовжено до

22.12.2030

2 415 В-213 22.12.1981 22.12.2011 Термін


продовжено

до 22.12.2031

3 1000 В-320 21.12.1986 11.12.2017 Термін



до 11.12.2037

4 1000 В-320 10.10.2004 07.06.2035 Плануються

Южно-

Українська АЕС

1 1000 В-302 31.12.1982 02.12.2013 Термін



до 02.12.2023

2 1000 В-338 09.01.1985 12.05.2015 Термін



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 Термін



до 23.12.2025

2 1000 В-320 22.07.1985 19.02.2016 Термін



до 19.02.2026

3 1000 В-320 10.12.1986 05.03.2017 Термін



до 05.03.2027

4 1000 В-320 18.12.1987 04.04.2018 Термін



до 04.04.2028

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


35

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. 3.3).

Найбільшою гідрогенеруючою компанією України є ПрАТ «Укргідроенерго». До складу

компанії входять дев'ять станцій на річках Дніпро - 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.

Таблиця 3.3 – Енергетичні показники основних гідроелектростанцій станом на 01.01.2018 р.

Станція Встановлена потужність,

МВт

Кількість та потужність гідравлічних турбін,

шт. МВт

Середньорічне виробництво

електроенергії за останні 5 років, млн

кВт·год

Регулювання стоку

Київська ГЕС 440.0 20x22.0 600

обмежене, сезонне

Канівська ГЕС 482.5 13x18.5; 11х22.0 730 добове

Кременчуцька ГЕС 636.24 4х54.9; 8х52.08 1200 річне

Середньодніпровська ГЕС 388.0 2x44.0, 6x50.0 1000 добове

Дніпровська ГЕС 1553.8

3x65.0, 6x72.0, 1х2.6; 1х100.8; 2х112.5,

1х119.0; 4x120 3000 добове

Каховська ГЕС 334.8 6x58.5 1110 річне

Дністровська ГЕС

702.0 6x117.0 750 Сезонне, з

переходом на багаторічне

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

Дністровська ГАЕС 972.0 3x324 1250 тижневе, добове

Ташлицька ГАЕС 302.0 2x151 201 добове

Технологічну основу генеруючих потужностей у тепловій енергетиці складають

пиловугільні енергоблоки високих параметрів пари (13 МПа, 545 С0) потужністю 150-200 МВт

та пиловугільні і газомазутні енергоблоки надкритичних параметрів (24 МПа, 545 0C)

потужністю 300 та 800 МВт на конденсаційних електростанціях. Електростанції з

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

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

Станом на 01.10.2018 ТЕС ГК налічують 75 енергоблоків і 3 турбоагрегати 100 МВт

встановленою потужністю 21 842 МВт, з них:

- 68 вугільних блоків потужністю 16 942 МВт, в тому числі 3 блоки в консервації та 1

блок в реконструкції (нижче наведена розбивка з врахуванням переведення

блоків на спалювання вугілля марки ГД):


36

27 блоків, що спалюють вугілля марки АШ і П потужністю 7389 МВт (2 бл.

потужністю 570 МВт перебувають в консервації);

41 блок, які працюють на вугіллі марки ГД потужністю 9573 МВт (1 бл.

потужністю 300 МВт в консервації та 1 бл. потужністю 300 МВт в

реконструкції).

- 7 газомазутних блоків потужністю 4600 МВт (1 блок 800 МВт перебуває в

консервації).

За останні роки газомазутні енергоблоки до роботи в ОЕС України не залучалися.

Востаннє в роботі з газомазутних блоків знаходився бл.5 Трипільської ТЕС (300 МВт), який

через дефіцит антрацитового вугілля на електростанції в період з 28 жовтня 2014 року по 22

січня 2015 року приймав участь в покритті балансу потужності ОЕС України з максимальним

навантаженням до 235 МВт.

Енергоблоки 800 МВт (бл.5, 7 запорізької ТЕС) вмикались в мережу в серпні, вересні

2013 року для проведення випробувань під навантаженням, (максимально набрана

потужність 430 та 410 МВт відповідно). Для покриття дефіциту потужностей ОЕС України

газомазутні блоки залучались до роботи лише в лютому 2012 року – бл.7 Вуглегірської ТЕС,

бл.5 Запорізької ТЕС та бл.5, 6 Трипільської ТЕС).

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. 3.3) і сягає загрозливої межі з точки зору

можливості їх подальшої експлуатації без проведення реконструкції.

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

використовують ВДЕ для виробництва електроенергії, вони почали достатньо швидко

розвиватись (табл. 3.4).

Таблиця 3.4 – Динаміка будівництва ВДЕ

рік ВДЕ

2012 2013 2014 2015 2016 2017

ВЕС 78.8 43.7 8.7 1.3 10.9 -138.1

СЕС 70.2 111.7 5 1.6 98.9 300.4

БіоЕС 0.2 2.5 12 3.8 10.2 34.3

Від’ємний приріст генеруючих потужностей, що використовують енергію вітру, за 2017

рік пояснюється неврахуванням ВДЕ, що знаходяться на ТНКТ.

Станом на 1.10 2018 встановлена потужність ВДЕ в ОЕС України становить:

ВЕС – 379.5 МВт;

СЕС – 1039.6 МВт;

БіоЕС – 96.9 МВт.


37

Рисунок 3.3 – Напрацювання енергоблоків ТЕС України


38

3.2. Аналіз режимів роботи генеруючих потужностей ОЕС України

Виробництво електричної енергії протягом 2012-2017 років зазнало суттєвого

зниження, що ілюструє рисунок 3.4 та таблиця 3.5.

Рисунок 3.4 – Динаміка виробництва електроенергії в ОЕС України протягом

2012-2017 років, млрд кВт∙год

Таблиця 3.5 – Структура й обсяги виробництва електроенергії в ОЕС України

за 2012-2017 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

2017 155.4 85.6 55.1 55.8 35.9 10.6 6.8 1.5 1.0 1.9 1.2

Така структура виробництва обумовлена специфікою структури генеруючих

потужностей української електроенергетики, яка переобтяжена базовими потужностями

(АЕС та переважна частина енергоблоків теплової генерації) і характеризується гострим


39

дефіцитом маневрених потужностей. Внаслідок цього в якості маневрених використовуються

енергоблоки ТЕС, спроектовані для роботи в базових режимах, значна частина яких 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

надкритичних параметрів потужністю 300 МВт.

У цих умовах основними потужностями регулювання графіка навантаження є вугільні

блоки 150-200-300 МВт ТЕС. 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 2017 році становила 1943, в 2016 - 3116.

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;

- низькою маневреністю енергоблоків ТЕС, які працюють на твердому паливі

внаслідок зносу і старіння обладнання;

- 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


40

підконтрольній органам державного управління України, виникла нова для

електроенергетики країни проблема – перманентний дефіцит вугілля цих груп. Для

зменшення залежності від імпортного вугілля генеруючими компаніями проведено роботи

по переоснащенню енергоблоків, які працюють на антрацитовому вугіллі, на спалювання

вугілля газової групи (табл. 3.6).

Таблиця 3.6 – Блоки ТЕС ГК антрацитової групи, які переведено на спалювання вугілля

марки Г і Д

ТЕС №

блока

Встановлена

потужність

Початок

переоснащення

Кінець

переоснащення

Тривалість,

кал. днів

Примітка

2017 рік

Зміївська ТЕС

2 175 01.12.2016 01.09.2017 274

В роботі з 29.05.2017;

пуско-налагоджувальні

роботи до 01.11.2017

5 185 15.04.2017 15.09.2017 153

В роботі з 16.08.2017;



Придніпровська

ТЕС

7 150 01.07.2017 26.10.2017 117

В роботі з 26.10.2017;



8 150 01.08.2017 01.12.2017 122

В роботі з 24.11.2017;



2018 рік

Трипільська ТЕС 4 300 26.10.2017 30.06.2018 247

В роботі з 12.02.2018;



3 300 06.06.2018 31.12.2018 208

Зміївська ТЕС 6 185 15.06.2018 31.12.2018 199

Придніпровська

ТЕС

9 150 02.04.2018 31.10.2018 212

В роботі з 15.10.2018;



10 150 03.05.2018 31.12.2018 242

З грудня 2017 року на Криворізькій ТЕС впроваджено сумісне спалювання вугілля

марки АШ та ГД ( 70% - АШ та 30% - ГД ).

Таким чином, за останні роки споживання антрацитового вугілля в Україні

скоротилося майже вдвічі – з 9.2 млн т в 2016 р. до 4.9 млн т в 2017 р., і було заміщене

використанням вітчизняного вугілля газової групи.

В цих умовах актуальність доступності потужності енергоблоків, працюючих на вугіллі

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

Поряд із 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

переоснащення електростанцій, які ведуть до відновлення (наближення) проектних


41

показників щодо потужності, та регулюючого діапазону маневреності енергоблоків відносно

фактичних.

3.3. Проблеми розвитку та функціонування генеруючих потужностей ОЕС

України в контексті забезпечення операційної безпеки та безпеки

постачання

В умовах складної поточної ситуації в економіці та енергетиці країни, значної

невизначеності майбутніх умов їх розвитку та функціонування у перспективі, зокрема, щодо

наслідків впровадження нової моделі ринку електроенергії, прискореного розвитку ВДЕ,

інтеграції з ENTSO-E, існує низка проблем щодо можливості забезпечення відповідності

(достатності) генеруючих потужностей ОЕС України у перспективі.

Однією з головних проблем є відсутність надійних джерел інвестування для

реконструкції (подовження терміну роботи ) існуючих і будівництва нових генеруючих

потужностей, та впровадження заходів з управління попитом.

Недостатність інвестицій в традиційну генерацію обумовить порушення вимоги щодо

достатності вітчизняної генерації стосовно надійності забезпечення потреб споживачів в

електричній енергії, бо при покритті максимумів навантаження ОЕС України необхідно

передбачати можливість низької потужності електростанцій з негарантованою потужністю

(далі – ЕНП) в ці періоди часу. Поряд із цим, при цілком реальних обмеженнях на можливість

використання потужності ГЕС в ці періоди – мала водність, головну роль у покритті

максимальних навантажень будуть відігравати атомна та теплова генерація, а також ГАЕС.

В Україні в середині 2019 року передбачається впровадження нової моделі ринку

електроенергії, яка замінить модель оптового ринку електроенергії, що зараз

використовується для регулювання ринку електроенергії в Україні. Модель оптового ринку

електроенергії передбачала можливість надання інвестиційних надбавок на виконання

заходів з розвитку генерації ОЕС України, що виступало гарантією повернення кредитів та

відшкодування власних коштів, вкладених у реалізацію відповідних проектів.

Нова модель, що буде запроваджена в Україні, не передбачає таких джерел

інвестування. При цьому існують значні ризики, притаманні цій моделі при інвестуванні в

генеруючі потужності без преференцій - наприклад, гарантовані ціни, відсутність курсових

ризиків та збут електроенергії передбачені для генерації, яка використовує ВДЕ, що

передбачено законодавством України. Це може обумовити практичне припинення

інвестування розвитку традиційної енергетики, можливо, за винятком найбільш

конкурентоспроможної атомної та гідроенергетики.

У цьому контексті особливе занепокоєння викликає ситуація, яка склалася в тепловій

енергетиці.

Плани електрогенеруючих компаній, власників ТЕС, 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 були систематизовані в НПСВ. В ньому визначені зобов’язання щодо встановлення


42

газоочисного обладнання по окремих генеруючих потужностях та щодо можливого часу

роботи без встановлення очисного обладнання.

Відповідно до НПСВ, до 2023 року планують вивести з експлуатації бл. 1, 2, 3, 4 та 6

Бурштинської ТЕС потужністю 955 МВт. Ці спалювальні установки працюватимуть обмежений

термін часу (20 000 годин) у період з 2018-2033 рр. Аналіз показує, що бл.1, 2, 3, 4

Бурштинської ТЕС в рік напрацьовують близько 5 000 – 6 000 годин, тобто блоки вичерпають

ліміт напрацювання в 20 000 годин раніше 2023 року. До 2033 року планується вивести з

експлуатації ще 16 блоків потужністю 3292 МВт (з напрацюванням 40 000 год), в тому числі: 7

блоків, що спалюють АШ (потужністю 1559 МВт) та 9 блоків, які працюють на ГД (потужністю

1733 МВт). Напрацювання блоків антрацитової групи з року в рік зменшується і може

призвести до того, що їх напрацювання не досягне ліміту в 40 000 годин до 2033 року,

натомість блоки ГД за рік напрацьовують порядку 6 000 год, тому блоки вичерпають ліміт в

40 000 год до 2026 року.

Таким чином, з 64 наявних вугільних роботоспроможних блоків у 2034 році

залишиться 43 енергоблоки, на яких, відповідно до Національного плану скорочення викидів

від великих спалювальних установок, мають бути проведені реконструкції устаткування з

виконання заходів по скороченню викидів.

Поряд із цим, на окремих енергоблоках, вивід яких з роботи передбачено НПСВ, вже

проведено реконструкції (бл. 5, 6, 7 Курахівської ТЕС, бл.9 Придніпровської ТЕС та бл.5, 7

Бурштинської ТЕС) та продовжено термін експлуатації, а деякі блоки знаходяться в

консервації. Частина енергоблоків, включених до НПСВ, на сьогодні знаходяться на

непідконтрольній території.

Законом «Про ринок електроенергії» передбачена можливість надання підтримки

ТЕЦ для проведення робіт з реконструкції або модернізації, з метою підвищення

ефективності їх роботи і ТЕЦ, які згідно НПСВ мали бути виведені з роботи, на сьогодні

займаються підготовкою ТЕО для отримання такої підтримки. В разі реалізації проектів з

реконструкції, ці ТЕЦ, звісно, залишаться в роботі понад термін, передбачений НПСВ.

Тобто НПСВ вже потребує певного коригування.

Незважаючи на те, що необхідність реалізації НПСВ задекларовано в НЕС, НПСВ

схвалена КМУ (Розпорядження КМУ від 8 листопада 2017 р. № 796-р «Про Національний

план скорочення викидів від великих спалювальних установок»), і є відповідне

розпорядження КМУ щодо забезпечення його реалізації (від 13 червня 2018 р. № 428-р «Про

затвердження плану заходів на 2018 рік щодо впровадження Національного плану

скорочення викидів від великих спалювальних установок»), на сьогодні існує ціла низка

проблем щодо можливості та доцільності його реалізації в схваленому вигляді, бо НПСВ був

розроблений при існуючій моделі ринку та не адаптований під нову модель функціонування

ринку електроенергії.

Так, встановлення газоочисного обладнання – «екологізація» енергоблоків, доцільна

лише при проведенні глибокої реконструкції енергоблоків з подовженням терміну їх роботи

як мінімум на 20 – 25 років, але це зробить «екологізовані» енергоблоки не

конкурентоспроможними відносно енергоблоків ТЕС, які можуть працювати 20 або 40 тис.

год., тобто, поки такі блоки будуть залишатися в роботі, «екологізовані» енергоблоки


43

зможуть продавати електроенергію за «залишковим» принципом. Це робить недоцільним

для власників генерації проведення відповідних робіт з модернізації енергоблоків до того

часу, поки електроенергія вироблена «екологізованими» енергоблоками, зможе з великою

ймовірністю бути купленою на ринку електроенергії.

Джерела фінансування НПСВ за нової моделі ринку невизначені (раніше

передбачалось використання інвестиційної надбавки до тарифу). З огляду на заплановані

терміни впровадження очисного обладнання, значні терміни будівництва та відсутність

досвіду впровадження та експлуатації газоочисного обладнання для зниження викидів

окислів сірки та азоту в Україні, значними є ризики того, що в заплановані терміни

реалізувати заходи передбачені НПСВ не вдасться

Якщо питання приведення викидів забруднювачів у повітря в тепловій енергетиці до

нормативних значень не буде вирішено, це може призвести до виведення з роботи

енергоблоків на ТЕС і ТЕЦ вже у перспективі найближчих років, що ставить під загрозу саму

можливість забезпечення потреб споживачів в електричній енергії, не кажучи про виконання

вимог операційної безпеки та безпеки постачання.

Окремою проблемою є те, що на поточний час усі вітчизняні вугільні ТЕС працюють

понад 40 років, і за цей час практично вичерпані наявні ємності золовідвалів електростанцій.

Збільшення площі золовідвалів є практично неможливим через відсутність вільних

земельних ділянок - прилеглі землі використовуються в сільському господарстві або для

інших потреб, тому нарощування золовідвалів відбувається за рахунок будівництва дамб по

їх периметрах. Обсяг відвантаження золошлаків із золовідвалів для їх утилізації в сфері

виробництва будівельних матеріалів та дорожнього покриття є значно меншим за поточні

темпи їх утворення, тому обсяг накопичених золошлаків з року в рік зростає, а вільна ємність

золовідвалів скорочується.

Впровадження високоефективних пилоочисних установок відхідних газів котлів ТЕС

забезпечить уловлення більшої частки твердих золових частинок, ніж зараз, відповідно,

збільшить вихід золошлакових відходів та прискорить заповнення золовідвалів, а

впровадження систем зниження викидів окислів сірки призведе до зростання кількості

твердих відходів IV класу небезпеки (інертних).

Законодавством України заборонено спільне зберігання різних видів твердих відходів,

тому при впровадженні установок очищення відхідних газів котлів від окислів сірки мають

бути передбачені окремі місця складування твердих речовин, які будуть утворюватись у

процесі зв’язування цих окислів – сульфатів кальцію та їх похідних. Найбільш прийнятним, з

точки зору зменшення утворення таких відходів, є сценарій будівництва повномасштабних

сіркоочисток з виробництвом товарного гіпсу, який може бути повністю використаний в

будівельній промисловості, але таке рішення є найбільш дорогим із наявних на поточний час

методів. Застосування інших методів сіркоочистки, зокрема напівсухих, призводить до

утворення нетоварного гіпсу, який містить значну частину домішок і придатний лише для

складування у вигляді твердих відходів. За попередньою оцінкою заходів НПСВ, для

складування таких відходів будуть потрібні полігони, ємність яких є порівняною з ємністю

існуючих золовідвалів. Ця проблема також потребує вирішення на загальнодержавному рівні

шляхом сприяння/підтримки використання «відходів» виробництва електроенергії на ТЕС в


44

економіці країни – промисловість будівельних матеріалів, дорожнє будівництво тощо, та

вирішення питань землевідведення під будівництво відвалів.

Планами розвитку гідроенергетики 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

(250 МВт), Верхньодністровських ГЕС (324 МВт). Збільшення потужностей ГАЕС планується

досягти за рахунок добудови Дністровської ГАЕС (1 296 МВт) та подальшого доведення її

потужності до 2268 МВт і Ташлицької ГАЕС (604 МВт), а також будівництва Канівської ГАЕС

(1 000 МВт).

На сьогодні постановою КМУ схвалено план розвитку великої гідроенергетики на

період до 2026 року, до якого увійшла основна частка запланованих проектів з розвитку

гідроенергетики.

Але існують певні проблеми щодо можливості реалізації в означені терміни та у

передбачених обсягах проектів з розвитку гідроенергетики, що обумовлено відсутністю

гарантованих джерел фінансування для всіх проектів з нового будівництва потужностей,

необхідністю значної розбудови мереж, яка потребує часу та відповідного фінансування, а

також через значну протидію громадських організацій екологічної спрямованості реалізації

запланованих заходів з розвитку гідроенергетики, що у першу чергу стосується Канівської

ГАЕС.

Висока конкурентоспроможність АЕС при роботі на новому ринку електроенергії, як

відзначалось, робить цілком імовірним те, що терміни їх роботи при відсутності технічних

обмежень будуть продовжені на 20 років відносно нормативного терміну їх роботи. Але,

звісно, існують ризики стосовно подовження термінів роботи не всіх атомних блоків, через

технічні обмеження. Звісно, для компенсації втрат потужності АЕС, при виникненні означеної

ситуації, необхідно мати певну резервну потужність на ТЕС.

Поряд із цим, механізми фінансування будівництва потужностей, які будуть

заміщувати потужності АЕС після виводу їх з роботи, в НЕС передбачені, але не визначені. З

огляду на високу капіталоємність проектів нового будівництва енергоблоків АЕС та значні

інвестиційні ризики, притаманні новій моделі ринку електроенергії, у перспективі можлива

реалізація сценаріїв, за яких заміщуючі потужності не будуть вводитися в атомній енергетиці

країни, що обумовить необхідність впровадження додаткових потужностей на ТЕС. З огляду

на ситуацію з НПСВ, це створює додаткові проблеми щодо забезпечення достатності

генеруючих потужностей.

Окремою проблемою є те, що через високу вартість теплової енергії, яка виробляється

на ТЕЦ та котельних, основним паливом яких є природний газ, і які виробляють основну

частку теплової енергії, зношеність теплових мереж та неплатежі за теплову енергію,

неможливість у багатьох випадках в зоні централізованого теплопостачання відключати

неплатників за тепло, перехід на децентралізовані схеми теплопостачання з пріоритетом

індивідуального опалення та гарячого водопостачання, з використанням електроенергії,

набуває все більшу популярність у місцевих органів влади.

Такі рішення несуть суттєві ризики стосовно можливості забезпечити покриття потреб

споживачів у електричній енергії в опалювальний період, бо перевід на електричне опалення


45

споживачів, максимальна теплова потужність яких складе 1 ГВт, потребує збільшення

потужностей в традиційній генерації, з урахуванням втрат в мережах, власних потреб

електростанцій та необхідності в додаткових резервах, як мінімум 1.4 ГВт, при додатковому

виробництві електроенергії 2 – 3 млрд. кВт. год. електроенергії, тобто з дуже низьким КВВП.

При цьому, впровадження ВЕС і СЕС практично не знижує потребу в традиційній

генерації, бо під час сумісного максимуму навантажень в ОЕС України СЕС не працюють, а

потужність ВЕС необхідно приймати з урахуванням можливості мало вітряної, або взагалі

безвітряної погоди в цей час, що притаманно дням з мінімальними температурами, коли

навантаження в ОЕС максимальне.

Але навіть підтримка потужності існуючих ТЕС на необхідному для забезпечення

достатності рівні, реалізація планів розвитку гідроенергетики на базі практично не

маневреного обладнання та підтримка потужності АЕС на існуючому рівні не забезпечить

можливість виконання вимог операційної безпеки та безпеки постачання, згідно до вимог

КСП щодо достатності резервів підтримки частоти, її відновлення та заміщення як при

ізольованому режимі роботи, так і при паралельній роботі.

При цьому проблеми з достатністю резервів для виконання вимог відповідності

генерації будуть загострюватись при впровадженні ЕНП, до яких, у першу чергу, належать ВЕС

і СЕС, через значне зростання вимог до можливості підтримки частоти, її відновлення та

забезпечення надійності обмінів електроенергією з енергосистемами інших країн, згідно

контрактних зобов’язань, в умовах постійної зміни їх потужності під впливом мінливих

погодних факторів. При цьому можливі як значні коливання потужності – цикли зростання-

зниження зі значною амплітудою, так і швидка зміна потужності в сторону зменшення або

збільшення. При цьому оцінити зміну потужностей ЕНП як виникнення циклів зростання –

зниження потужності або як «довготривалу» зміну їх потужностей дуже швидко неможливо.

Додатковою проблемою є можливість як значної різниці між роботою ЕНП в суміжні

дні, так і значних розбіжностей між плановою та фактичною їх потужністю.

Ці особливості роботи ВЕС та СЕС ілюструють рисунки 3.6 – 3.10.


46

Рисунок 3.6 – Генерація (МВт) СЕС і ВЕС 30 березня 2018 р. в ОЕС України

Рисунок 3.7 – Генерація (МВт) СЕС і ВЕС 31 березня 2018 р. в ОЕС України


47

Рисунок 3.8 – Генерація (МВт) СЕС і ВЕС 20 квітня 2018 р. в ОЕС України

Рисунок 3.9 – Генерація (МВт) СЕС і ВЕС 21 квітня 2018 р. в ОЕС України


48

Рисунок 3.10 – Генерація (МВт) СЕС і ВЕС 06 травня 2018 р. в ОЕС України


49

Без урахування впливу ЕНП на потребу в резервах, вона визначається необхідністю:

- компенсувати зміни навантаження та похибки його прогнозу, які для фіксованого

періоду часу (при розрахунках цей період, як правило, дорівнює 1 годині), коли

доступна потужність генерації та засобів управління попитом приймається незмінною

та знаходиться в діапазоні до ± 5% від максимальної потужності навантаження на

відповідній ступені ГЕН, за рахунок резервів підтримки частоти та відновлення

частоти;

- забезпечити утримання частоти в припустимих межах – не більше ±0.8Гц динамічного

відхилення частоти, при виникненні максимальної розрахункової аварії, яка для ОЕС

України визначається втратою генерації потужністю 1000 МВт або навантаження

потужністю 500 МВт. Обсяг необхідних резервів підтримки частоти на навантаження

(втрата генерації), або на розвантаження (втрата навантаження), визначається

режимом роботи ОЕС – паралельний з енергосистемами інших країн, або

ізольований;

- забезпечити відновлення частоти та перетоків потужності у термін до 15 хвилин, тобто

повністю замістити у цей період потужність генерації, яка вийшла аварійно з роботи,

потужністю інших електростанцій або знизити потужність електростанцій на обсяг

втраченого навантаження за рахунок резервів відновлення частоти;

- забезпечити у термін до 30 хвилин заміщення резервів, які були використані для

відновлення частоти.

З огляду на те, що вимоги до резервування в аварійних ситуаціях не залежать від

впровадження електростанцій з негарантованою потужністю, а достатність генеруючих

потужностей необхідно оцінювати при роботі ОЕС в ізольованому режимі, максимальну

потребу в резервах для виконання вимог щодо адекватності генерації та заходів з управління

попитом для роботи ОЕС України в ізольованому режимі можна прийняти без урахування

впливу впровадження ЕНП, відповідно до вимог КСП:

- на завантаження 1000 МВт з «миттєвим» часом активації максимальна потреба в

резервах складається з резерву підтримки частоти та резерву відновлення частоти,

розподіл між якими здійснюється з урахуванням вимог щодо не перевищення

припустимого динамічного відхилення частоти, 1000 МВт з часом повної активації до

15 хвилин і 1000 МВт з часом активації до 30 хвилин;

- на розвантаження 1000 МВт з «миттєвою» активацією максимальна потреба в

резервах складається з резерву підтримки частоти та резерву відновлення частоти,

розподіл між якими здійснюється з урахуванням вимог щодо не перевищення

припустимого динамічного відхилення частоти, 500 МВт з часом повної активації до

15 хвилин і 500 МВт з часом активації до 30 хвилин.

Необхідно відзначити, що вимога стосовно активації резервів заміщення (третинних

резервів) протягом 30 хвилин є досить жорсткою вимогою. Але вона є цілком обґрунтованою

при зростанні потужності ЕНП.

При паралельній роботі, згідно з КСП, потреба в нормованому резерві підтримки

частоти, при паралельній роботі з енергооб’єднанням СНД та Балтії відокремлено від ENTSO-


50

E, складає ±160 МВт, а при паралельній роботі з енергооб’єднанням ENTSO-E відокремлено

від СНД та Балтії – ± 190 МВт.

Вимоги щодо додаткової потреби в резервах на відновлення частоти обумовлені

роботою ЕНП, згідно вимог чинних нормативних документів [78], повинні визначатись на

основі обробки статистичної інформації, а за її відсутності у достатніх обсягах для отримання

надійних оцінок, прийматися на рівні 50% від наявної потужності, але їх відносно незначна

потужність у структурі генерації до початку осені 2018 року практично мало впливала на

необхідність у додаткових резервах.

Тому проблеми виконання вимог КСП щодо необхідних резервів сьогодні обумовлені

такими основними факторами:

- низькі рівні споживання електроенергії;

- необхідність підтримки значних обсягів виробництва електроенергії на АЕС для

мінімізації її вартості для споживачів;

- зношеність та низькі маневрені можливості основної частки енергоблоків на ТЕС,

не відповідність їх показників вимогам КСП щодо участі у регулюванні;

- можливості використання потужностей ГЕС залежать від наявних обсягів і

можливих режимів використання гідроресурсів для виробництва електроенергії, а

діапазон регулювання потужності вітчизняних ГЕС складає до 50% від номінальної

потужності гідроагрегатів. При малій водності їх використання в якості резерву

відновлення частоти в аварійних ситуаціях неможливо;

- відносно невелика потужність на ГАЕС та їх мала пристосованість до роботи в

режимах оперативного усунення виникаючих небалансів. Неможливість їх

використання в якості резервів відновлення частоти;

- робота ТЕЦ за графіком забезпечення теплових навантажень та висока вартість

природного газу – основного виду палива для вітчизняних ТЕЦ, складні

взаємовідносини з його постачальником обумовлюють практичну неможливість їх

залучення в якості джерела резервів відновлення частоти на навантаження.

Аналіз поточної ситуації з забезпеченістю резервами ОЕС України наведена в Додатку

А.

Робота ОЕС України в складі енергооб’єднання країн СНГ та Балтії, значно мінімізує

ризики щодо можливості системної аварії в ОЕС України і саме це, поряд з відносно

невисокою потужністю ЕНП, яка значно почала зростати лише з осені 2018 року, обумовлює

можливість достатньо надійної роботи вітчизняної енергосистеми з резервами, які суттєво

нижчі вимог КСП.

Але без вирішення проблем щодо забезпечення відповідності (достатності)

генеруючих потужностей в ізольованому режимі роботи ОЕС України, її приєднання до

ENTSO-E формально буде неможливо. При цьому, враховуючи стан відносин з Російською

Федерацією, яка відіграє ключове значення у енергооб’єднанні країн СНГ та Балтії, вирішення

означених проблем з точки зору вимог енергетичної безпеки необхідно забезпечити

максимально швидко.

Для вирішення проблем, обумовлених відсутністю достатніх інвестицій для

забезпечення відповідності (достатності) генерації, Законом про ринок електроенергії


51

передбачений механізм плати за послугу з розвитку генеруючих потужностей та

впровадження заходів з управління попитом. Але його використання лише потенційно може

вирішити проблеми відповідності генеруючих потужностей ОЕС України, що обумовлено

наступними чинниками.

По-перше, існують ризики того, що власники генеруючих потужностей ТЕС ГК, з огляду

на низькі коефіцієнти використання встановленої потужності енергоблоків, визнають

недоцільним підтримку у працездатному стані необхідної їх кількості для забезпечення

вимог адекватності ОЕС України – залишать в роботі таку потужність енергоблоків, яка з

великою вірогідністю буде приймати участь у забезпеченні потреб споживачів в

електроенергії, у балансуванні енергосистеми та наданні передбачених на сьогодні

допоміжних послуг. Поряд із цим інвестування в нові потужності з цієї точки зору є

недоцільним, при відшкодуванні частки фінансових ресурсів, які необхідні для їх

впровадження, що передбачено Законом про ринок електроенергії.

По-друге, при формуванні адекватної структури генеруючих потужностей на

перспективу, ОСП визначає мінімально необхідний склад генерації, виходячи з оптимального

покриття ним перспективних ГЕН, на основі критерію мінімізації сукупних витрат на

виробництво електроенергії або сукупної вартості електроенергії на ринку, з урахуванням

необхідних резервів, тобто з точки зору загальносистемних критеріїв ефективності роботи

ОЕС України. При цьому оцінка витрат або вартості здійснюється при певних ідеалізованих

припущеннях.

Звісно, що в умовах нового ринку електроенергії підходи власників генеруючих

потужностей будуть будувати свою стратегію роботи на ньому, виходячи з власних інтересів,

а не з точки зору інтересів ОЕС в цілому.

Це може викликати конфлікт інтересів між ОСП та власниками генерації, коли ОСП не

зможе мати можливість придбати в необхідних обсягах послуги з балансування або

допоміжні послуги та обумовлює ризики щодо можливості забезпечення вимог операційної

безпеки та безпеки постачання при роботі ОЕС України за нової моделі ринку.

Таким чином, на сьогодні існує велика кількість проблем щодо забезпечення

відповідності(достатності) генеруючих потужностей ОЕС України та надійного покриття

перспективних ГЕН споживачів країни. Їх вирішення потребує прийняття термінових заходів

щодо підвищення маневрових можливостей енергосистеми країни.


52

4. Сценарні припущення щодо майбутніх умов функціонування та

розвитку генеруючих потужностей ОЕС України

4.1. Економічна політика та умови розвитку економіки

На сьогодні економіка України знаходиться у вкрай складному 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, закриття Російською Федерацією ринку для українських виробників,

блокування нею транзиту продукції України до третіх країн та зниження ролі в постачанні

газу на європейські ринки 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.

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, якій у спадщину від СРСР дістався досить потужний

народногосподарський комплекс, який було сформовано, виходячи з природно-ресурсного

потенціалу України (поклади вугілля та залізних руд, сприятливий для сільського

господарства клімат, розміщення на шляху Схід – Захід тощо) та в умовах реальної відсутності

урахування екологічних обмежень та вимог на час його формування.

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 у 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.

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 – продукція машинобудування та приладобудування, 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


53

ефективного розвитку реального сектору економіки, 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 в контексті

перспектив її розвитку, 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,

що призводить до забруднення довкілля, а також викидів ПГ.

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, як відзначалось, 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 із цим відбувається і виведення

національного й іноземного капіталу з України через означені чинники.

3. Відсутність ефективної системи державної підтримки сталого розвитку економіки

країни та забезпечення економічної безпеки – національні 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, а відсутність таких інституцій є значним гальмом

можливості забезпечення економічного зростання країни з високими темпами. Це

обумовлено тим, що 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 нереально через їх високу вартість та короткий термін

надання, що практично нівелює роль комерційної банківської системи країни як

джерела інвестицій в розвиток економіки, перш за все її реального сектору.

4. Курсові ризики при використанні кредитів міжнародних фінансових установ та

іноземних банків у валюті, низька довіра кредиторів щодо платоспроможності


54

вітчизняних позичальників обумовлює складність залучення інвестицій в розвиток

економіки України з цього джерела, які надаються практично виключно під державні

гарантії, а необхідність їх повернення з відсотками обумовлює погіршення платіжного

балансу країни та створює додатковий тиск на курс національної валюти.

5. 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.

6. 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 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. Масова імміграція трудових ресурсів на

сьогодні є одним з найгостріших викликів, що стоять перед країною. Її наслідки –

зниження надходження валюти до країни від трудових мігрантів та дефіцит кадрів, з

чим вже сьогодні стикаються практично всі галузі економіки України, зокрема і

електроенергетика, в якій особливі вимоги щодо кваліфікації персоналу.

7. 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, згідно якої

Україна при перевищенні певного рівня зростання ВВП та його обсягів повинна

відавати частину ВВП кредиторам.

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

платоспроможного попиту домогосподарств, який постійно знижується, перш за все

через 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.

9. 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.

10. Монополізація окремих ринків та непрозорість ціноутворення на них.

11. Постійно зростаючий зовнішній борг держави та суб’єктів господарювання не

підкріплюється зростанням експорту і країна балансує постійно в останні роки на межі


55

дефолту, а необхідність обслуговування боргових зобов’язань є одним з ключових

факторів стримування росту ВВП.

12. На сьогодні відсутні зовнішні ринки продукції, товарів та послуг на яких Україна могла

би швидко забезпечити нарощування експорту своєї продукції. У першу чергу це

стосується високотехнологічних виробництв та послуг. Тому забезпечити швидкі

темпи зростання в короткостроковій перспективі можливо лише за рахунок

завантаження існуючих виробничих потужностей, що неможливо без реалізації

національних інфраструктурних проектів.

13. Головною рушійною силою розвитку економіки в перспективі передбачається

подальша лібералізація та інтеграція з ринками ЄС при мінімальному впливі держави

на практичну діяльність в економіці відповідно до канонів неоліберальних

економічних теорій. Але практика свідчить, що вихід з економічних криз неможливо

забезпечити саме без активної участі держави в процесах розвитку економіки, для

чого в світі напрацьований достатньо великий досвід.

14. Розробка різноманітних стратегій, програм та цільових показників соціально-

економічного розвитку країни, які схвалюються на загальнодержавному рівні, по суті

базуються на рекомендаціях міжнародних консультантів з розвинених країн та

ефективних практик, що застосовуються в них, а також трендів розвитку енергетики в

цих країнах, і практично не враховує реальний стан економіки країни відносно країн

де такі практики використовуються і яким притаманні такі тренди. Їх прийняття не

забезпечує позитивного впливу на соціально-економічний розвиток країни, через

невідповідність умов функціонування та розвитку економіки в розвинених країнах та

Україні.

15. Низька ємність внутрішнього ринку обумовлена низькою купівельною спроможністю

населення і бізнесу та практична відсутність бар’єрів для імпорту робить не доцільним

створення на Україні високотехнологічних підприємств орієнтованих на покриття

кінцевого попиту національних споживачів.

При підготовці Звіту, з залученням консультантів, було проаналізовано проблеми та

потенціал розвитку окремих секторів економіки України у довгостроковій перспективі

(Додаток Б), з урахуванням означених чинників та наявних стратегій, програм та інших

документів, присвячених проблемам розвитку економіки та енергетики країни, аналізу

статистичної інформації, світового досвіду та тенденцій розвитку світової економіки тощо.

За результатами аналізу було визначено три групи сценаріїв потенційно можливого

розвитку економіки (якісна характеристика сценарних припущень щодо розвитку економіки

та енергетики країни за двома граничними групами сценаріїв, а також припущення щодо

врахування впливу змін клімату та кліматичної політики, наведені в таблиці 4.1).

До першої групи увійшли сценарії низьковуглецевого розвитку (ГСНР), які

передбачаються до реалізації НЕС та СНР. Вони передбачають реалізацію прийнятих на себе

зобов’язань при підписанні угоди про асоціацію з ЄС та при вступі до Енергетичного

співтовариства, орієнтацію на найбільш розвинені країни щодо формування стратегічних


56

цілей та пріоритетів, копіювання їх ефективних практик та трендів розвитку, нормативно-

правової бази.


Таблиця 4.1 – Основні сценарні припущення щодо економічної політики та умов розвитку економіки

Показник Групи сценаріїв

Низьковуглецевий розвиток (НЕС, СНР) Неопротекціонізм

1. Економіка

1.1. Економічна політика Неоліберальна Економічний прагматизм

1.2. Національні програми розвитку економіки Немає Є

1.3. Створення сприятливого інвестиційного

клімату До 2020 року До 2020 року

1.4. Державна підтримка інвестиційних проектів

вітчизняних суб’єктів господарювання

Підтримка критичних проектів з розвитку

інфраструктурних галузей, впровадження на рівні 2020

року

Значна, комплексні національні програми розвитку та

підтримки секторів економіки з орієнтацією на вітчизняного

виробника, впровадження на рівні 2020 року

1.5. Наявність державних фінансових установ для

інвестування розвитку економіки вітчизняними

суб’єктами господарювання

Немає Є, впровадження до 2020 року

1.6. Державна підтримка експортерів та

відповідних фінансових установ Немає Є, впровадження до 2020 року

1.7. Державна підтримка іпотечного

кредитування та відповідних фінансових установ Немає Є, впровадження до 2020 року

1.8. Кон’юнктура зовнішніх ринків Сприятлива Формується економічною політикою, яка спрямована на

забезпечення сприятливих умов

1.9. Зниження частки офшорних схем ухилення

від податків при веденні господарської діяльності

Швидке основне здолання цієї схеми ухилення від

податків до 2020 року

Швидке основне здолання цієї схеми ухилення від податків

до 2020 року

1.10. Політика у сфері доходів населення

Поступове підтягування мінімальних зарплат та пенсій

до прожиткового мінімуму, монетизація державних

субсидій, а також скорочення верств населення та

соціальних груп, яким вони надаються

Мінімальній рівень зарплат та пенсій, не менше за реальний

прожитковий мінімум

1.11. Політика захисту вітчизняного виробника на

внутрішньому ринку

Лише критичних секторів економіки в контексті

забезпечення вимог національної безпеки в межах

міжнародних зобов’язань

Активна в межах міжнародних зобов’язань

1.12. Демонополізація ринків та прозоре

ціноутворення До 2020 року До 2020 року


58

Продовження таблиці 4.1.



2. Фінанси

2.1. Національні кредитні інвестиційні ресурси Немає Є

2.2. Прямі іноземні інвестиції Дуже значні В економічно-виправданих обсягах

2.3. Кошти трудових мігрантів Помірне зниження Помірне зниження

2.5. Внутрішній та зовнішній борг, витрати на

обслуговування Швидке зростання Помірні

3. Розвиток секторів економіки

3.1. Промисловість Швидкий розвиток інноваційних та високодохідних галузей,

різке зростання експорту продукції

Завантаження існуючих потужностей, імпортозаміщення,

поступовий розвиток інноваційних секторів

3.2. Агропромисловий комплекс

Швидкий розвиток, різке зростання експорту продукції,

перехід з експорту сировини на експорт продукції харчової

промисловості

Середні темпи зростання,



3.3. Транспорт Розвиток на основі інноваційних видів транспорту,

збереження та нарощування транзитного потенціалу

Швидкі темпи зростання на основі максимального

використання та розвитку існуючої інфраструктури

3.4. Будівництво Швидкий розвиток Швидкий розвиток

3.5. Послуги Швидкий розвиток, орієнтація на експорт Середні темпи зростання

4. Паливні галузі

4.1. Видобуток вугілля Швидка стагнація Швидкий розвиток

4.2. Газовидобування Швидкий розвиток Швидкий розвиток

4.3. Видобуток нафти Помірний розвиток Помірний розвиток

4.4. Нафтопереробка Швидкий розвиток Помірний розвиток

5. Електроенергетика

5.1. ВДЕ Дуже швидкий розвиток/Швидкий розвиток Помірний розвиток

5.2. Атомна енергетика Продовження термінів експлуатації, заміщення

потужностей, що вибувають з роботи

Продовження термінів експлуатації, заміщення вибуваючих

потужностей

5.3. Вугільна генерація Швидка стагнація Комплексна реконструкція, нове будівництво

5.4. Газова генерація Швидкий розвиток Економічно-доцільний розвиток

5.5. Гідроенергетика Оптимістичний Оптимістичний


59




6. Теплопостачання Помірна децентралізація Помірна децентралізація

6.1. ТЕЦ Зниження потужностей, проведення робіт з реконструкції з

метою підвищення конкурентоспроможності

Зниження потужностей, проведення робіт з реконструкції з


6.2. Централізоване електроопалення з

акумулюванням Незначне Незначне

7. Екологія

7.1. Зміни клімату Вірогідний сценарій Вірогідний сценарій

7.2. Адоптація до змін клімату Є Є

7.3. Обмеження на викиди ПГ Жорсткі М’які

7.4. Вартість викидів ПГ Висока Низька


60

Означені сценарії передбачають прискорений розвиток відновлюваної енергетики та

значене підвищення енергоефективності.

Головною рушійною силою розвитку економіки за цими сценаріями є створення

інвестиційно привабливого клімату в державі, лібералізація енергетичних ринків та значне

зростання платежів за викиди ПГ та жорсткості обмежень на можливі обсяги викидів ПГ в

країні у перспективі, що буде стимулювати, на думку розробників НЕС та СНР, реалізацію

положень сценаріїв низьковуглецевого розвитку та зробить привабливим інвестування у

відповідні проекти.

Необхідно відзначити, що НЕС та СНР не мають чіткого опису показників, які

характеризують розвиток економіки та енергетики країни. Тому наведені в таблиці 4.1 якісні

припущення для цієї групи сценаріїв були визначені на основі проведених досліджень,

моделювання та розрахунків з визначення умов, при яких можуть бути досягнуті наведені у

НЕС та СНР показники.

Друга група сценаріїв – група сценаріїв неопроктеціонізму (ГСНП), які передбачають

максимальну підтримку розвитку власного виробництва продукції, товарів та послуг як за

рахунок зростання експорту, так і розвитку імпортозаміщуючих виробництв. Ці сценарії

передбачають активну участь органів державного управління в процесах забезпечення

розвитку економіки за рахунок створення відповідних інституцій, введення певних захисних

бар’єрів для імпорту, стимулювання власного виробника та політики, спрямованої на

локалізацію виробництв імпортованої продукції, тощо.

До третьої групи сценаріїв входять сценарії інерційного розвитку (ГСІР), які займають

проміжне місце між двома граничними групами сценаріїв, з точки зору реалізованої

економічної політики. Вони можуть поєднувати сценарні припущення, які відносяться до

різних граничних груп, наприклад – швидкий розвиток ВЕС і СЕС, за підтримки розвитку

вугільної енергетики, реалізацію політики неопротекціонізму в окремих секторах економіки,

тощо.

Цим сценаріям притаманні суттєво нижчі, ніж в граничних, темпи розвитку економіки,

а розвиток окремих секторів економіки в значній мірі буде визначатись «пропорцією» між

заходами з державного стимулювання розвитку економіки та ліберальними підходами щодо

чисто ринкового регулювання діяльності в окремих секторах економіки.

В процесі виконання досліджень було визначено, що з точки зору сценарних

припущень, їх доцільно розділити на дві підгрупи – групу оптимістично-інерційних сценаріїв

(ГІОС) та групу песимістично-інерційних сценаріїв (ГІПС), з точки зору впливу сценарних

припущень на розвиток економіки, які наведені в таблиці 4.2.


Таблиця 4.2 – Основні сценарні припущення щодо економічної політики та умов розвитку економіки


Песимістично-інерційні Оптимістично-інерційні

1. Економіка

1.1. Економічна політика Неоліберальна/ Економічний прагматизм Економічний прагматизм/ Неоліберальна

1.2. Національні програми розвитку економіки Немає Немає

1.3. Створення сприятливого інвестиційного

клімату До 2025 року До 2025 року

1.4. Державна підтримка інвестиційних проектів

вітчизняних суб’єктів господарювання Практично відсутня

Підтримка критичних проектів з розвитку інфраструктурних

галузей, впровадження на рівні 2025 року

1.5. Наявність державних фінансових установ для

інвестування розвитку економіки вітчизняними

суб’єктами господарювання

Немає Є, впровадження до 2025 року

1.6. Державна підтримка експортерів та

відповідних фінансових установ Є, впровадження до 2025 року Є, впровадження до 2025 року

1.7. Державна підтримка іпотечного

кредитування та відповідних фінансових установ Немає Є, впровадження до 2025 року

1.8. Кон’юнктура зовнішніх ринків Збереження на існуючому рівні з незначним зростанням

по окремим секторам економіки

Збереження на існуючому рівні з незначним зростанням по

окремим секторам економіки

1.9. Зниження частки офшорних схем ухилення

від податків при веденні господарської діяльності

Повільне основне здолання цієї схеми ухилення від

податків до 2025 року

Швидке основне здолання цієї схеми ухилення від податків

до 2025 року

1.10. Політика у сфері доходів населення

Поступове підтягування мінімальних зарплат та пенсії до

прожиткового мінімуму, монетизація державних

субсидій, а також скорочення верств населення та

соціальних груп, яким вони надаються

Поступове підтягування мінімальних зарплат та пенсії до

прожиткового мінімуму, монетизація державних субсидій, а

також скорочення верств населення та соціальних груп, яким

вони надаються

1.11. Політика захисту вітчизняного виробника на

внутрішньому ринку


забезпечення вимого національної безпеки в межах



забезпечення вимого національної безпеки в межах


1.12. Демонополізація ринків та прозоре

ціноутворення До 2020 року До 2020 року


62




2. Фінанси

2.1. Національні кредитні інвестиційні ресурси Немає Немає

2.2. Прямі іноземні інвестиції Незначні Незначні

2.3. Кошти трудових мігрантів Швидке зниження Помірне зниження

2.5. Внутрішній та зовнішній борг, витрати на

обслуговування Швидке зростання Помірні

3. Розвиток секторів економіки

3.1. Промисловість Незначні Незначні

3.2. Агропромисловий комплекс

Середні темпи зростання при збереженні високою частки

не переробленої продукції сільського господарства

Середні темпи зростання, повільний



3.3. Транспорт Підтримка інфраструктури в працездатному стані з

урахуванням зниження транзитних можливостей

Підтримка інфраструктури в працездатному стані з

урахуванням зниження транзитних можливостей

3.4. Будівництво Повільний розвиток Повільний розвиток

3.5. Послуги Пропорційно змінам виробництва в реальних секторах

економіки та формування ВВП

Пропорційно змінам виробництва в реальних секторах

економіки та формування ВВП

4. Паливні галузі

4.1. Видобуток вугілля Швидка стагнація Помірний розвиток

4.2. Газовидобування Помірний розвиток Помірний розвиток

4.3. Видобуток нафти Помірний розвиток Помірний розвиток

4.4. Нафтопереробка Збереження існуючої ситуації Збереження існуючої ситуації

5. Електроенергетика

5.1. ВДЕ Швидкий розвиток Помірний розвиток

5.2. Атомна енергетика

Продовження термінів експлуатації.

Можливо як заміщення потужностей, що вибувають з

роботи, так і відмова через високу капіталоємність від

розвитку атомної енергетики

Продовження термінів експлуатації.

Можливо як заміщення потужностей, що вибувають з

роботи, так і відмова через високу капіталоємність від

розвитку атомної енергетики


63




5.3. Вугільна генерація Швидка стагнація Комплексна реконструкція існуючих потужностей

5.4. Газова генерація Швидкий розвиток Економічно-доцільний розвиток

5.5. Гідроенергетика Базовий Базовий

6. Теплопостачання Помірна децентралізація Помірна децентралізація

6.1. ТЕЦ Зниження потужностей, проведення робіт з реконструкції з


Зниження потужностей, проведення робіт з реконструкції з


6.2. Централізоване електроопалення з

акумулюванням Незначне Незначне

7. Екологія

7.1. Зміни клімату Вірогідний сценарій Вірогідний сценарій

7.2. Адоптація до змін клімату Є Є

7.3. Обмеження на викиди ПГ Жорсткі М’які

7.4. Вартість викидів ПГ Висока Низька


64

4.2. Енергоспоживання та енергоефективність

В останні роки споживання ПЕР суттєво знизилось (табл. 4.3), що обумовлено

здебільшого означеними раніше політичними та економічними факторами, а також, в

меншій мірі, проведенням активної політики підвищення енергоефективності в країні, що

ілюструє зміна макроекономічних показників та обсягів споживання ПЕР в період

2012-2016 рр. (рис. 4.1).

З огляду на те, що в короткостроковій перспективі відновлення економічного

зростання з достатньо високими темпами можливе лише 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.

Таблиця 4.3 – Споживання енергоресурсів

Енергоресурс Одиниця виміру 2013 2014** 2015** 2016** 2017**

ВВП* у фактичних цінах,

млрд грн 1465.2 1586.9 1988.5 2385.4 2982.9

ВВП млрд грн 1465.2 1369.2 1235.4 1265.5 1297.5

Електроенергія млрд кВт·год 175.6 167.50 148.30 147.10 147.6

Теплова енергія млрд кВт·год 151.02 114.48 98.30 85.00 89.6

Вугілля млн т 71.30 53.90 45.30 53.40 44.1

Газ природний млрд м3 49.70 38.60 32.80 31.90 31.5

Моторні палива млн т у. п. 14.95 12.449 10.536 9.799 10.23

Біомаса млн т у. п. 2.68 2.76 3.00 3.30 3.05

* без урахування тимчасово окупованої території АР Крим і м.Севастополя, за 2014-2016 роки - без ТНКТ

Донецької та Луганської областей

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

2013 2014 2015 2016 2017

% д

о 20

13 р

оку

ВВП в цінах 2013 року

Електроенергія

Теплова енергія

Вугілля

Газ природний

Моторні палива

Біомаса

Рисунок 4.1 – Зміна макроекономічних показників та споживання ПЕР в 2013 - 2017 рр.


65

Суттєве поліпшення показників енергоефективності вітчизняної економіки у

перспективі можливе лише при швидкому оновленні основних фондів у всіх галузях

економіки та парку домашніх приладів, транспортних засобів на рівні домогосподарств,

проведенні комплексних робіт з термомодернізації будівель, узгоджених з реконструкцією

систем опалення та гарячого водопостачання.

Одним з основних драйверів зростання електроспоживання є необхідність адаптації

до змін клімату, що буде стримувати певним чином підвищення показників

енергоефективності, бо означені зміни:

- обумовлюють суттєве зростання потреби в електричній енергії на охолодження та

кондиціонування в неопалювальний сезон;

- зумовлюють зростання потреби в опаленні в сезони весна-осінь, до включення або

після відключення опалення в системі централізованого теплопостачання.

- ведуть до зростання максимумів навантаження в неопалювальний сезон через

зростання коефіцієнту одночасності роботи систем кондиціонування та

охолодження в період високих та екстремальних температур.

Поряд із цим вони будуть обумовлювати і зниження потреби в тепловій енергії для

опалення, що зумовить відповідне зниження потреби в ПЕР і буде позитивно впливати на

показники ефективності їх використання в Україні.

4.4. Екологія та зміни клімату

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

зниження негативного пливу на довкілля та обмеження викидів забруднюючих речовин та

парникових газів (далі – ПГ) 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 Директиви 2001/80/ЕC [55] мала бути

імплементована до 1 січня 2018 року. Згідно Плану заходів щодо виконання зобов’язань в

рамках Договору про заснування 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 очищуються від оксидів сірки, концентрації викидів яких

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

було дуже амбітною ціллю, враховуючи високу вартість систем очищення викидів

забруднюючих речовин та жорсткість вимог означеної директиви.

Неможливість своєчасного виконання вимог Директиви 2001/80/ЕC [55] та прийняття

на її заміну Директиви 2010/75/EС [56] обумовили розробку Національного плану

скорочення викидів від великих спалювальних установок (далі - НПСВ), який є ключовим

документом щодо захисту атмосферного повітря, оскільки встановлює чіткі кількісні

обмеження та часові терміни їх досягнення по викидах забруднюючих речовин від теплових


66

електростанцій, які є найбільшим джерелом промислового забруднення навколишнього

середовища.

Саме на основі вимог Директиви 2010/75/EС [, які хоч і є більш жорсткими (табл. 4.4),

визначені майбутні зобов’язання щодо зниження викидів забруднювачів в повітря від ТЕС і

ТЕЦ, але розробка і схвалення НПСВ дає значно більше часу на вирішення екологічних

проблем в тепловій енергетиці, що було критичним фактором при збережені вимог до

означених викидів передбачених Директивою 2001/80/ЕC.

На сьогодні НПСВ схвалений Кабінетом Міністрів України (розпорядження КМУ від 8

листопада 2017 року № 796-р), що було враховано при формуванні обмежень на можливість

розвитку генеруючих потужностей ОЕС України у перспективі.

При цьому також враховано, що НПСВ потребує суттєвого коригування з огляду на

нові реалії, в яких живе країна після подій 2014 року.

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

щодо обмеження викидів ПГ. За Кіотським протоколом до Рамкової конвенції ООН про зміну

клімату Україна взяла на себе зобов’язання, щоб у 2020 році загальнонаціональні обсяги

викидів ПГ не перевищували рівень у 76% викидів, що мали місце у 1990 році, коли вони

склали біля 960 млн т СО2 екв. За Паризькою кліматичною угодою обсяги

загальнонаціональних викидів ПГ у 2030 році мають складати не більше 60% від означених

обсягів у 1990 році.

Таблиця 4.4 – Гранично допустимі концентрації забруднюючих речовин у димових газах

енергоблоків тепловою потужністю від 500 МВт за Директивами ЄС, мг/нм3

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

[58].

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 зменшився – на 25% у 2015 році по відношенню до


67

рівня 2013 року, і склав 33.6% від рівня 1990 року, та дуже оптимістичну оцінку щодо

можливостей України переходу на шлях низьковуглецевого розвитку за прикладом найбільш

розвинених країн світу. При цьому, вже прийняті зобов’язання можна переглядати лише в бік

зростання жорсткості вимог щодо можливостей викидів ПГ, що може створити значні ризики

при прийнятті недостатньо обґрунтованих зобов’язань.

У схваленій Стратегії низьковуглецевого розвитку задекларовано, що рівень викидів

на рівні 2050 року не перевищить 35% від рівня 1990 року, але крім того, що її прийняття

дозволить залучити кошти Міжнародних фінансових організацій, тобто – фактично кредитів,

жодних інших реалістичних механізмів реалізації її положень немає, а наведені показники

щодо можливості суттєвого зростання ВВП при сценаріях низьковуглецевого розвитку

викликають значні сумніви.

З урахуванням означеного, було прийнято два варіанти сценарних припущень щодо

жорсткості обмежень на викиди ПГ.

Перший варіант передбачає збереження достатньо високих рівнів викидів ПГ на

перспективу – не більше 60% в період до 2030 року, 50% в період до 2040 року, та 45% до

2050 року від рівня викидів 1990 року, що корелюється з відповідними цільовими

показникам НЕС, хоч аналіз ЗППЕ показує, що рівні викидів ПГ згідно НЕС повинні не

перевищувати на рівні 2030 року 30%, а на рівні 2035 року – 25% від рівня викидів ПГ 1990

року.

Тому другий, амбітний варіант щодо скорочення викидів, передбачає не перевищення

рівня 45% від обсягів викидів ПГ у 1990 році в період до 2030 року, 40% в період до 2040 року

і 35% на період до 2050 року.

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, що відповідає її зобов’язанням згідно

умов асоціації з ЄС. 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 для потенційних

інвесторів та власників генеруючих компаній.

Поряд із цим, в Україні існують ініціативи впровадження нових податків або значне

зростання існуючих, які пов’язанні з викидами ПГ.

З урахуванням означеного, в якості сценарних припущень були прийняті два граничні

сценарії рівня платежів за викиди ПГ. В якості «м`якого» сценарію передбачається повільне

зростання платежів за викиди ПГ, пропорційне зростання в період до 2050 р. з існуючого

рівня до 280 грн за тонну СО2-екв. За другого, «жорсткого» сценарію, зростання в цей період

цін за тонну СО2-екв. передбачається до 2800 грн на рівні 2050 року, в базових цінах 2016

року.

Поряд із цим, необхідно чітко розуміти, що всі податки, платежі та інші надходження в

бюджетні та позабюджетні фонди є перерозподілом коштів в межах ВВП країни і не

впливають на ефективність рішень з точки зору його формування. Це веде до помилкових


68

висновків при врахуванні вартості викидів ПГ при «ізольованому» моделюванні окремих

секторів економіки або паливно-енергетичного комплексу щодо ефективності можливих

рішень з їх розвитку, і веде до формування неефективних, в контексті забезпечення

максимального економічного зростання, стратегій та програм, що власне й ілюструє НЕС та

СНР.

Тому доцільність відмови від вугільної енергетики за високих платежів на викиди ПГ,

при моделюванні розвитку ПЕК або ОЕС, є цілком коректною, але з загальноекономічних

позицій такі рішення є вкрай неефективними бо обумовлюють:

1. Втрати ВВП, пов’язані з:

- зменшенням використання власних енергоресурсів в економіці країни, бо

компенсувати зниження споживання вугілля на 9 млн т н.е. на рівні 2025 року

відносно 2015 року буде неможливо за рахунок нарощування власного видобутку

природного газу, і виникне необхідність в додаткових обсягах його імпорту;

- закриттям вугільних електростанцій, шахт та зниженням попиту на продукцію, товари

та послуги суміжних вітчизняних підприємств в секторі машинобудування, металургії,

хімічної промисловості, транспорту, в сфері інжинірингу, консалтингу, наукових

розробок, тощо;

- необхідністю заміщення вугільної генерації генерацією на природному газі, яка

потенційно, в незначних обсягах, може бути забезпечена власними виробниками, але

виходячи з необхідних обсягів заміщення та складності залучення кредитних ресурсів

для реалізації вітчизняних проектів розвитку генерації за існуючої ситуації, таке

заміщення може бути головним чином на базі імпортного обладнання, з усіма

негативними наслідками для торгівельного та платіжного балансів країни.

2. Ускладнення роботи енергосистеми, бо вугільна промисловість є базовим

споживачем електроенергії, а зниження базового навантаження суттєво ускладнює

інтеграцію до складу ОЕС України генерації з негарантованою потужністю, бо

зростають вимоги до маневрених можливостей енергосистеми.

3. Негативні соціальні наслідки та додаткове бюджетне навантаження:

- значне зростання безробіття;

- зростання бюджетних витрат на соціальну підтримку звільнених працівників;

- зростання бюджетних витрат, пов’язаних з необґрунтовано високими тарифами на

комунальні послуги, через зростання чисельності домогосподарств, що

потребуватимуть субсидій.

З огляду на означене, необхідно дуже виважено підходити до використання вартості

викидів ПГ при обґрунтуванні доцільності рішень з розвитку економіки та енергетики країни.

Проблемам впливу змін клімату на енергетичну галузь присвячено велику кількість

робіт [59-61] у світі.

Важливу роль в контексті очікуваних змін клімату відіграє врахування впливу цих змін

на розвиток економіки та енергетики країни, а також реалізація заходів з адаптації до змін з

метою мінімізації та запобігання їх негативного впливу. Зокрема, такі зміни клімату будуть

обумовлювати суттєвий вплив на режими та рівні тепло- та електроспоживання, на

функціонування ОЕС через зростання інтенсивності та тривалості екстремальних погодних


69

умов, на зміну тривалості опалювального та неопалювального сезонів при скороченні

холодного періоду, збільшення потреби у вентиляції та кондиціюванні приміщень при

зростанні тривалості спекотного періоду, тощо [71-73].

В Україні на сьогодні опубліковано результати окремих досліджень з цієї

проблематики [62], але очевидно, що існує нагальна потреба кількісної оцінки впливу

окремих кліматичних чинників на процеси виробництва, транспортування та споживання

енергії в умовах зміни клімату.

Оскільки антропогенний вплив є визначальним у зміні стану як регіональних так і

глобальних кліматичних систем, оцінку їх можливих змін на середньо- та довгострокову

перспективу здійснюють з урахуванням сценаріїв розвитку людства та різних сценаріїв

викидів ПГ. Ці сценарії представлено в звітах Міжурядової групи експертів з питань зміни

клімату (далі – МГЕЗК) ООН [59, 63].

У Четвертій оціночній доповіді МГЕЗК запропонувала 40 сценаріїв, які охоплюють

широкий діапазон можливих викидів парникових газів. Ці сценарії об’єднані у чотири групи

відповідно до чотирьох можливих варіантів зміни ситуації в майбутньому – А1, А2, В1, В2

[59]. У П'ятій оціночній доповіді МГЕЗК [63] наукове співтовариство визначило набір з

чотирьох нових сценаріїв, названих репрезентативними траєкторіями концентрацій (РТК) ПГ,

та приблизну сумарну величину радіаційного впливу в 2100 р. порівняно з 1750 р. для кожної

групи сценаріїв окремо.

Комплексну оцінку проекцій зміни кліматичних умов в Україні до середини ХХІ століття

проведено для сценарію А1В, як найбільш вірогідного [59, 64-70]. За цим сценарієм до

середини ХХІ ст. в Україні з імовірністю 99 % можна очікувати подальше підвищення

середньої, мінімальної та максимальної за рік і сезон температури повітря на всій території

України. Проте ці зміни будуть нерівномірними і посилюватимуться із заходу на схід,

досягаючи максимуму на сході країни. Лише влітку найбільше зростання температури,

особливо максимальної, очікується на південному заході країни. Максимальна температура

найбільше може вирости в цьому регіоні і весною [64, 68, 71, 72].

Практично не викликає сумніву, що за сценарію А1В середня за рік багаторічна

температура повітря в Україні може вирости на 1.2 °С і становити 9.9°С у 2021-2050 рр., проти

8.7° С у 1981-2010 рр. У західному і центральному Лісостепу ця зміна нижча (1.1° С), а в

північному Степу, зокрема на Луганщині – 1.3° С і вище. Найбільші зміни очікуються зимою

та восени і можуть становити в цьому регіоні більше 1.6° С. Влітку зростання середньої за

сезон температури повітря може становити 0.7– 1.3° С, а весною 0.6–0.9° С і більше. Такі

зміни приведуть до того, що до середини століття зима в Україні може стати теплішою на

1.4° С, осінь – на 1.5° С, літо на 1.0° С, а весна – на 0.8 °С [71, 72].

Очікується, що зростання мінімальної температури може бути інтенсивнішим, ніж

максимальної, особливо взимку, коли підвищення середньої за сезон температури повітря на

1.5° С спостерігатиметься на більшій частині території країни, а в Луганській і Донецькій

областях перевищить 2° С [64, 68, 71]. Восени середня за сезон мінімальна температура

збільшуватиметься з південного заходу і заходу на північний схід та північ від 1.2-1.4° С до

1.6-1.7° С і вище. Влітку та весною зростання мінімальної температури очікується

одноріднішим по всій території країни. При цьому весною вона зростатиме з південного


70

заходу на північний схід з 0.7 до 1.0° С. Влітку найбільше зростання мінімальної температури

(більше 1.1 °С) очікується у південних областях країни і зменшуватиметься у північному

напрямку до 0.9° С і менше.

З імовірністю 99% можна очікувати, що у 2021-2050 рр. в Україні зміниться і середня

максимальна за рік температури повітря [71, 72]. Її значення в Україні може вирости в

середньому на 1.2 °С. Це зростання посилюватиметься з північного заходу (0.9° С) на

південний схід і досягне максимуму на Луганщині –1.3 °С. Найбільші зміни очікуються восени

і взимку і становитимуть, відповідно, 1.4 та 1.2 °С у середньому за сезон. Взимку середня за

сезон максимальна температура може збільшитись від 0.9° С на заході країни до 1.8° С і

більше – на сході і стане до середини століття додатною майже на усій території країни, за

винятком Сумської області. Можна очікувати, що весною середня за сезон максимальна

температура збільшиться на 0.6-0.9 °С, а влітку – на 0.7-1.3 °С. Практично не викликає

сумнівів, що восени середня за сезон максимальна температура повітря буде вищою на 1.2-

1.7 °С, порівняно з сучасним кліматичним періодом. Зміни вище 1.5 °С спостерігатимуться на

більшій частині території країни, і досягатимуть максимуму на крайньому сході.

До середини ХХI століття з ймовірністю 99% можна очікувати в Україні збільшення

тривалості теплого періоду як в цілому, так і по окремих градаціях температур за рахунок

більш раннього настання весни і подовження літа [64, 71, 72]. Тривалість теплого періоду (з

мінімальною добовою температурою більше 0°С) до середини ХХI століття може вирости

майже на 2-3 тижні в порівнянні з сучасним кліматичним періодом 1981-2010 рр. (від 12-15

днів у західному Лісостепу до 18-20 – у східному Лісостепу). Такі зміни приведуть до того, що

в середині ХХІ ст. на значній території країни теплий період може триватиме 10-10.5 місяців, а

в АР Крим навіть 11 місяців. При цьому на Поліссі кількість теплих днів сягатиме 300 днів за

рік, що було характерно на початку ХХІ століття для південного Степу.

Збільшення тривалості теплого періоду супроводжується зростанням кількості

спекотних днів з денною температурою вище 25° С, і до середини століття в Україні дуже

ймовірно їх стане більше на 10 днів, що зумовить значне підвищення енергоспоживання та

проблеми в атомній енергетиці. При цьому у південних областях країни кількість спекотних

днів може зрости на 12-15, а в північних і західних – на 5-7 днів. Такі зміни приведуть до того,

що в південному Степу кількість днів з високою температурою може сягати 100 днів на рік і

більше. Очікується що максимальна тривалість спекотного періоду може збільшитись на 1-2

дні на Поліссі та в Лісостепу і 5-7 днів у Степу. При цьому у південному Степу максимальна

тривалість безперервного спекотного періоду може тривати в середині століття півтора

місяці.

Тривалість холодного періоду відповідно зменшуватиметься до середини ХХІ ст. в

Україні, суттєво зростатиме й температура повітря у цей період, що приведе до зменшення

кількості днів з морозом у середньому на 17 днів на території країни. При цьому найбільші

зміни можна очікувати у північному Степу та східному Лісостепу де вони становитимуть 20-23

дні. На Поліссі, у західному і центральному Лісостепу та у південному Степу морозних днів

може стати на 16-20 днів менше, а на Закарпатті та в АР Крим – на 12-13 днів менше.

Практично не викликає сумнівів зменшення в Україні кількості днів з морозом -10° С і

нижче та дуже ймовірно з -20° С і нижче. До середини століття кількість днів з мінімальною


71

температурою нижче 0° С може зменшитись на 40-80% і становити від 2-4 днів у південному

Степу до 11-12 днів на північному сході та сході країни. Максимальна тривалість

безперервного періоду з такою температурою може також зменшитись на 30-60 % і сягати на

території України у 2021-2050 рр. 3-11 днів, у той час як у 1981-2010 рр. вона коливалась від

7 до 15 днів. Днів з мінімальною температурою нижче -20° С в середині століття також може

бути менше на всій території країни і становитиме від 3-4 днів на північному сході країни до 1

дня на 1-3 роки на півдні країни. Проте значимість цих змін різна. Дуже ймовірно

зменшиться і максимальна тривалість періоду з сильним морозом і становитиме 1-3 дні.

Наслідком підвищення температури повітря у холодний період буде зменшення

тривалості опалювального сезону, який у західних та північних областях країни може

скоротитися на 2-3 дні, у південних і південно-східних –5-7 днів, а в АР Крим навіть на 10 днів

[64, 71, 72].

Таким чином, прогнозовані зміни у термічному режимі в Україні потребуватимуть зміни

та адаптації енергетичної галузі в першу чергу щодо загальних обсягів та розподілу протягом

року виробництва теплової енергії. В той самий час, зміна кліматичних показників

впливатиме й на безперебійність роботи ОЕС, при цьому можна виділити певні кліматичні

характеристики, які визначатимуть стабільність та ефективність функціонування кожного з

видів тепло- та електрогенеруючих потужностей.

Так для ТЕС та АЕС зростання температури зовнішнього повітря відповідно призводить

до збільшення температури циркуляційної води в системах охолодження конденсаторів

турбін, що знижує потужність та ККД, а при перевищенні певного значення температури

циркуляційної води – до можливої зупинки енергогенеруючого обладнання. У зв’язку з цим,

необхідно провести оцінку вразливості кожної з електростанцій до високих та екстремальних

температур атмосферного повітря, оскільки значення (середнє і максимальне) температур

повітря та охолоджуючої води і тривалість періодів спеки можливо спрогнозувати, як

показано вище.

В гідроенергетиці для оцінки умов формування ресурсного потенціалу необхідні

середньодобові (декадні) та середньомісячні суми атмосферних опадів, відповідні значення

температури водної поверхні та температури повітря, що визначають параметри

поверхневого стоку та швидкість випаровування, що дає можливість розрахунку водозапасів

річок, водосховищ та ін. Тобто, потрібні також кількісні оцінки зміни режиму зволоження, які

наведено далі.

До середини ХХІ століття при реалізації сценарію А1В в Україні зміна кількості опадів за

рік та сезон малоймовірна, за винятком зими, коли опадів може стати більше на 13 %.

Очікується, що середня багаторічна кількість опадів у середині століття не відрізнятиметься

від її кількості у сучасний кліматичний період на всій території країни, за винятком її північно-

західних областей на Поліссі, де вона зросте на 7-8 % і сягатиме 670-680 мм/рік у

середньому. Дуже ймовірно, що взимку кількість опадів збільшиться на всій території країни.

Кількість опадів зростатиме із заходу на південь і південний схід від 10-12 % у західному

Лісостепу до 16-17 % у Степу та східному Лісостепу. Суттєве збільшення кількості та

інтенсивності опадів взимку, що супроводжуватиметься значним зростанням мінімальної

температури повітря, може привести до збільшення числа днів із дощем і зменшення числа


72

днів зі снігом, збільшення повторюваності зливового та мокрого снігу, налипання мокрого

снігу, ожеледі, а на заході країни може спричинити посилення весняних паводків [64, 72, 73].

Малоймовірно, що середня багаторічна кількість опадів за весну на більшій частині

території України зміниться, або зміниться суттєво, хоча їх кількість зменшуватиметься, за

винятком Полісся. Такі ж тенденції будуть характерні і влітку та восени. Проте влітку в деяких

регіонах Степу та Лісостепу та на Поліссі кількість опадів за сезон може вирости, проте ці

зміни будуть незначимими.

Очікується, що до середини століття в Україні може збільшитись інтенсивність опадів.

Дуже ймовірно, що максимальна за добу кількість опадів може зрости у середньому на 20 %.

Проте на території країни ці зміни будуть дуже неоднорідні, як за величиною, так і за

значимістю. Середнє багаторічне значення кількості днів із сильними опадами більше 15 мм

за добу в Україні малоймовірно зміниться, а більше 30 та 50 мм за добу ймовірно зросте. Ці

зміни на території країни будуть також дуже неоднорідні, як за величиною, напрямом, так і

за значимістю.

Для оцінки ресурсного потенціалу вітроенергетики використовують дані про середні

швидкості вітру, а також повторюваність середньої та максимальної швидкості за певні

періоди часу (доба, декада, місяць). За даними проекцій регіональної кліматичної моделі до

середини ХХІ століття в Україні можливі зміни й вітрового режиму. У західних, північних та

східних областях країни середня за рік швидкість вітру дуже ймовірно зменшиться, а у

центральних та південно-східних – зросте. На решті території ці зміни будуть несуттєвими.

Середня за сезон швидкість вітру в Україні зміниться несуттєво до середини ХХІ ст., але при

цьому в теплий період можливе посилення швидкості вітру, а в холодний період – його

послаблення. Такі зміни призведуть до подальшого зменшення кількості небезпечних явищ

погоди, пов’язаних із вітром. Максимальна за рік швидкість вітру дуже ймовірно зменшиться

до середини ХХІ ст. майже на всій території країни. Найбільш суттєве зменшення

максимальної швидкості вітру очікується взимку та літом. До середини ХХІ ст. на всій

території України може зменшитись і кількість днів з максимальною швидкістю вітру більше

10 та 15 м/с. Проте ці зміни матимуть різну достовірність.

Для геліоенергетики основними кліматичними показниками є потоки прямої та, для

деяких видів установок, сумарної сонячної радіації, а також їх добовий та сезонний хід. Слід

зауважити, що ці метеорологічні показники у порівнянні з іншими відзначаються відносно

високою сталістю значень, але на зміну величини потоку значно впливає вологовміст

атмосфери і, зокрема, поле загальної хмарності та його динаміка. Тому при оцінці

перспектив розвитку цього напрямку енергетичної галузі слід враховувати тренд поля

загальної хмарності, що є достатньо складною задачею для прогнозування, але перші

дослідження вже зроблені, і їх результати наведені в [69]. Так прогноз загальної хмарності до

середини ХХІ ст. показує незначне зменшення середньорічних значень – на 0.1–0.2 балів1 у

центральних областях у період 2011–2030 рр. і на півдні та сході країни у період 2031–2050

рр. порівняно з 1991-2010 рр. На решті території суттєвих змін середньорічних значень не

прогнозується. У річному ході очікується збільшення хмарності на 0.1–0.2 балів узимку, тоді

1 Закритість хмарами небосхилу змінюється від 0 для ясного неба до 10 балів для неба повністю вкритого

хмарами


73

як в інші сезони характеристика зменшуватиметься: максимально на – 0.3-0.2 балів восени

на більшій частині території у 2011–2030 рр. і на південному сході влітку 2031–2050 рр. [66,

69-73]. Також відомо, що сонячні фотоелектричні станції можуть отримати фізичні

ушкодження від граду, що більше за 2.5 см, а їх ефективність зменшується із підвищенням

температури поверхні панелей, і коли температура повітря вища за 25оС, то ефективність СЕС

падає на 0.5% на кожен градус, що має бути враховано в оцінках. Як вплинуть отримані

результати прогнозу зміни кількості загальної хмарності та днів з температурою вище за 25оС

на електрогенеруючу здатність СЕС, а також кліматичний прогноз такого небезпечного

гідрометеорологічного явища як град, потребують додаткових досліджень.

Означені фактори враховуються шляхом коригування профілів роботи ВЕС і СЕС у різні

сезони року.

Вплив зміни характеристик опалювального та неопалювальних сезонів веде до

відносно незначного зниження виробництва електроенергії на ТЕЦ, які у першу чергу

покривають базову зону теплових навантажень.

4.5. Енергетичний сектор

4.5.1. Електроенергетика

З точки зору формування сценарних припущень, можливі чотири альтернативні

концепції розвитку генеруючих потужностей ОЕС України у перспективі.

Перша відповідає ідеології СНР і передбачає дуже швидкі темпи впровадження ВДЕ,

що робить недоцільним збереження в роботі вугільної генерації без її заміщення

високоманеврової газовою зі швидким стартом.

Відповідні сценарії розвитку генерації передбачають відмову від реалізації НПСВ із

прискореним заміщенням вугілля природним газом, що відповідає ідеології НЕС в контексті

формування ЗППЕ наведеного в ній, згідно якого в період до 2025 року передбачається

зниження споживання вугілля в країні майже вдвічі, з подальшим його зниженням в період

до 2035 року. Тобто, з урахуванням його споживання іншими, крім вугільних електростанцій,

споживачами, вугілля для них практично не залишається. При цьому, такі сценарії, які надалі

будемо умовно називати атомно-газовими, відповідають ідеології СНР, в якому обсяги

викидів ПГ практично відповідають рівням відповідно до ЗППЕ, наведеного в НЕС.

Необхідність реалізації цих сценаріїв стає цілком реальною при прийнятті амбітних

цілей щодо обмеження викидів ПГ та розвитку ВДЕ у перспективі. З огляду на те, що Україна

корелює свою політику в цих сферах з ЄС та прийняття в ЄС дуже амбітних цілей щодо

скорочення викидів ПГ і розвитку ВДЕ, такий розвиток подій є вельми реалістичним.

Друга концепція, сценарії які їй відповідають надалі будемо умовно називати

атомно-вугільними сценаріями, передбачає «стримування» розвитку ЕНП в економічно

доцільних та технічно прийнятних обсягах, тобто в тих, які не створюють загроз безпеці

постачання та операційній безпеці, без необхідності реалізації великої кількості


74

капіталоємних заходів із забезпечення їх інтеграції в ОЕС України, та не викликають значного

зростання цін на електроенергію, що може створити загрозу економічній безпеці держави.

Вона передбачає збереження провідної ролі вугільної енергетики на базі вітчизняного

вугілля.

Ці сценарії передбачають збереження потужностей в атомній енергетиці на

близькому до існуючого рівні, в період до 2050 року. Але значні інвестиційні ризики

реалізації капіталоємних проектів за нової моделі ринку та в умовах значного зростання

потужностей ЕНП роблять цілком реалістичним і сценарій, за яким будівництво нових

заміщуючих потужностей в атомній енергетиці буде відсутнє.

При зниженні потужностей на АЕС, з одного боку, збільшуються можливості з

інтеграції ЕНП до складу ОЕС України, але для забезпечення відсутності зростання викидів ПГ

при виводі з роботи 1 ГВт потужностей на АЕС, необхідно введення в роботу біля 3 ГВт

потужностей на ВЕС, або біля 6 ГВт потужностей на СЕС, що веде до непропорційного

зростання вимог щодо маневрених можливостей енергосистеми країни.

Тому відмова від підтримки потужностей АЕС на рівні, близькому до існуючого, є

неефективним рішенням в контексті виконання зобов’язань щодо обмеження викидів ПГ,

але така ситуація цілком реалістична, при чому оцінка наслідків реалізації таких сценаріїв

розвитку генеруючих потужностей енергосистеми країни дає можливість визначити можливі

наслідки їх реалізації.

Двома іншими концепціями є сценарії розвитку генеруючих потужностей за якими

передбачається поступове скороченні частки АЕС в структурі генеруючих потужностей з

заміщенням їх ТЕС на органічному паливі. Надалі відповідні сценарії будемо називати

вугільно-газовими сценаріями, які відповідають ГІОС та газовими, які відповідають ГІПС.

З урахуванням означеного, в контексті розвитку існуючих потужностей в тепловій

генерації передбачалось два сценарії їх розвитку.

Перший передбачає:

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

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

менше 30 років.

2. При проведенні робіт зі встановлення 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, з

урахуванням вже означених проблем щодо необхідності коригування НПСВ.

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

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

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

обмеження поставок вугілля марок А і П, доцільним є подальше переведення енергоблоків

ТЕС на спалювання вугілля газової групи, з нарощуванням його видобутку в країні, що робить

реконструкцію саме таких енергоблоків першочерговою задачею у сьогоднішній ситуації з


75

постачанням вугілля. Такий сценарій розвитку існуючих потужностей на ТЕС ГК відповідає

атомно-вугільному сценарію ГСНП та ГІОС розвитку економіки розвитку генерації, та

вугільно-газовому сценарію для ГІОС.

Згідно з другим сценарієм, передбачається, що потужності вугільних ТЕС ГК знизяться

на рівні 2026 року до 5 ГВт, а з 2030 року не будуть перевищувати 1 ГВт. Також в роботі

можуть залишитися 3.8 ГВт потужностей газомазутних енергоблоків. Такий сценарій розвитку

існуючих потужностей на ТЕС ГК відповідає атомно-газовому сценарію для ГСНР та ГІПС

розвитку економіки та газовому для ГІПС.

Розвиток теплопостачання на базі ТЕЦ та режими їх роботи в перспективі будуть

визначатися у першу чергу тим, наскільки ефективно спрацює механізм державної підтримки

їх реконструкції або модернізації, та те, як вони зможуть адаптуватися до роботи при новій

моделі ринку електроенергії, з урахуванням того, що в неопалювальний сезон для багатьох

ТЕЦ практично відсутнє теплове навантаження, наскільки зросте ефективність виробництва

електричної та теплової енергії відносно стану до реконструкції або модернізації, а також

відносно альтернативних можливостей – децентралізація теплопостачання.

З огляду на те, що лише зараз проводяться технічні аудити станцій і розпочинається

розробка ТЕО, відсутні рішення щодо надання чи не надання підтримки окремим проектам,

чітко визначити перспективи розвитку виробництва електроенергії на базі ТЕЦ неможливо.

При цьому, як відзначалось у підрозділі 3.3,на місцевому рівні перехід на децентралізовані

схеми теплопостачання з пріоритетом індивідуального опалення та гарячого

водопостачання, з використанням електроенергії, набуває все більшу популярність.

З урахуванням означених чинників, розглядались два варіанти сценарних припущень

щодо розвитку існуючих ТЕЦ, а саме:

1. Збереження зони теплових навантажень ТЕЦ на існуючому рівні, за умови проведення

робіт з їх реконструкції та модернізації, часткове заміщення вугіллям та місцевими

видами палива, зокрема біомасою, природним газом та суттєве підвищення

ефективності його використання на реконструйованих ТЕЦ, де не передбачається

зміна виду основного палива – природного газу.

2. Суттєве скорочення зони теплових навантажень ТЕЦ за рахунок децентралізації

теплопостачання, при зростанні потреби в електроенергії та збільшенні

нерівномірності електроспоживання.

Перший варіант відповідає ідеології ГСНП та ГІОС, бо на місцевому рівні це веде до

скорочення викидів ПГ, а другий ГСНР та ГІПС розвитку економіки.

З огляду на те, що суттєве скорочення зони теплових навантажень ТЕЦ та

децентралізації теплопостачання на базі використання електроенергії потребує значного

нарощування генеруючих потужностей та розбудови мереж, а при зростанні цін на

електроенергію така децентралізація стає і економічно не виправданою для споживачів, у

Звіті розглядався лише перший варіант який прийнято як базовий.

Для нового будівництва або заміщення існуючих потужностей ТЕС та ТЕЦ

передбачалась можливість використання:

вугільних енергоблоків з котлами ЦКШ, в т.ч. для спалювання вугілля з

додаванням біомаси;


76

енергоблоків, що використовують біомасу;

вугільних енергоблоків з пиловугільним спалюванням;

парогазових установок на природному газі;

високоманеврових 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 [73-74].

Розвиток потужностей в атомній енергетиці передбачався за двома сценаріями.

Перший відповідає атомно-вугільній та атомно-газовій стратегії розвитку генерації, а другий –

вугільно-газовій. За цими сценаріями передбачається подовження терміну роботи на 20

років всіх енергоблоків АЕС.

Згідно атомно-вугільній та атомно-газовій концепції розвитку генеруючих

потужностей передбачається підтримка потужностей АЕС на рівні біля 14 ГВт в період до

2050 року, а за вугільно-газовою – зниження потужностей АЕС відповідно до термінів

відпрацювання 20 річного понаднормативного терміну роботи.

З огляду на те, що в період до 2035 року вибуває з роботи біля 4 ГВт потужностей та 7

ГВт потужностей в період 2036 – 2040 рр., ці концепції передбачають випереджаюче

впровадження потужностей на АЕС, які замістять ті, що вибувають з роботи, а саме

можливість введення в роботу 2 ГВт нових потужностей в період до2030 року.

Розвиток гідроенергетики передбачався за двома сценаріями – оптимістичним та

базовим.

В обох сценаріях передбачалась реалізація планів щодо реконструкції ГЕС

Дніпровського каскаду, введення в роботу 4 енергоблоки на Дністровській ГАЕС та

забезпечення можливості використання повної потужності 4 гідроагрегатів ГАЕС в насосному

та турбінному режимі в період до 2025 року, а також введення в роботу Каховської ГЕС-2 на

рівні 2025 року з подальшим розвитком виключно малих ГЕС, що відповідає песимістичному

варіанту розвитку гідроенергетики.

За базовим сценарієм додатково передбачалось:

- до 2030 року введення потужностей на Ташлицькій ГАЕС;

- до 2035 року введення в роботу на Дністровській ГАЕС ще 3 гідроагрегатів;

- до 2030 року введення в роботу 2 гідроагрегатів на Канівській ГАЕС.

Оптимістичний сценарій передбачає, що потужності Канівської ГАЕС будуть введені до

2030 року, а до 2040 року будуть введені в роботу Верхньодністровські ГЕС.

Одним із найбільш проблемних питань є оцінка перспектив розвитку генерації ВЕС і

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

з розвитку генерації ОЕС 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 проблеми первинного регулювання та вимоги щодо


77

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 від 1 жовтня 2014 р. № 902)

передбачається доведення встановленої потужності СЕС до 2.3 ГВт, а виробництва

електроенергії на них – до 2.42 млрд кВт·год. Потужність ВЕС повинна досягти 2.28 ГВт 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 та менші терміни будівництва, ефективність

впровадження СЕС навіть невеликої потужності для інвесторів є високою, що ілюструє

динаміка впровадження їх потужностей протягом останнього часу. Можна очікувати, що

темпи зростання потужності СЕС будуть суттєво вищими, ніж у ВЕС.

Поряд із цим, з огляду на видані ТУ щодо приєднання електростанцій, які

використовують ВДЕ – біля 10 ГВт, та темпи їх введення в роботу, що у першу чергу стосується

СЕС, без «стримування» їх будівництва виробництво ними електроенергії може суттєво

випереджати закладені в НЕС показники.

Тому для ГСНР та ГІПС був сформований сценарій розвитку ВЕС та СЕС, що базується

на показниках НЕС до 2035 року, з визначенням подальшого нарощування їх потужності на

основі тренду 2025-2035 років. Показники цього сценарію були розраховані за припущенням

приблизного співвідношення введення потужності на СЕС та ВЕС – 2 до 1 (табл.4.5).

Таблиця 4.5 – Встановлена потужність ВЕС і СЕС за сценарієм їх розвитку передбачених НЕС

з подовженням тенденцій їх розвитку до 2050 року, ГВт*

Рік 2020 2025 2030 2035 2040 2050

ВЕС 1.55 2.05 3.04 4.25 5.5 8

СЕС 3.05 4.06 6.2 8.55 11 16 * - власні оцінки

Поряд з цим, для ГСНР було враховано, що згідно з проектами останніх директив ЄС,

частка ВДЕ повинна становити не менш 32% на рівні 2030 року від кінцевого валового

енергоспоживання, з переглядом щодо досягнення більш амбітних цілей на рівні 2023 року.

При цьому на рівні 2050 року частка ВДЕ у кінцевому валовому енергоспоживанні, згідно

планів ЄС, не може бути меншою, ніж 50 %.

З огляду на те, що використання біопалива, біомаси та відходів, згідно з НЕС, в

період 2020-2030 років не перевищують 10% від ЗППЕ, а кінцеве валове енергоспоживання

визначається як різниця між ЗППЕ та втратами на перетворення первинного енергоносія при

виробництві теплової та електричної енергії, за розрахунками необхідно забезпечити на рівні

2030 року виробництво електроенергії на ВЕС і СЕС не менше, ніж 35 млрд. кВт. год.

З урахуванням цього, для ГСНР були додатково розглянуті сценарні припущення

щодо розвитку ВЕС і СЕС при значно більш амбітних цілях їх розвитку, починаючи з 2025 року,

які наведені в таблиці 4.6. Такий сценарій добре узгоджується з планами інвесторів щодо


78

будівництва ЕНП в Україні, з огляду на дуже високу прибутковість цього бізнесу через

надвисокі «зелені» тарифи, бо обсяг виданих технічних умов на будівництво електростанцій,

які використовують ВДЕ, вже перевищує 10 ГВт.

Таблиця 4.6 – Встановлена потужність ВЕС і СЕС за максимальним сценарієм їх розвитку,

ГВт*

Рік 2020 2025 2030 2035 2040 2050

ВЕС 1.90 3.81 6.66 8.15 9.51 9.93

СЕС 3.81 7.61 13.32 16.31 19.03 19.85 * - власні оцінки

Ці сценарії передбачають збереження значної підтримки розвитку ВЕС і СЕС та

проведення робіт з розвитку системи передачі та розподілу, генеруючих потужностей та

впровадження заходів з управління попитом, спрямованих на максимізацію можливостей

ОЕС України щодо інтеграції до свого складу електростанцій з негарантованою потужністю.

З огляду на те, що з макроекономічної точки зору інтеграція ВЕС і СЕС до складу ОЕС є

неефективною, для ГІОС та ГСНП передбачаються значно нижчі темпи впровадження ВЕС і

СЕС, з огляду на те, що для зростання економіки за цими сценаріями необхідно

«пригальмовувати» їх розвиток з економічних міркувань – необхідність стримування

зростання цін на електроенергію та мінімізації проблем для платіжного балансу країни

(табл.4.7).

Таблиця 4.7 – Зміна встановленої потужності ВЕС і СЕС за помірним сценарієм їх розвитку,

ГВт

Рік 2020 2025 2030 2035 2040 2050

ВЕС 1.0 1.5 2.25 3.1 4.2 7.2

СЕС 2.0 3.0 4.5 6.2 8.4 10.4

Розвиток електроенергії з використанням біомаси в значній мірі буде залежати як від

державної підтримки цього напрямку розвитку ВДЕ, так і від можливих обсягів вирощування

енергетичних врожаїв, а також максимальної можливості використання теплової потужності

для ТЕЦ на біомасі.

Додатковим обмежуючим фактором розвитку біоенергетики є те, що біомаса як

паливо буде все більше використовуватись у країнах ЄС, що робить для виробників

доцільним її експорт з України.

З огляду на тенденції розвитку біонергетики передбачається, що в період до 2050 року

середні темпи введення ТЕЦ на біомасі складуть біля 20 МВт на рік.

Для підвищення обсягу резервів з «миттєвою» активацією можливо, поряд з

підвищенням маневрених можливостей енергоблоків існуючих вугільних ТЕС та

впровадження високоманеврової газової генерації систем на базі акумулювання

електричної енергії для підтримання частоти.


79

До переваг високоманеврової газової генерації можна віднести суттєво більший

термін роботи, ніж у систем на базі акумулювання електричної енергії для підтримання

частоти, та можливість збереження на проектному рівні техніко-економічних показників на

протязі терміну експлуатації. В той час, як у систем акумулювання електричної енергії для

підтримання частоти техніко-економічні показники з плином часу достатньо швидко суттєво

погіршуються і в значній мірі залежать від режиму експлуатації, зокрема, від кількості зарядів

та розрядів за добу. При їх зростанні термін експлуатації систем акумулювання електричної

енергії для підтримання частоти суттєво зменшується. Звісно, що раніше настане і погіршення

їх техніко-економічних показників. Поряд із цим, системи акумулювання електричної енергії

для підтримання частоти за умови реалізації НПСВ та комплексної реконструкції вугільних

енергоблоків на ТЕС мають значний загальноекономічний ефект для України, бо вартість

електроенергії від вугільних реконструйованих та «екологізованих» електростанцій буде

суттєво нижча, ніж на нових газових ТЕС, а різке зниження видобутку вугілля буде мати

значний негативний соціально-економічний ефект.

Окремою проблемою є впровадження споживачів-регуляторів на основі технологій

акумулювання теплової енергії. Їх впровадження є вкрай ефективним, але можливість їх

використання протягом всього року визначається навантаженнями гарячого водопостачання,

яке на сьогодні для централізованих систем теплопостачання практично відсутнє, через

масовий перехід домогосподарств країни на індивідуальне забезпечення гарячого

водопостачання. Тому можливість їх впровадження в достатній для впливу на забезпечення

балансової надійності ОЕС України кількості не розглядалась.

При оцінці довгострокових проблем розвитку вугільної генерації необхідно

враховувати, що в якості однієї з найбільш привабливих технологій, яка реалізує концепцію

«Power to Gas», є синтез метану з використанням енергії сонця та вітру, електролізних

виробництв та газів, що утворюються при спалюванні органічного палива (рис. 4.2). Такі

концепції починають проваджуватись в країнах Європейського союзу, зокрема Німеччині, а

також інших розвинених країнах світу.

Рисунок 4.2 – Схема зниження викидів ПГ від вугільних ТЕС з використанням енергії сонця

та вітру

Виробництво електроенергії електростанціями з

негарантованою потужністю

Виробництво

електроенергії на

вугільних ТЕС

Електроенергія Електроенергія

Електролізне

виробництво 2

СН4

Водень Електролізне

виробництво 1

Газотранспортна система Споживачі

СО2


80

Розробка таких технологій та реалізація пілотних проектів вже здійснюється і після їх

комерціалізації, на проблему викидів ПГ від вугільних ТЕС необхідно буде дивитися під

зовсім іншим кутом зору, ніж зараз – вугілля найбільше «зло», необхідно закрити вугільну

енергетику, тощо. Такі можливості забезпечення балансової надійності у довгостроковій

перспективі потенційно враховувались при підготовці звіту, але у даному звіті в якості

технології боротьби з «надлишковою» потужністю ВЕС і СЕС розглядалися системи на базі

систем акумулювання електричної енергії для перенесення потужності з періоду її

«профіциту» в періоди її «дефіциту» - «Power to Power», яка на сьогодні вже

комерціалізована і поступово починає впроваджуватись у найбільш розвинених країнах.

При підготовці наступних Звітів, після появи більш конкретної інформації щодо

техніко-економічних показників означеної технології «Power to Gas» вона буде розглядатися

в якості ще однієї альтернативи забезпечення балансової надійності.

4.5.2. Паливні галузі

Вугілля – єдиний енергоносій в Україні, власні обсяги видобутку якого є потенційно

достатніми для практично повного забезпечення потреб національної економіки.

За оцінками, прогнозні запаси вугілля в Україні становлять 117,5 млрд т (з них 70 млрд

т - високоякісне енергетичне), у тому числі 56,7 млрд т - розвідані запаси, з них вугілля

енергетичних марок - 39,3 млрд т.

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.

Згідно статистичної інформації Міністерства енергетики та вугільної промисловості

щодо видобутку вугілля в Україні, рівень видобування та споживання коксівного та

енергетичного вугілля в останні пару років суттєво впав, головним чином через те що

більшість шахт Донецького басейну опинилась у межах тимчасово окупованих територій

(рис. 4.5).

Вугільні родовища України характеризуються дуже складними природними умовами

їх розробки, а наявний шахтний фонд – високою зношеністю і низьким технічним рівнем,

унаслідок чого вітчизняна вугільна промисловість є збитковою і потребує державної

підтримки.

На даний час у підпорядкуванні Міненерговугілля, тільки 1 шахта (3%) працює менше

30 років з початку вуглевидобутку. Термін експлуатації 6 шахт (18,2%) становить від 30 до 50

років, 15 шахт (45,5%) - 50-70 років, а 11 шахт (33,4%) - понад 70 років.

До того ж протягом тривалого часу накопичувалися і не повною мірою вирішувалися

питання, які є базовими в забезпеченні безпечних умов праці: відставання реконструкції та


81

технічного переозброєння шахт; старіння основних фондів шахт; скорочення наукового

потенціалу галузі.

Рисунок 4.5 Динаміка видобутку вугілля в Україні, млн т

При наявності достатніх інвестицій загальний обсяг видобутку енергетичного вугілля

газової групи може зрости до 33 млн т на рівні 2020 року, досягти рівня біля 40 млн т на рівні

2030 року та зберігатися на рівні 40 – 45 млн т у період до 2050 року.

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, видобуток енергетичного вугілля в Україні обмежується

означеним рівнем.

Видобуток коксівного вугілля в період 2020 – 2050 років може бути на рівні біля 10 –

12 млн т і визначатися головним чином, ситуацією в гірничо-металургійному комплексі.

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.

В Україні нараховується 406 родовищ природного газу з промисловими запасами.

Більша частина з них є комплексними: 59 нафтових, 101 газових, 12 нафтогазових та

газонафтових, 124 газоконденсатних, 106 нафтогазоконденсатних, 4

газоконденсатнонафтових. У промисловій розробці знаходиться 268 родовищ.

Державним балансом запасів корисних копалин України обліковуються запаси

природного газу (вільного та розчиненого) по 406 родовищах: балансові (видобувні) в

кількості 829,449 млрд. м3, позабалансові – 10,902 млрд. м3. Слід зазначити, що 94,2% запасів


82

газу зосереджені на 391 родовищі суші, а 5,8% - на 15 родовищах шельфу Азовського і

Чорного морів. У 2017 році в Україні відкрито 3 нових родовища вуглеводнів: в Східному

регіоні - Журавлине - газоконденсатне (Харківська обл.), Оливинівське - нафтове (Харківська

обл.) та в Західному - Бистрицьке - газове (Львівська обл.).

По 206 підготовлених до глибокого буріння перспективних площах і 162 нерозкритих

бурінням пластах родовищ підраховані перспективні ресурси вільного газу в кількості

783,419 млрд. м3. Промисловістю освоюється (знаходиться у промисловій експлуатації)

86,72% балансових запасів газу. За 2017 рік з надр України видобуто 19,986 млрд. м3 газу

вільного і 523 млн. м3 газу розчиненого в нафті, що в сумі складає 28,0% від початкових

ресурсів.

Балансові запаси газу вироблені на 71,8%. Всього поточні потенційні ресурси газу

складають 5143 млрд. м3. Нині доступні для видобутку лише 829,4 млрд. м3 газу, решта

4313,6 млрд. м3 - потребує додаткового геологічного вивчення.

Абсолютна більшість родовищ експлуатується 40–60 років, що обумовлює високий

ступінь виробленості початкових запасів, який за різними оцінками становить 60–75%,

видобуток газу ведеться в умовах постійного падіння пластового тиску. Запаси газу

розпорошені по багатьох дрібних (1–5 млрд м3) та дуже дрібних (до 1 млрд м3) родовищах.

Має місце велика глибина залягання перспективних родовищ газу, середня глибина буріння

для видобутку газу становить близько 3500 м, а максимальна вже перевищує 6000 м. Понад

15% розвіданих запасів відноситься до важковидобувних, для вилучення яких необхідне

впровадження новітніх технологій.

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 до 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 4.7 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.


83

Таблиця 4.7 – Максимальна оцінка можливості видобутку традиційного природного та нетрадиційного газу, млрд м3

2020 2025 2030 2035 2040 2050

Природний газ 22 25 27.5 30 35 35

Нетрадиційний газ - 1 10 20 25 30

Означені заходи потребують активної інвестиційної політики, реалізація якої може до

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

Поряд із 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

2050 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.

Державним балансом запасів корисних копалин України обліковується 199 родовищ з

балансовими запасами нафти і 227 родовищ із балансовими запасами газового конденсату.

Сумарні балансові (видобувні) запаси нафти родовищ, що знаходяться в промисловій

розробці, становлять 86 586 тис. т (79,04% від запасів України); конденсату – 38 438 тис. т

(89,5%). В промисловій розробці знаходяться 137 родовищ нафти і 181 конденсату. Нафти

родовищ України переважно легкі, малосірчисті, малосмолисті, парафінові, малов`язкі.

У 2017 році видобуто 1515 тис. т нафти, у порівнянні з 2016 р. - менше на 104 тис.т.

Видобуток конденсату у 2017 році склав 669 тис. т, що на 24 тис. т більше, ніж у 2016 році.

Динаміка видобутку нафти з газоконденсатом по роках наведена на рис. 4.3.


84

Рисунок 4.3. Динаміка видобутку нафти з газоконденсатом в Україні за 2008-2017 рр., (тис.т)

За даними НАК «Нафтогаз України» розвідані запаси нафти в країні складають

137 млн т, прогнозні ресурси – 705 млн т, газового конденсату, відповідно, 69 млн т та

336 млн т. В акваторії Чорного та Азовського морів у межах виключної морської економічної

зони України розвідані запаси нафти оцінюються у 3 млн т, прогнозні ресурси – 156 млн т,

газового конденсату, відповідно, у 1 млн т та 186 млн т. Майже половина із нерозвіданих

ресурсів нафти і конденсату пов’язана з надрами Східного регіону – 383,8 млн т.

Розвіданість початкових потенційних ресурсів нафти дорівнює 38,4%, конденсату -

25,9%, а ступінь їх виробленості, відповідно 75,5% та 65,9%.

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.


85

5. Прогнозні сценарії розвитку економіки та енергетики та

забезпечення відповідності (достатності) розвитку генерації

за сценаріями

5.1. Загальні особливості узгодженого прогнозування розвитку економіки

та енергетики та для окремих груп сценаріїв та урахування вимог щодо

відповідності (достатності) генеруючих потужностей

З використання визначених у підрозділі 4 сценарних припущень на основі чисельного

моделювання була сформована низка прогнозів розвитку генеруючих потужностей для

кожної з семи груп сценаріїв, які відповідають різним якісним припущенням щодо розвитку

економіки та концепціям розвитку генеруючих потужностей (таблиця 5.1).

Таблиця 5.1 – Групи сценаріїв розвитку генеруючих потужностей

Сценарії розвитку генерації Група сценаріїв розвитку

економіки

Концепція розвитку генерації

Розвиток ЕНП

Атомно-газові сценарії низьковуглецевого розвитку економіки при розвитку ВДЕ згідно скоригованих показників НЕС (АГС_НР_НЕС)

ГСНР атомно-газова скоригована

оцінка показників НЕС

Атомно-газові сценарії низьковуглецевого розвитку економіки при розвитку ВДЕ згідно максимально амбітних цілей (АГС_НР_МАЦ)

ГСНР атомно-газова максимальний

розвиток

Атомно-вугільні сценарії неопротекціонізму (АВС_НП)

ГСНП атомно-вугільна помірний

Атомно-вугільні сценарії інерційно-оптимістичного розвитку економіки (АВС_ІОР)

ГІОС атомно-вугільна помірний

Вугільно-газові сценарії інерційно-оптимістичного розвитку економіки (ВГС_ІОР)

ГІОС вугільно-газова помірний

Атомно-газові сценарії інерційного-песимістичного розвитку економіки (АГС_ІПР)

ГІПС атомно-газовий скоригована


Газові сценарії інерційно-песимістичного розвитку економіки (ГС_ІПР)

ГІПС газова скоригована



86

На основі аналізу отриманих результатів були визначені основні тенденції розвитку

економіки та трансформації структури генеруючих потужностей для кожної з означених груп

сценаріїв, за винятком АГС_НР_НЕС та АГС_НР_МАЦ, було сформовано «типовий» прогноз

розвитку економіки та структури генеруючих потужностей які узагальнено характеризують

відповідну групу сценаріїв.

Для атомно-вугільних та атомно-газових сценаріїв вводилася умова виробництва

електроенергії на АЕС в обсягах не менш 85 млрд. кВт. год. у рік для кожного розрахункового

етапу.

Для АГС_НР_НЕС та АГС_НР_МАЦ вирішувалась задача, при яких умовах можливо

забезпечити реалізацію стратегії низьковуглецевого розвитку з точки зору як економіки, так і

з точки зору розвитку структури генеруючих потужностей в країні. При цьому основним

документом для формування вхідних даних була НЕС (таблиці 5.2 – 5.4), в якій є певна

інформація щодо показників розвитку економіки та енергетики країни, яка дозволила ввести

необхідні рамкові обмеження при формуванні узгоджених прогнозів розвитку економіки та

енергетики за цим сценарієм – необхідні рівні ВВП у перспективі, баланси виробництва

електроенергії та використання первинних енергоносіїв.

Для періоду за 2035 роком показники ВВП, та обмеження на використання первинних

енергоресурсів та виробництва електроенергії були визначені на основі тенденцій змін

закладених в НЕС показників.

Таблиця 5.2 - Структура ЗППЕ України згідно НЕС, млн т н.е.

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.

Таблиця 5.3 – Прогноз виробництва електроенергії згідно НЕС, млрд кВт·год

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


87

Таблиця 5.4 – Показники НЕС-сценарію*

Показник Одиниця

виміру 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050

ВВП $ млрд

ПКС 321.79 411.5 483.33 606.67 738.46 857 966

Зміна ВВП до 2015

року за ПКС у.о. 1.00 1.28 1.50 1.89 2.29 2.66 3.00

Нетто-споживання

електроенергії в ОЕС

млрд

кВт·год 118.70 123.51 136.17 146.76 158.50 172.17 184.5

* - Власні розрахунки на основі показників НЕС

З огляду на ситуацію яка існує на сьогодні з резервами (Додаток А), на рівні 2020 року

забезпечити відповідність (достатність) генеруючих потужностей згідно вимог КСП

неможливо, що показали модельні розрахунки, що стосується вимог щодо забезпеченості

аварійними резервами відновлення частоти та заміщення.

Тому для цього етапу, при розрахунках були прийняті вимоги до первинного

регулювання які відповідають паралельній роботі ОЕС України з енергосистемами країн СНД

та Балтії, а вимоги щодо інших резервів відповідно до існуючої практики такої роботи

вітчизняної енергосистеми.

Поряд з цим, без виконання вимог КСП щодо забезпечення надійної роботи в

ізольованому режимі, з огляду на вимоги ENTSO-E та необхідності роботи на протязі року

перед переходом на паралельну роботу з енергосистемою європейських країн, що

передбачається зробити на рівні 2022 – 2023 року, вимоги КСП щодо необхідних резервів

при ізольованій роботі при моделюванні вводилися до означеного періоду часу.

При оцінці відповідності (достатності) генеруючих потужностей були прийняті наступні

припущення:

1. Уся генерація, що буде введена в роботу після прийняття КСП буде відповідати його

вимогам щодо участі в регулюванні частоти та потужності.

2. Існуючі генеруючи потужності на ТЕС, АЕС та ГЕС будуть мати показники щодо

можливою участі в регулюванні частоти та потужності, які максимально наближені до

вимог нормативних документів Мінпаливенерго України щодо регулювання частоти

та потужності (СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.156:2009, СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.157:2009, СОУ-Н ЕЕ ЯЕК

04.158:2009, СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.159:2009, СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.160:2009), але не нижче ±2%

для АЕС та ±5% для ТЕС та ГЕС для компенсації втрати навантаження/генерації при

аварійних ситуаціях.

3. ОСП за рахунок економічних механізмів передбачених новою моделлю ринку

електроенергії має достатні можливості формувати необхідні обсяги резервів та

забезпечувати їх розміщення найбільш раціональним чином з точки зору

забезпечення вимог операційної безпеки та безпеки постачання. Це, зокрема,

стосується питань узгодження графіків ремонтів АЕС з вірогідними режимами роботи

ЕНП, а також щодо обмеження потужності АЕС в покритті ГЕН за рахунок створення


88

конкурентних переваг для ТЕС, ГАЕС та ГЕС для їх участі у покритті попиту на

електроенергію з точки зору забезпечення необхідних рівнів резервів.

Для усіх сценаріїв, як показали результати моделювання, в якості аварійних резервів

відновлення частоти та заміщення, найбільш доцільним є використання високоманеврових

газових електростанцій зі швидким стартом потужністю біля 2 ГВТ. Вони можуть також

використовуватись в якості мобільного резерву на навантаження та для регулювання

покриття ГЕН при складних режимах роботи ОЕС України обумовлених погодними

факторами – роботою ЕНП. Забезпечення гарантованої достатності первинних резервів в

найкоротший термін часу в межах необхідних для виконання вимог щодо паралельної

роботи забезпечується впровадженням систем підтримки/регулювання частоти на базі

акумулювання електроенергії потужністю не менш ніж 0.2 ГВт.

Також в усіх сценаріях потужність АЕС використовується з урахуванням необхідності

мінімізації витрат на забезпечення балансування енергосистеми, тобто вони з максимальною

потужністю працюють в опалювальний сезон та з суттєво нижчою в період паводку та

неопалювальний сезон при забезпечені обсягів виробництва, при їх потужності на рівні 14

ГВт, не менш 85 млрд. кВт. год. на рік. При відсутності таких обмежень, для забезпечення

відповідності генеруючих потужностей необхідно впроваджувати системи

переносу/використання потужності на базі відповідних технологій. При збільшенні

можливості використання потужності АЕС на 1 ГВт, потужність таких технологій повинна бути

також не меншою 1 ГВт при необхідності переносу потужності виробництва СЕС у години

максимальної генерації, та 1.3 ГВт для переносу потужності ВЕС під час нічного провалу.

За усіма сценаріями забезпечується виконання вимог достатності – потужність

традиційної генерації забезпечує покриття ГЕН дня максимуму навантаження при низькій

потужності ЕНП.

Забезпечення вимог відповідності більш–менш реально забезпечити не раніш 2023

року, бо на сьогодні виконання вимог КСП щодо маневрових можливостей ОЕС забезпечити

не можливо через раніш означені чинники – відсутності у структурі генерації відповідних

потужностей, а також – технологій керованого управління попитом, а впровадження

спеціалізованих технологій потребує певного часу.

5.2. Прогноз розвитку структури генеруючих потужностей для сценаріїв

низьковуглецевого розвитку

Сценарії з ГСНР є вкрай привабливим з точки зору розвитку економіки та енергетики

країни, а також з екологічної точки зору.

Для цієї групи сценаріїв розглядалися два варіанти розвитку електростанцій, що

використовують ВДЕ – згідно з корегованих показників НЕС та згідно максимально амбітних

цілей.

В обох сценаріях необхідно забезпечити високі темпи структурної перебудови

економіки, драйверами зростання якої повинні стати:


89

агропромисловий комплекс, який повинен практично повністю переорієнтуватися

з експорту сировини на експорт кінцевої продукції харчової промисловості;

високотехнологічні сектори машинобудування також орієнтовані на експорт та на

імпортозаміщення;

IT-сектор економіки;

торгівля та послуг, зокрема - туризм та інші пов’язані з ним сектори економіки,

який повинен в значній мірі бути експортно-орієнтованим.

Ці сектори економіки, поряд з транспортом та населенням, є головними драйверами

зростання і електроспоживання, поряд зі змінами клімату, що притаманно усім сценаріям.

Для цієї групи сценаріїв, при формуванні типового прогнозу розвитку генеруючих

потужностей було розглянуто два варіанти розвитку ЕНП згідно таблиці 5.1. які наведені на

рисунках 5.1. та 5.2.

Для обох сценаріїв, для забезпечення відповідності генеруючих потужностей

передбачається крім впровадження 2 ГВт потужностей на високоманеврових газових

потужностей зі швидким стартом та заміщення вугільної генерації високоманевровою

газовою з достатньо високими темпами.

Для сценарію з АГС_НР_НЕС цих рішень цілком достатньо до 2035 року, що

обумовлено значним зростанням електроспоживання.

В подальшій перспективі для забезпечення відповідності необхідно забезпечити

впровадження потужностей на технологіях підтримки/регулювання частоти, а після 2040

року - переносу/використання електроенергії які виробляють ВЕС та СЕС потужністю до 5 ГВт.


90

Структура генеруючих потужностей (ГВт), інвестиції (млрд. грн.) накопичувальним підсумком

Виробництво електроенергії (млрд кВт·год.), відпускна ціна електроенергії (грн./кВт·год.)

Споживання палива (млн тонн н. е.), викиди парникових газів (млн тонн СО2 екв.)

Рисунок 5.1 – Показники розвитку генеруючих потужностей для атомно-газових сценаріїв низьковуглецевого розвитку економіки при розвитку ВДЕ згідно скоригованих показників

НЕС (АГС_НР_НЕС)


91




Рисунок 5.2 – Показники розвитку генеруючих потужностей для атомно-газових сценаріїв низьковуглецевого розвитку економіки при розвитку ВДЕ згідно максимально амбітних

цілей (АГС_НР_МАЦ)


92

Значно більші обсяги впровадження заходів з підвищення маневрових можливостей

необхідно забезпечити при сценаріях АГС_НР_МАЦ для забезпечення вимог відповідності –

більш високі темпи заміщення газовою генерацією вугільної, постійне нарощування

потужностей систем підтримки/регулювання частоти тощо (рис. 5.2).

Незважаючи на те, що розвиток за сценаріями низьковуглецевого розвитку

вітчизняної економіки задекларовано у низці документів, вірогідність їх реалізації, особливо

при прийнятті максимально-амбітних цілей щодо впровадження електростанцій на базі ВДЕ,

є низькою.

Це обумовлено необхідністю залучення дуже значних інвестицій для структурної

перебудови економіки та енергетики країни в перспективі найближчих 5 – 10 років, джерела

яких важко визначити у зв’язку з тим, що виробництва з високою доданою вартістю як

правило не виносять в інші країни в яких відсутні значні захисні бар’єри щодо імпорту

продукції, товарів та послуг та значна ємність платоспроможного попиту на них. На зовнішніх

ринках такої продукції йде жорстка конкуренція між потужними транснаціональними

корпораціями, що не створює стимулів для нарощування їх виробництва, особливо в країнах

з низькою інвестиційною привабливістю, поганим станом інфраструктури і які знаходяться в

стані гібридної війни з іншими державами.

Тому в Україні важко розраховувати на можливість розвитку таких секторів економіки

в масштабах, які забезпечать зростання ВВП в наведених в НЕС обсягах та компенсацію

втрати ВВП обумовленні значним скороченням виробництва у вугільній енергетиці та

промисловості та суміжних галузях – важке машинобудування, металургія, транспорт, що

також буде обумовлювати і зниження щільності графіків навантажень.

Поряд з цим стабільне і достатньо швидке зростання цін на електроенергію, яка

негативно впливає на формування ВВП, також повинно бути скомпенсоване, а нарощування

потужностей ВЕС та СЕС та виробництво на них електроенергії в умовах України в значній мірі

еквівалентно її імпорту, що негативно буде впливати на платіжний баланс країни та

створювати додатковий тиск на курс національної валюти.

5.3 Прогноз розвитку структури генеруючих потужностей для сценаріїв

неопротекціонізму

На відміну сценарію, який передбачає масштабне реформування соціально-

економічної сфери України зі швидкими темпами перебудови економіки на зразок найбільш

розвинених країн давно інтегрованих у світовий глобалізований та лібералізований ринок,

сценарії з ГСНП передбачають насамперед економічно-обґрунтовану модернізацію

вітчизняної економіки з урахуванням її наявного потенціалу та використання цільової емісії

національної валюти для реалізації великомасштабних національних проектів з розвиту

інфраструктурних галузей економіки – енергетика, транспорт, житлово-комунальне

господарство та в інших секторах економіки, з пріоритетністю участі в них вітчизняних


93

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].

Необхідно відзначити, що політика протекціонізму спрямована на підтримку власних

виробників як на внутрішньому, так і зовнішньому ринках, проводяться багатьма країнами

світу і в першу чергу це стосується найбільш розвинених країн, при цьому для захисту

внутрішнього ринку використовуються різні методи – квотування експорту, жорсткі

стандарти відповідності, податки та платежі, тощо. Але це не афішувалось і лише в останній

час протекціонізм, який був притаманний в повній мірі економічній політиці до епохи

глобалізації, стає все більш популярною економічною доктриною в умовах значних проблем,

які обумовлює сучасна, загальновизнана модель світової економіки. При цьому, фактично

США достатньо успішно сьогодні реалізують політику неопротекціонізму, таку політику веде

Китай, Польща, Угорщина та багато інших країн не афішуючи це.

Поряд із цим, цей сценарій передбачає забезпечення вимог щодо впровадження ВДЕ

за рахунок максимального використання біомаси та біопалива при узгодженні розвитку ВЕС і

СЕС з економічними можливостями країни та їх інтеграції до складу ОЕС, чому може значно

сприяти прийняття Закону щодо аукціонів для ВДЕ при можливості певним чином

«притримувати» нарощування потужності ВЕС і СЕС з технічних та економічних причин.

Сценарій помірного розвитку електростанцій які використовують ВДЕ у цьому контексті є по

суті граничним сценарієм можливості їх розвитку.

Основними локомотивами економічного зростання у перспективі за цим сценарієм

визначаються машинобудування, агропромисловий комплекс (АПК), будівництво які

обумовлять зростання внутрішнього попиту на продукцію металургії, промисловості

будівельних матеріалів, транспорту, ПЕК, хімічної промисловості. Поряд із 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 Україні

галузей цього комплексу – сільське господарство, переробна та харчова промисловість, а

реалізація інфраструктурних проектів робить сприятливим прогноз для машинобудування,

металургії, будівельної галузі, транспорту тощо.

Згідно цього сценарію головними драйверами зростання кінцевого попиту на

електроенергію протягом 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;

харчова промисловість;

машинобудування, зокрема важке;


94

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, на транспорті, IT секторі, тощо.

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

зменшення їх щільності в подальшій перспективі.

В період реалізації інфраструктурних проектів в період 2020-2030 рр. максимально

росте споживання електроенергії.

З точки зору зростання ВВП сценарії з групи СНП мають суттєво вищі темпи його

зростання ніж у сценаріях з ГСНР та ГІСР, а також обсяги споживання електроенергії (табл.

5.5).

Таблиця 5.5 – Показники сценаріїв з ГСНП


виміру 2017 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Оцінка зміни обсягів ВВП*

ВВП мінімальний млрд грн 2982.9

2893.4 4368.8 6095.5 7494.5 8919.9 11921.0

ВВП максимальний млрд грн 3132.0 4819.3 6816.7 8773.4 10763.4 14585.0

Оцінка нетто-споживання електроенергії в ОЕС


мінімальне млрд кВт·год

118.7

120.3 132.7 151.9 160.3 172.6 177.7


максимальне млрд кВт·год 125.7 152.2 172.1 177.4 189.5 198.0

* в цінах 2013 року

Розвиток генеруючих потужностей за цим сценарієм передбачає збереження

провідної ролі вугільної генерації у тепловій енергетиці.

Структура генеруючих потужностей при помірних темпах розвитку ВЕС і СЕС

забезпечує адекватність генерації за цим сценарієм у перспективі на всьому періоді до 2050

року без необхідності використання у значних масштабах заходів спрямованих на

підвищення можливості ОЕС по інтеграції до свого складу нових потужностей ВЕС і СЕС (рис.

5.3), тобто – в економічно-обґрунтованих обсягах, чому сприяє крім помірних темпів

розвитку ВЕС та СЕС значне зростання споживання електроенергії при достатньо високій

щільності графіків навантаження.

В контексті забезпечення сталого розвитку економіки ця група сценаріїв є найбільш

ефективною, але її реалізація потребує суттєвої корекції існуючих в країні поглядів на

доцільні напрямки розвитку економіки та енергетики, які сформовані під впливом нав’язаної

концепції безальтернативної ефективності саме неоліберальної економічної політики та

стратегій низьковуглецевого розвитку для подальшого розвитку економіки України, в

проведені якої об’єктивно зацікавлені наші зарубіжні партнери, бо реалізація такої політики


95

та стратегії обумовлює необхідність постійного імпорту технологій та отримання кредитів для

їх впровадження, що є гарним стимулом для розвитку економік їх країн.



Споживання палива (млн тонн н. е.), викиди парникових газів (млн тонн СО2 екв.) Рисунок 5.3 – Показники розвитку генеруючих потужностей для атомно-вугільних сценаріїв неопротекціонізму


96

5.4 Прогноз розвитку структури генеруючих потужностей для сценаріїв

інерційного розвитку

Як показали виконанні дослідження, для сценаріїв з групи ГІПС сформувати

збалансований сценарій розвитку економіки та енергетики при швидкому нарощуванні

потужностей ВЕС та СЕС, відмові від вугільної генерації, реалізації інфраструктурних проектів

та заходів по «декарбонізації» економіки за рахунок пріоритетного використання коштів

МФО практично неможливо через швидке зростання від’ємного сальдо платіжного балансу,

що обумовлено відсутністю достатнього потенціалу нарощування експорту для

обслуговування боргових зобов’язань та стагнація економіки через стабільне зростання цін

на електроенергію, яка фактично імпортується у постійно зростаючих обсягах, різке

зростання безробіття через «ліквідацію» не тільки вугільної генерації, але і різке скорочення

робочих місць в суміжних галузях економіки тощо.

Тому реалізація таких сценаріїв, як показали результати моделювання, можливо

лише при постійному зростанні зовнішнього боргу, що обумовило використання при

формуванні прогнозу узгодженого розвитку економіки та енергетики додаткового критерію

мінімізації потреби у додатковому фінансуванні економіки.

Реальний ВВП за цими сценаріями практично не зростає, при цьому, якщо для

сценаріїв АГС_ІПР є певне незначне зростання електроспоживання, драйверами якого є

зміни клімату та розвиток агропромислового-комплексу та суміжних галузей, оборонна-

промисловість, то для сценаріїв ГС_ІПР воно практично відсутнє в період після 20205 року

через дуже високу, постійно зростаючу вартість електроенергії.

Прогнозні показники розвитку генеруючих потужностей за цими, достатньо

гіпотетичними сценаріями, наведена на рисунках 5.4 та 5.5.

За цими сценаріями, через низькі рівні електроспоживання, забезпечення вимог щодо

відповідності, потребують значних витрат на спеціалізовані заходи з підвищення маневрових

можливостей ОЕС України, що у першу чергу стосується АГС_ІПР, за якого для збереження

обсягів виробництва на АЕС на рівні 85 млрд.кВт. год. необхідно вже за 2030 роком виникає

необхідність запроваджувати крім систем підтримки/регулювання потужностей на базі

акумулювання електроенергії, технології переносу/використання електроенергії виробленої

на ВЕС та СЕС.

Для ГС_ІПР, через відмову від розвитку атомної генерації ця проблема, звісно,

відсутня.

До ГІОС, як відзначалось, відносяться сценарії які передбачають збереження вугільної

генерації та помірні темпи розвитку потужностей ВЕС та СЕС, низькі темпи розвитку

економіки в період до 2030 - 2035 років, що обумовлено збереженням існуючої моделі

економіки країни - значної залежності від кон’юнктури зовнішніх ринків при можливій її

несприятливості для товарів традиційного експорту та імпорту в певні періоди часу, ризиків

неврожаю, подальша деіндустріалізацією країни, складністю адаптації до вимог ЄС, тощо.


97




Рисунок 5.3 – Показники розвитку генеруючих потужностей для атомно-газових сценаріїв інерційно-песимістичного розвитку економіки (АГС_ІПР)


98




Рисунок 5.4 – Показники розвитку генеруючих потужностей для газових сценаріїв інерційно-песимістичного розвитку економіки


99

Негативно впливає на розвиток економіки за цим сценарієм в означений період і

відтік населення у інші країни на постійне проживання, зниження надходжень від трудових

мігрантів, які стають трудовими іммігрантами і ціла низка країн ЄС сприяє цьому процесу,

дуже значні зовнішні та внутрішні борги, неефективна реструктуризація боргів у 2015 році,

тощо (це звісно враховувалось і для сценаріїв ГС_ІПР).

Незначне зростання в цей період буде пов’язано з адаптацією економіки до нових

умов та розвитку агропромислового сектору та харчової промисловості, розвиток малої

промисловості на базі новітній технологій, оборонно-промислового комплексу тощо.

У подальшій перспективі темпи економічного зростання дещо підвищуються, але не

дуже сильно, бо здолання інерційного розвитку цілеспрямованою ефективною економічною

політикою, ці сценарії не передбачають. Показники сценаріїв з ГІОС наведені в таблиці 5.6.,

в якій більш песимістичні оцінки притаманні вугільно-газовим сценаріям, а максимальні –

атомно-вугільним в період за 2030 роком.

Показники розвитку генеруючих потужностей відповідних сценаріїв для атомно-

вугільної та вугільно-газової концепцій розвитку генерації, наведені в таблицях 5.6 – 5.7.

Таблиця 5.6 – Показники сценаріїв з ГІОС


виміру 2017 2020 2025 2030 2035 2040 2050

Оцінка зміни обсягів ВВП*

ВВП мінімальний млрд грн 2982.9

2893.4 3084.9 3388.2 3675.0 4067.5 5177.8

ВВП максимальний млрд грн 3132.0 3403.0 3789.1 4302.1 4908.1 6334.9

Оцінка нетто-споживання електроенергії в ОЕС


мінімальне млрд кВт·год

118.7

119.2 120.1 125.5 134.2 142.0 153.1


максимальне млрд кВт·год 124.5 127.3 133.6 145.0 156.1 170.7

* в цінах 2013 року


100




Рисунок 5.6 – Показники розвитку генеруючих потужностей для атомно-вугільних сценаріїв інерційно-оптимістичного розвитку економіки


101




Рисунок 5.7 – Показники розвитку генеруючих потужностей для вугільно-газових сценаріїв інерційно-оптимістичного розвитку економіки


102

5.5. Інтеграції ОЕС України до загальноєвропейської енергосистеми ENTSO-E

Розширення синхронної зони енергетичної системи континентальної Європи ENTSO-E за

рахунок приєднання ОЕС України є складовою забезпечення інтеграції ринків електроенергії

України у внутрішній енергетичний ринок Європейського Союзу, який включає 41 системного

оператора та 34 країни-учасниці.

Домовленість про це зафіксовано у Меморандумі між Україною та ЄС про порозуміння

щодо співробітництва в енергетичній галузі, укладеному 1 грудня 2005 року.

На сьогоднішній день ОЕС України працює в складі енергооб'єднання IPS/UPS, до

складу якого входять країни СНД і Балтії. Перехід до складу ENTSO-E означає розрив зв’язків з

системою IPS/UPS та встановлення режиму паралельної роботи з країнами ENTSO-E,

Польщею, Словаччиною, Румунією, Угорщиною.

Налагодження паралельної роботи з потужною енергосистемою Європи дозволить

провести переорієнтацію управління ОЕС України на європейський вектор розвитку та

поступово привести електроенергетичну галузь країни до вимог ЄС, що значно підвищить

ефективність та надійність роботи енергосистеми.

На сьогодні вже є Угода про умови майбутнього приєднання ОЕС України до

енергосистемою континентальної Європи (AGREEMENT ON THE CONDITIONS OF THE FUTURE

INTERCONNECTION OF THE POWER SYSTEM OF UKRAINE WITH THE POWER SYSTEM OF

CONTINENTAL EUROPE).

Підписавши зазначену Угоду, українська сторона взяла на себе зобов’язання

забезпечити виконання європейських умов та вимог для забезпечення можливості

синхронної роботи з енергосистемою ENTSO-E. Реалізація положень Угоди є наступним

кроком в реалізації проекту приєднання України та Молдови до електричної системи ENTSO-

E, здійснити яке планується протягом наступних 5 років.

Інтеграція ОЕС України до електричної системи ENTSO-E та об’єднання ринків

електроенергії створює нові можливості щодо експорту електроенергії до Європи, в т.ч. за

рахунок збільшення виробництва більш дешевої та чистої енергії з українських АЕС, зокрема,

в період паводку коли «надлишок» потужностей ГЕС зараз вимагає введення певних

режимних обмежень на їх роботу в цей період. Європейський ринок електроенергії може

бути досить привабливим і для інших виробників електроенергії України, зокрема, вугільних

енергоблоків ТЕС. Поряд із цим, як відзначалось, цілком ймовірним є і імпорт електроенергії.

В контексті забезпечення балансової надійності головним ризиком є відсутність плати

за потужність на фоні доцільності імпорту електроенергії. З огляду на те, що електроенергія

АЕС буде достатньо конкурентоспроможною на внутрішньому та зовнішніх ринках, імпорт

буде витісняти виробництво електроенергії на ТЕС. Це підвищує вірогідність того, що

власники теплової генерації не будуть зацікавлені у підтримці потужностей ТЕС на

необхідному для забезпечення балансової потужності рівні. Але, згідно вимог ENTSO-E ОСП

повинен забезпечувати можливість надійної роботи ОЕС України в ізольованому режимі,

тому навіть при умові імпорту потреба в потужності традиційної генерації яка необхідна для

покриття максимуму навантажень в енергосистемі не зменшується, тобто умовно-постійні

витрати та необхідний прибуток для забезпечення доцільності їх підтримки у працездатному


103

стані для їх власників необхідно забезпечувати. В іншому випадку, як відзначалось,

забезпечити вимоги адекватності генерації не реально. Тому імпорт дешевої електроенергії,

який будуть здійснювати окремі споживачі, буде негативно впливати як на ціну

електроенергії вітчизняного виробництва, так і на макроекономічні показники – зменшувати

потенційний ВВП.

Поряд із цим, стримуючим фактором імпорту електроенергії можуть стати вимоги

балансової надійності, бо якщо вся електроенергія яку виробляють АЕС буде купуватись

вітчизняними споживачами, для забезпечення балансової надійності необхідно буде

залучати власну теплову генерацію для покриття ГЕН.

З огляду на високу конкурентоспроможність на більш платоспроможному

зовнішньому ринку електроенергії виробленої на АЕС існує вірогідність її експорту за

двосторонніми договорами. Її експорт обумовить необхідність заміщення на внутрішньому

ринку відносно дешевої електроенергії АЕС більш дорогою електроенергією ТЕС, що буде

негативно впливати на ціни на електроенергію для вітчизняних споживачів, а його

доцільність з макроекономічної точки зору буде лише при умові коли прибутковість експорту

переважить негативні наслідки від зростання цін на електроенергію на внутрішньому ринку.

Поряд із цим, вищі ціни на зовнішніх ринках будуть додатковим фактором росту цін на

внутрішньому.

З огляду на означене, в якості ілюстрації можливого впливу експорту електроенергії

від АЕС на показники роботи ОЕС на рис. 5.8 наведено прогноз розвитку структури

генеруючих потужностей для трансформованого типового сценарію АВС_ІОС, тобто для

найбільш ефективного розвитку генерації в межах цієї групи, який передбачає експорт

електроенергії на рівні 14 млрд кВт∙год. на рік., що орієнтовно відповідає річному

виробництву 2 енергоблоків АЕС потужністю 1 ГВт та покритті балансів за рахунок

виробництва на ТЕС. Ці енергоблоки та виробництво на них електроенергії не враховувались

при моделюванні.

Варіант одночасного експорту електроенергії від АЕС та її імпорту з зовнішніх ринків

може як позитивно, так і негативно впливати на ціну на внутрішньому ринку електроенергії

відносно варіанту коли імпорт відсутній.

Якщо імпорт електроенергії здійснюється на умовах коли її вартість менша паливної

складової на ТЕС, цей вплив позитивний, якщо більший – негативний.


104




Рисунок 5.8 – Показники розвитку генеруючих потужностей при експорті електроенергії АЕС


105

5.6. Порівняльний аналіз сценаріїв розвитку економіки та енергетики, визначення доцільних напрямів розвитку генеруючих потужностей в контексті сталого економічного зростання

Виконані дослідження свідчать, що збільшення частки ВДЕ в структурі виробництва

електроенергії та реалізація необхідних для забезпечення балансу заходів з підвищення

маневрених можливостей ОЕС країни, зокрема заміщення вугільної генерації газовою, а

також зниження виробництва електроенергії на АЕС, веде до зростання цін на

електроенергію відносно альтернативних варіантів, що показано на рис. 5.9 та 5.10 - зміна

цін на електроенергію для 8 розглянутих прогнозів розвитку генерації за відповідними

сценаріями інерційного розвитку, реалізація 4 з яких цілком реальна у перспективі.

Середня ціна відпущеної електроенергії без

урахування платежів за викиди ПГ

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

2020 2025 2030 2035 2040 2050

Роки

грн/

кВт∙г

од

АВС_ІОР

ВГС_ІОР

АГС_ІПР

ГС_ІПР

АВС_НП

АГС_НР_НЕС

АГС_НР_МАЦ

Рисунок 5.9 – Зміна цін для сценаріїв за відсутності платежів за викиди ПГ

Середня ціна відпущеної електроенергії при

високих платежах за викиди ПГ

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

5.5

6.0

2020 2025 2030 2035 2040 2050

Роки

грн/

кВт∙г

од

АВС_ІОР

ВГС_ІОР

АГС_ІПР

ГС_ІПР

АВС_НП

АГС_НР_НЕС

АГС_НР_МАЦ

Рисунок 5.10 – Зміна цін для сценаріїв при високих цінах на викиди ПГ


106

При зростанні цін на електроенергію, звісно, знижуються темпи зростання ВВП, і

сценарії з вищою вартістю електроенергії, особливо ті, в яких основна частка інвестицій

приходиться на імпортоване обладнання, в контексті забезпечення сталого економічного

зростання країни, є неефективними.

Звісно, що сценарії розвитку генеруючих потужностей ОЕС України, які передбачають

збереження пріоритетності орієнтації на вітчизняне вугілля, мають суттєво більші обсяги

викидів ПГ, ніж при його заміщенні природним газом. Але з макроекономічної точки зору,

якщо споживачі в змозі заплатити такий вуглецевий «податок», то це приведе виключно до

парозподілу ВВП, не впливаючи на ефективність щодо реалізації найбільш ефективних

політик його максимізації, в той час як прийняття рішень на рівні окремих секторів економіки

на основі цін на електроенергію з урахуванням такого податку приведуть до скорочення ВВП

за рівних умов.

Це створює загрозу того, що рішення обґрунтуванні виключно на рівні

електроенергетичної галузі при урахуванні платежів за викиди ПГ – заміщення вугілля газом,

доцільність розвитку ЕНП, з макроекономічної точки зору будуть неефективними і дадуть

хибне бачення доцільних напрямів розвитку генерації в ОЕС Укураїни.

Тому найбільш ефективним, в контексті забезпечення сталого економічного

зростання, є реалізація сценаріїв розвитку генеруючих потужностей ОЕС України на

довгострокову перспективу, які реалізують таку стратегію:

1. Максимальне використання існуючих потужностей АЕС ОЕС України та розвиток

атомної енергетики для забезпечення підтримки потужностей АЕС на рівні біля 14 ГВт

у довгостроковій перспективі, як найбільш ефективного засобу зниження викидів ПГ у

перспективі та з прийнятними для споживачів цінами.

2. Проведення робіт з реконструкції існуючих енергоблоків теплових електростанцій з

поліпшенням їх техніко-економічних показників, зокрема, щодо маневрених

можливостей, приведенням до нормативних вимог екологічних показників та

подовженням термінів експлуатації не менш ніж на 20 років. Гарантована доступна

потужність таких енергоблоків повинна складати не менше 10-12 ГВт. При цьому,

максимально обґрунтоване використання потенціалу розвитку вугільної генерації та

вугільної промисловості має розглядатись як фактор забезпечення економічної та

енергетичної безпеки країни.

3. Подальший розвиток гідроенергетики країни згідно існуючих планів, бо відмова від їх

реалізації суттєво ускладнює виконання вимог забезпечення адекватності генерації та

негативно впливає на ціну електроенергії, при можливості певних зсувів термінів їх

реалізації, як показали виконані розрахунки для сценаріїв «заморожування» стану

гідроенергетики на існуючому рівні.

4. Підтримка розвитку ВДЕ в обсягах, які не створюють технічних загроз та загроз

можливості сталого економічного зростання країни, і в цьому контексті сценарій, якій

відповідає скорегованим показникам НЕС є мабуть граничним.

5. Реалізація заходів з підвищення маневрених можливостей ОЕС України, зокрема:

впровадження високоманеврених газових електростанцій зі швидким стартом

в якості резерву на навантаження;


107

системи підтримки/регулювання частоти на базі акумулювання електроенергії

для компенсації швидких короткострокових змін потужності для забезпечення

відсутності необхідності постійного використання резерву підтримки частоти

на традиційних електростанціях та в якості швидкодіючого резерву на

розвантаження;

поступове впровадження, по мірі нарощування потужностей ВЕС і СЕС,

високоманеврених електростанцій.

6. Впровадження технологій переносу/використання надлишкової потужності ВЕС і СЕС

як заходів з управління попитом.

Реалізація означених заходів забезпечує можливість виконання вимог відповідності у

перспективі до 2050 року, починаючи з 2023 року.

Поряд із цим, означена стратегія розвитку генерації є найбільш ефективною з точки

зору можливості забезпечення сталого зростання економіки України, як це відзначалось.


108

6. Сценарії розвитку генеруючих потужностей ОЕС України на

середньострокову перспективу та оцінка їх адекватності

1.1 Базовий сценарій розвитку генеруючих потужностей ОЕС України на середньострокову перспективу

Наведені у розділі 5 сценарії розвитку генеруючих потужностей формувались

виходячи з загальнонаціональних критеріїв ефективності та максимально ефективного

покриття ГЕН у цьому контексті з використанням оптимізаційних моделей.

Такий підхід забезпечує можливість визначення найбільш доцільних напрямків

розвитку генерації в країні з точки загальнонаціональних інтересів, але не враховує впливу

майбутніх стратегій роботи генеруючих компаній (що принципово неможливо), які

зосередженні на максимізації власного прибутку, а не максимізації критеріїв ефективності на

загальнодержавному рівні. Тому при формуванні можливих сценаріїв розвитку генеруючих

потужностей на середньострокову перспективу головна увага була приділена питанням

забезпечення їх відповідності (достатності) в умовах впровадження нової моделі ринку

електроенергії з урахуванням проблем їх розвитку та функціонування які наведенні у

підрозділі 3.3 та відсутності чіткого бачення щодо перспектив розвитку теплової генерації, які

залежать від наявності та обсягів інвестиційної підтримки у першу чергу проектів з її

«екологізації».

При оцінці перспективного попиту на електроенергію у перспективі найближчих 10 –

15 років найбільш вірогідним визначено що розвиток економіки та енергетики буде

відбуватись згідно з одного з можливих сценаріїв з ГСІР. Виходячи з отриманих результатів

по формуванню узгоджених прогнозів розвитку економіки та енергетики в межах ГСІР, на

перспективу найближчих 10 років обсяг необхідного виробництва електроенергії можна

оцінити діапазоном наведеним в таблиці 6.1. При цьому сумісний максимум навантаження

ОЕС України в цей період може змінюватись в діапазоні від 22 ГВт до 29 ГВт, в залежності від

необхідного рівня виробництва електроенергії обумовленого темпами розвитку економіки

та зміною доходів домогосподарств, щільністю ГЕН та погодних факторів, темпів

децентралізації теплопостачання на базі систем індивідуального електричного опалення та

якості централізованого теплопостачання, тощо.

Темпи впровадження нових потужностей ЕНП було зроблено згідно прогнозних

обсягів виробництва електроенергії з використанням ВДЕ за НЕС скорегованих з урахуванням

значного зростання інвестиційної привабливості СЕС відносно ВЕС в останні роки та наявних

тенденцій розвитку електростанцій які використовують ВДЕ в Україні (табл. 6.1).

В якості оптимістичного сценарію розвитку традиційної генерації, в контексті оцінки

достатності генерації, прийнято сценарій який відповідає схваленим на державному рівні

програмам та запланованим заходам енергетичними компаніями з розвитку генеруючих

потужностей (табл. 6.2), тобто він відповідає оптимістичним сценарним припущенням щодо

розвитку генерації.


Таблиця 6.1 – Мінімальна та максимальна оцінка необхідного виробництва електроенергії (млрд кВт год) та встановлена потужність ВЕС

та СЕС згідно базового та оптимістичного сценаріїв, МВт

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Виробництва електроенергії (Мін. оцінка) 150.00 150.75 151.50 152.25 153.00 154.50 156.00 157.50 159.00 160.50

Виробництва електроенергії (Макс. оцінка) 158.00 159.25 160.50 161.75 163.00 164.25 165.75 167.25 168.75 170.25

Встановлена потужність ВЕС 1 550 1 660 1 770 1 880 1 950 2 050 2 410 2 590 2 770 2 800

Встановлена потужність СЕС 3 050 3 250 3 500 3 750 3 890 4 060 4 480 4 960 5 400 5 900

Таблиця 6.2 – Потужність за типами генерації згідно оптимістичного сценарію (без ВЕС та СЕС), МВт

Потужність: 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

ТЕС ГК вугільні 18 312 18 312 18 312 17 487 17 817 17 817 17 085 17 085 17 085 16 715

ТЕС ГК газомазутні 3 800 3 800 3 800 3 800 3 800 3 800 3 800 3 800 3 800 3 800

ТЕЦ 4 430 4 250 4 070 3 870 3 820 3 770 3 670 3 650 3 650 3 650

ГЕС 4731 4822 4952 5096 5364 5445 5526 5544 5562 5580

ГАЕС 1 985 2 136 2 136 2 136 2 537 2 787 3 037 3 438 3 438 3 438

АЕС 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835

Всього потужність 47 093 47 155 47 105 46 224 47 173 47 454 46 953 47 352 47 370 47 018


110

Таблиця 6.3 – Потужність за типами генерації згідно базового сценарію (без ВЕС та СЕС), МВт

Потужність: 2020 2021 2022 2023¥ 2024 2025 2026 2027 2028 2029

ТЕС ГК вугільні 16 000 16 000 16 000 16 000 16 000 16 000 16 000 16 000 16 000 16 000

ТЕС ГК газомазутні (додатковий резерв) 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600

ТЕЦ 4 430 4 250 4 070 3 870 3 820 3 770 3 650 3 650 3 650 3 650

ГЕС 4731 4762 4802 4886 5094 5115 5136 5154 5172 5190

ГАЕС 1 985 2 136 2 136 2 136 2 537 2 787 2 787 2 787 2 787 2 787

АЕС 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835

Високоманеврові ТЕС зі швидким стартом 0 500 1000 2000 2250 2800 3000 3000 3000 3000


СПРЧ 0 200 400 800 1 000 1 245 1 400 1 540 1 700 1 960

¥ - до 2023 року не виконуються вимоги відповідності згідно КСП через необхідність часу на впровадження у не обхідних обсягах спеціалізованих

заходів для підвищення маневрових можливостей ОЕС України


111

Цей сценарій забезпечує виконання вимог достатності генеруючих потужностей для

покриття сумісного максимуму ОЕС України в період до 2030 року навіть при практичній

відсутності участі потужностей ЕНП у покритті максимуму навантажень відповідного ГЕН (рис.

6.1 – 6.3), що відповідає безвітряній погоді при максимальному вірогідному зростанні

електроспоживання.

Значні потужності традиційної генерації при покритті цих ГЕН обумовлює можливість

виконання вимог відповідності, при низькій потужності ЕНП, навіть за відсутності реалізації

заходів з підвищення маневрових можливостей ОЕС України, при можливості формування

покриття попиту на електроенергію виходячи з інтересів забезпечення достатності резервів –

«диспетчерська ефективність».

Рисунок 6.1 – Графік навантаження ОЕС України для доби максимальних навантажень

опалювального сезону 2020 р.




112



Аналіз доцільності та можливості реалізації означеного сценарію показав, що він не в

повній мірі відповідає новим реаліям через наступні чинники.

Розвиток теплової генерації повинен передбачати доцільність збереження

«надлишку» встановленої потужності на енергоблоках ТЕС, з огляду на необхідність:

1. Проведення робіт з реконструкції вугільних енергоблоків, з метою подовження

термінів їх експлуатації, і поступове приведення показників викидів забруднювачів

повітря до нормативних вимог, поліпшення техніко-економічних показників та

маневрених можливостей.

2. Мати достатню доступну потужність ТЕС для компенсації проблем, що можуть

виникнути при неможливості подовження терміну роботи всіх існуючих енергоблоків

АЕС на 20 років, зсувів термінів та/або відмову від реалізації проектів збільшення

потужності ГАЕС, швидкому нарощуванні потужностей генерації на базі

альтернативних джерел енергії тощо.

З урахуванням означеного, необхідна встановлена потужність вугільних енергоблоків

повинна становити близько 16 ГВт, при доступній – на рівні не менше 12 ГВт в період до 2030

року. Підтримка потужності вугільної генерації ТЕС на більшому рівні ніж 16 ГВт не є

доцільною. Також не доцільно є збереження в резерві газомазутних енергоблоків

одиничною потужністю 800 МВт, як з економічної точки зору (значні поточні витрати на

підтримку в резерві та періодичних перевірок працездатності (планові пуски, які не

вимагаються за режимними умовами), так і через складні умови їх запуску, зокрема, для

забезпечення паровими власними потребами при пуску такого блоку необхідно щоб в роботі

знаходилося щонайменше три пиловугільних блока 300 МВт на цій ТЕС. В якості додаткового

резерву забезпечення потужності енергосистеми доцільно залишити в стані резерву менш

потужні та більш маневрені газомазутні блоки одиничною потужністю 300 МВт (2 одиниці).

Будівництво каскаду верхньодністровських гідроелектростанцій в період до 2030 року

мало реалістично, бо цей проект поки що знаходиться на стадії «визначення можливостей»


113

Введення потужностей на Канівській ГАЕС у проектному обсязі 1000 МВт в період до

2026 року малоймовірне через те, що забезпечити необхідну вчасну розбудову мереж для

надійного прийняття/видачі потужності для її роботи в турбінному та насосному режимах

мало реалістично.

З урахуванням означених чинників, був сформований найбільш вірогідний (базовий)

сценарій розвитку генеруючих потужностей показники якого наведені в таблиці 6.3. Він

забезпечує виконання вимог достатності генеруючих потужностей для покриття сумісного

максимуму ОЕС України в період до 2030 року, як це передбачає оптимістичний сценарій –

тобто покриття ГЕН максимуму навантажень (рис. 6.1 – 6.3) аналогічні оптимістичному

сценарію, а також відповідає найбільш доцільній, з точки зору загальноекономічної

ефективності, атомно-вугільній концепції розвитку традиційної генерації .

При оцінки відповідності генеруючих потужностей передбачалось, аналогічно, як і при

побудові сценаріїв (підрозділ 5.1), таке:

1. Нові генеруючи потужності будуть відповідати вимогам КСП щодо регулювання

частоти та потужності.

2. Існуючі потужності на ГЕС, АЕС та ТЕС(ТЕЦ) почнуть повністю відповідати мінімальним

нормативним вимогам щодо регулювання частоти та потужності, які існували до

прийняття КСП в період до 2023 року.

3. ОСП за рахунок економічних механізмів передбачених новою моделлю ринку

електроенергії зможе формувати необхідні обсяги резервів та їх розміщення найбільш

раціональним чином з точки зору забезпечення вимог операційної безпеки та

безпеки постачання, зокрема, щодо можливої потужності АЕС в певні періоди часу

при покритті ГЕН за рахунок відповідного впливу на їх ремонтну компанію, а за

необхідності – шляхом створення конкурентних переваг для ТЕС, ГАЕС та ГЕС щодо їх

участі у покритті попиту на електроенергію в періоди з найбільшою необхідністю в

резервній потужності.

4. Виникнення розрахункової аварії в період мінімуму навантажень при малій водності

або у паводок та значних коливаннях потужності ЕНП та похибки у прогнозі їх

потужності є малоймовірною подією, тому для цих днів передбачалась можливість

порушення вимоги 30 хвилинної активації резервів заміщення.

На потребу в спеціалізованих заходах з підвищення маневрових можливостей ОЕС

України впливає велика кількість факторів, зокрема:

зміни рівнів та режимів електроспоживання у перспективі;

темпи нарощування потужностей ЕНП;

обсяги імпорту та експорту електроенергії, при цьому визначальний вплив на потребу

в спеціалізованих заходах з підвищення маневрових можливостей ОЕС має годинна

потужність імпорту або експорту на певних ступенях характерних ГЕН;

ефективність демпфування можливих одночасних, направлених в одному напрямку

змін їх потужності та амплітуді при коливаннях потужності та їх величини при змінах їх

потужності при зростанні потужності ЕНП в Україні.

З огляду на те, що в умовах існуючої значної невизначеності кількісних значень, що

характеризують означені показники, для базового сценарію розвитку генеруючих


114

потужностей потреба в спеціалізованих заходах з підвищення маневрових можливостей ОЕС

України була визначена на рівні, який мінімізують ризики необхідності суттєвих обмежень

потужності ВЕС та СЕС або АЕС.

До 2023 року передбачається паралельна робота з країнами СНД та Балтії, за

винятком острову Бурштинської ТЕС. Тому в період до 2023 року при моделюванні, при

оцінці потреби в спеціалізованих заходах з підвищення маневрових можливостей ОЕС, не

використовувались вимоги до резервів підтримки частоти які відповідають вимогам при

паралельній роботі з цими енергосистемами, а вимоги до 30 хвилинної активації резерву

заміщення не враховувались відповідно до існуючої практики формування резервів для

цього періоду часу, бо як відзначалось у підрозділі 5.1 до 2023 року забезпечити виконання

вимог відповідності згідно вимог КСП практично не реально.

З урахуванням необхідності часу на реалізацію спеціалізованих заходах з підвищення

маневрових можливостей ОЕС для базового сценарію були прийнятті наведені в таблиці 6.3

обсяги необхідних спеціалізованих заходів з підвищення маневрових можливостей ОЕС

України при достатньо високих темпах зростання електроспоживання, як це передбачено

НЕС.

При цьому відзначимо, що завжди залишається ймовірність необхідності прийняття

рішень з обмеження потужності ВЕС та СЕС, бо забезпечення відповідності генеруючих

потужностей при виникненні маловірогідних, але можливих сполучень факторів які

впливають на роботу ОЕС України, а саме робота ЕНП та атомної енергетики, в окремі дні,

зокрема мінімальних навантажень, особливо коли вони припадають на сезон паводку,

потребують дуже значних додаткових інвестицій та витрат, що економічно є недоцільним.

Покриття потреб споживачів в електроенергії для днів зі складними умовами

забезпечення відповідності генеруючих потужностей – дні мінімальних навантажень при

малій водності та вихідних характерних днів періоду паводку при вірогідній потужності СЕС

та можливих відхиленнях від відповідного профілю на ±30% та потужності ВЕС на рівні 40%

від номінальної та можливих відхиленнях від відповідного профілю ±50%, при прийнятих

припущеннях, наведено на рисунках 6.4 – 6.9.


115

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

ГВт

Рисунок 6.4 (а) – Графік навантаження ОЕС України для доби мінімального навантаження

неопалювального сезону 2020 р.

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт

РЗН_Д

РЗН_Ф

РВЧН_Д

РВЧН_Ф

РПЧН_Д

РПЧН_Ф

Рисунок 6.4 (б) – Склад фактично доступних (Ф) та дефіциту (Д) резервів на навантаження

ОЕС України для доби мінімального навантаження неопалювального сезону 2020 р. (РПЧН –

первинний, РВЧН – вторинний, РЗН – заміщення потужності)


116

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт

РЗР_Д

РЗР_Ф

РВЧР_Д

РВЧР_Ф

РПЧР_Д

РПЧР_Ф

Рисунок 6.4 (в) – Склад фактично доступних (Ф) та дефіциту (Д) резервів на розвантаження

ОЕС України для доби мінімального навантаження неопалювального сезону 2020 р. (РПЧН –


02468

1012141618202224262830

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт

ГЕС+ГАЕС вир

СЕС

ВЕС

ТЕС


неопалювального сезону 2025 р. за умови запровадження заходів з підвищення

маневреності генеруючих потужностей


117

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт

РЗН_Д

РЗН_Ф

РВЧН_Д

РВЧН_Ф

РПЧН_Д

РПЧН_Ф


ОЕС України для доби мінімального навантаження неопалювального сезону 2025 р. за умови

запровадження заходів з підвищення маневреності генеруючих потужностей (РПЧН –


0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт

РЗР_Д

РЗР_Ф

РВЧР_Д

РВЧР_Ф

РПЧР_Д

РПЧР_Ф






118

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт


СЕС

ВЕС

ТЕС

ТЕЦ

АЕС

ГАЕС закачка


неопалювального сезону 2029 р. за умови запровадження заходів з підвищення

маневреності генеруючих потужностей

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт

РЗН_Д

РЗН_Ф

РВЧН_Д

РВЧН_Ф

РПЧН_Д

РПЧН_Ф






119

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт

РЗР_Д

РЗР_Ф

РВЧР_Д

РВЧР_Ф

РПЧР_Д

РПЧР_Ф





Рисунок 6.7 (а) – Графік навантаження ОЕС України для доби сезону повені 2020 р.


120

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

ГВт


ОЕС України для доби сезону повені 2020 р. (РПЧН – первинний, РВЧН – вторинний, РЗН –

заміщення потужності)

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт

РЗР_Д

РЗР_Ф

РВЧР_Д

РВЧР_Ф

РПЧР_Д

РПЧР_Ф


ОЕС України для доби сезону повені 2020 р. (РПЧН – первинний, РВЧН – вторинний, РЗН –



121

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт


СЕС

ВЕС

ТЕС

ТЕЦ

АЕС


Рисунок 6.8 (а) – Графік навантаження ОЕС України для доби сезону повені 2025 р. за умови

запровадження заходів з підвищення маневреності генеруючих потужностей

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт

РЗН_Д

РЗН_Ф

РВЧН_Д

РВЧН_Ф

РПЧН_Д

РПЧН_Ф


ОЕС України для доби сезону повені 2025 р. за умови запровадження заходів з підвищення

маневреності генеруючих потужностей (РПЧН – первинний, РВЧН – вторинний, РЗН –



122

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт

РЗР_Д

РЗР_Ф

РВЧР_Д

РВЧР_Ф

РПЧР_Д

РПЧР_Ф





4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

ГВт

Рисунок 6.9 (а) – Графік навантаження ОЕС України для доби сезону повені 2029 р. за умови

запровадження заходів з підвищення маневреності генеруючих потужностей


123

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт

РЗН_Д

РЗН_Ф

РВЧН_Д

РВЧН_Ф

РПЧН_Д

РПЧН_Ф


ОЕС України для доби сезону повені 2029р. за умови запровадження заходів з підвищення



0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт

РЗР_Д

РЗР_Ф

РВЧР_Д

РВЧР_Ф

РПЧР_Д

РПЧР_Ф





Таким чином базовий сценарій передбачає реалізацію таких заходів.

Підтримку встановленої потужність вугільних енергоблоків на рівні біля 16 ГВт, при

доступній не менше 12 ГВт в період до 2030 року.


124

В атомній енергетиці передбачається подальше виконання робіт з подовження

термінів експлуатації та підвищення безпеки роботи енергоблоків існуючих АЕС.

Впровадження нових енергоблоків на АЕС протягом найближчих 10 років не передбачається

через відсутність конкретики щодо їх нового будівництва, але передбачається початок робіт

необхідних для впровадження заміщуючи потужностей в період за 2029 роком.

У розвитку гідроенергетики передбачається, що в період до 2029 року буде збільшена

потужність ГЕС за рахунок реконструкції діючих електростанцій (Канівської, Кременчуцької,

Дніпровської, Середньодніпровської ГЕС) – загалом 112 МВт, а також нового будівництва на

Каховській ГЕС-2 (250 МВт). Також в цей період буде введено в роботу 4-й гідроагрегат на

Дністровський ГАЕС. В цей період передбачається введення двох гідроагрегатів на Канівської

ГАЕС загальною потужністю 500 МВт

У подальшій перспективі передбачається нарощування потужності на Дністровський

ГАЕС та Канівської ГАЕС до проектних показників – 2268 МВт та 1000 МВт відповідно.

Питання можливості будівництва каскаду верхньодністровських гідроелектростанцій

доцільно вирішити після розробки та проходження експертизи їх техніко-економічних

обґрунтувань.

Для забезпечення вимог відповідності генеруючих потужностей передбачається

впровадження високоманеврової генерації зі швидким стартом та заходів з керованого

управління попитом у обсягах до 3 ГВт та 2 ГВт відповідно.

Основні показники базового сценарію наведені на рисунку 6.10.


125

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

2020 2022 2023 2025 2027 2029

млрд. грн.ГВтСПРЧ

СПВП

СЕС

ВЕС

ГАЕС

ГЕС

ТЕЦ

ТЕС шв. старт

ТЕС газові

ТЕС вугільні

АЕС

Інвестиції


0

1

2

3

4

5

6

7

8

0

25

50

75

100

125

150

175

200

2020 2022 2023 2025 2027 2029

грн/кВт годмлрд кВт годВЕС, СЕС

ГЕС, ГАЕС

ТЕС, ТЕЦ

АЕС

Ціна, пом.пл.ПГ

Ціна, вис.пл.ПГ


0102030405060708090100110120

02468

1012141618202224

2020 2022 2023 2025 2027 2029

млн тонн СО2 еквмлн тонн

Вугілля

Прирдний газ

Викиди ПГ


Рисунок 6.10 - Показники розвитку генеруючих потужностей за базовим сценарієм за умови реалізації заходів з підвищення маневреності генеруючих потужностей


126

1.2 Аналіз ризиків щодо можливості реалізації базового сценарій розвитку генеруючих потужностей ОЕС України на середньострокову перспективу

В умовах складної поточної ситуації в економіці та енергетиці країни, значної

невизначеності майбутніх умов їх розвитку та функціонування у перспективі, зокрема, щодо

наслідків впровадження нової моделі ринку електроенергії та прискореного розвитку ВДЕ,

існує низка ризиків щодо можливості реалізації базового сценарію, які певним чином можна

мінімізувати.

До основних ризиків можна віднести такі:

1. Зростання інвестиційних ризиків при реалізації проектів з розвитку традиційної

енергетики в умовах нової моделі ринку електроенергії України.

2. Відсутність механізму забезпечення підтримки потужності генерації на необхідному,

для забезпечення вимог балансової надійності рівні, що може привести до виведення

з роботи генеруючих потужностей, потреба в яких обумовлена вимогами

забезпечення вимог достатності(відповідності) генерації, але підтримка яких в роботі

недоцільна з економічних причин для їх власників – необхідність їх підтримки в

працездатному стані при низьких значеннях КВВП, при цьому в окремі роки потреба в

такій потужності взагалі може бути відсутня.

3. Відсутність джерел фінансування для проектів з «екологізації» теплової генерації,

незважаючи на те, що НПСВ схвалена КМУ і є міжнародними зобов’язаннями України.

При цьому без подовження терміну роботи та підвищення маневреності енергоблоків

та їх техніко-економічних показників, приведення їх показників до вимог КСП щодо

участі у балансуванні енергосистеми, інвестування значних коштів в технології

газоочищення не має сенсу, а це потребує додаткових значних інвестицій. При

відсутності реалізації заходів передбачених НПСВ відповідні потужності повинні бути

виведені з роботи.

4. Неконкурентоспроможність «екологізованих» та реконструйованих енергоблоків ТЕС

відносно тих, що можуть працювати 20 та 40 тисяч годин, що робить не ефективним

проведення робіт з «екологізації» до «фізичного» зносу основної частки таких

енергоблоків без впровадження заходів з «вирівнювання» їх

конкурентоспроможності.

5. Виникнення дефіциту органічного та/або ядерного палива, зокрема, через вкрай

напружені стосунки з Росією при значній залежності у сфері надійності

енергозабезпечення України від поставок з неї ядерного палива, нафтопродуктів та

вугілля.

6. Недосконалість і неповнота законодавчої та нормативної бази щодо реалізації

механізму придбання послуг з розвитку генерації та впровадження заходів з


127

керованого управління попитом передбаченим Законом про ринок електроенергії.

Зокрема, це стосується:

відсутності чіткого алгоритму, який гарантовано дозволяв би ОСП виконувати

прийняті на себе зобов’язання при застосуванні означеного механізму щодо

надання фінансової підтримки проектам з розвитку генерації та управління

попитом;

гарантії повернення частки капіталовкладень не є достатнім стимулом для

інвесторів при відсутності гарантованої участі у роботі ринку електроенергії,

яка дозволяла би отримувати достатній рівень прибутковості.

7. Невирішеність питань щодо утилізації/захоронення відходів від спалювання вугілля та

від установок по зниженню викидів окислів сірки.

8. Можливість зсувів термінів впровадження потужностей на ГАЕС і ГЕС, відносно

схвалених КМУ планів, та неповна реалізація запланованих заходів з розвитку

гідроенергетики через екологічні або фінансові чинники.

9. Існує можливість того, що термін роботи всіх існуючих енергоблоків АЕС не буде

подовжено на 20 років.

10. На сьогодні невідомі стратегії, які будуть застосовувати власники генеруючих

потужностей при роботі в новому ринку електроенергії, зокрема, щодо участі у

балансуючому ринку та ринку допоміжних послуг. Якщо з точки зору власників

генерації економічна ефективність участі у роботі означених ринків не буде

достатньою, можуть виникнути проблеми щодо можливості забезпечення

операційної безпеки при неможливості закупівлі резервів в необхідних обсягах та

недостатності балансуючих потужностей.

11. Складною проблемою є те, що ОСП не має можливості, при наявності відповідних

контрактів, впливати на потужність генерації АЕС у найбільш складні періоди часу –

паводок, мінімальні навантаження тощо. В цей період потужності АЕС не повинні

перевищувати 7.5 – 8 ГВт. Більша потужність генерації АЕС створює значні загрози

операційній безпеці через відсутність можливості, при прийнятих для базового

сценарію розвитку спеціалізованих заходів з підвищення маневрових можливостей

ОЕС України, забезпечити виконання вимог відповідності, а саме достатність

резервних потужностей.

12. При більш високих ніж передбачає базовий сценарій темпах нарощування потужності

ЕНП, виникає необхідність у впровадженні додаткових спеціальних заходів з

підвищення маневрових можливостей вітчизняної енергосистеми для забезпечення

можливості їх інтеграції до складу ОЕС України, що приведе до зростання цін на

електроенергію.

13. При нижчих, ніж передбачено базовим сценарієм, рівнях зростання попиту на

електроенергію, виникає необхідність у впровадженні додаткових спеціалізованих

заходів з підвищення маневрових можливостей вітчизняної енергосистеми, що

приведе до зростання цін на електроенергію.

14. Зростання цін на електроенергію обумовлене, як очікуваним стабільним зростанням

потужності ЕНП, так і впровадженням нової моделі ринку електроенергії може


128

обумовити виникнення кризи неплатежів, з огляду на купівельну спроможність

споживачів електроенергії та дуже негативно вплинути на загальноекономічну

ситуацію в країні.

В таблиці 6.4. наведені основні ризики щодо можливості реалізації базового сценарію

та відповідні заходи щодо їх мінімізації.

Забезпечення виконання вимог адекватності генерації обумовлює необхідність

реалізації наведених в таблиці 6.4 заходів, основна частина з яких знаходяться поза межами

компетенції оператора системи передачі, зокрема, щодо надійності забезпечення паливом

АЕС та ТЕС, вирішення проблем з відходами, стрімкого зростання цін на електроенергію

тощо.

Для мінімізації означених ризиків, оператор системи передачі, з точки зору наданих

Законом «Про ринок електроенергії» в Україні повноважень, може лише використовувати

передбачені Законом механізми, а саме – виступати ініціатором нового будівництва,

реконструкції (модернізації) та подовження терміну експлуатації генеруючих потужностей та

впровадження заходів з управління попитом, при недостатності запланованих рішень з

розвитку генерації та впровадження заходів з управління попитом існуючих

енергогенеруючих компаній та нових інвесторів, для забезпечення адекватності, а також

використовуючи норму статті 21 частини 2 Закону «Про ринок електроенергії», згідно якої:

«Приєднання електроустановок до електричних мереж не має призводити до порушення

нормативних вимог щодо надійності електропостачання та якості електричної енергії для

користувачів електричної системи», вводити певні обмеження на впровадження ВДЕ,

виходячи з технічних можливостей забезпечення безпеки постачання та операційної безпеки

ОЕС України в цілому або в окремих її вузлах.

Мінімізація інших ризиків лежить, як відзначалося, поза межами компетенції ОСП,

при цьому на сьогодні важко оцінити ефективність використання механізму покупки послуг з

розвитку генерації та заходів з управління попитом в Україні для забезпечення адекватності

генеруючих потужностей, а в статті 21 Закону «Про ринок електроенергії» пункт 2 вступає в

протиріччя з пунктом 1, що робить застосування статті 2 вельми проблематичною для

мінімізації ризиків порушення вимог безпеки постачання та операційної безпеки шляхом

обмеження нарощування потужностей електростанцій, які працюють, використовуючи ВДЕ.

Якщо означені ризики не будуть мінімізовані то виникає реальна загроза того, що

реалістичним може стати песимістичний сценарій «розвитку» традиційної генерації (табл.

6.5) коли через відсутність фінансування НПСВ енергоблоки на ТЕС та ТЕЦ будуть виводитись

з роботи. При такому сценарію вже на рівні 2024 - 2025 років покриття максимумів

навантаження неможливо, при відсутності імпорту, без використання газомазутних

енергоблоків, які вже довгий час знаходяться в консервації і можливість їх використання

через 5 – 6 років маловірогідна. Але навіть при можливості їх використання на рівні 2026

року гарантовано виникає дефіцит власної генерації для покриття максимуму навантажень

ОЕС, який швидко буде зростати.

Якщо спеціальні заходи з підвищення маневрових можливостей ОЕС України не

будуть реалізовані виникає дефіцит резервних потужностей (рис. 6.11), при цьому повністю

забезпечити виконання вимог КСП щодо резервів практично не можливо, бо це потребує


129

або практично повного заміщення потужностей АЕС потужностями ТЕС та ГЕС (ГАЕС), або

повної зупинки ЕНП. Лише при «порушені» вимог щодо резервів заміщення при зниженні

потужностей АЕС приблизно на 40% або ЕНП вдвічі, можливо забезпечити виконання вимог

щодо резервів відновлення частоти та частково її підтримки, що ілюструють рисунки 6.12 –

6.13.

Звісно, що необхідність обмеження потужності АЕС або ЕНП буде вести до зростання

цін на електроенергію для споживачів, що ілюструють показники базового сценарію

скореговані на відсутність означених заходів при обмеженнях на потужність АЕС (рис. 6.14).

При такому розвитку подій надійна робота ОЕС України в ізольованому режимі стає

проблематичною, що робить малореалістичною можливість інтеграції до ENTSO-E.


Таблиця 6.4 - Можливі ризики та заходи з мінімізації їх впливу на відповідність (адекватність) генерації обсягам та режимам споживання

електричної енергії

Вид ризику Заходи з мінімізації ризику

Розвиток ВДЕ не узгоджений з можливостями забезпечити їх балансування

1. Прискорення реконструкції вугільних блоків з підвищенням їх маневрених характеристик. 2. Впровадження електростанцій зі швидким стартом. 3. Впровадження високоманевреної газової генерації. 4. 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, системи підтримки частоти на базі акумуляторних батарей, тощо.

5. Забезпечення достатньої потужності енергоблоків ТЕС для заміщення потужності АЕС при покритті ГЕН.

6. Прийняття Закону «Про внесення змін до деяких законів України щодо забезпечення конкурентних умов виробництва електричної енергії з альтернативних джерел енергії» з можливістю квотування обсягів впровадження ВДЕ з обґрунтованих технічних та економічних причин.

7. Використання можливостями наданими частиною 2 статті 21 Закону України про ринок електроенергії щодо можливості відмови у приєднанні електростанцій з негарантованою потужністю до мереж.


131



Відсутність надійних джерел інвестування в розвиток генеруючих потужностей та заходів з управління попитом

1. Створення ефективної системи підтримки інвестицій в необхідному для забезпечення виконання вимог безпеки постачання та операційної безпеки рівнях, зокрема, для реалізації заходів з «екологізації» та реконструкції існуючої теплової генерації або будівництва нової необхідної потужності.

2. Створення внутрішніх джерел фінансування масштабних інфраструктурних проектів, зокрема, в електроенергетиці, на основі створення відповідних національних фінансових установ типу Банку реконструкції та розвитку, стимулювання розміщення необхідних виробництв в Україні, локалізація тощо.

Виведення з роботи генеруючих потужностей потреба в яких обумовлена вимогами забезпечення балансової надійності, але підтримка яких в роботі недоцільна з економічних причин для їх власників

1. Забезпечення механізмів підтримки генеруючих потужностей на необхідному рівні з точки зору їх достатності для покриття перспективного попиту споживачів в електричній енергії, зокрема, шляхом введення допоміжної послуги щодо оплати необхідних холодних резервів.

2. Виведення з працездатного стану ТЕС ГК виключно за погодженням з ОСП.

Неконкурентоспроможність «екологізованих» та реконструйованих енергоблоків ТЕС відносно тих, що можуть працювати 20 та 40 тисяч годин.

1. Впровадження плати за потужність з урахуванням екологічних показників. 2. Збільшення екологічних податків (платежів).


132



Невиконання Директив ЄС щодо викидів забруднювачів в повітря

1. Коригування НПСВ. 2. Забезпечення джерелами фінансування передбачених НПСВ заходів. Доцільно їх

проводити одночасно з роботами по реконструкції енергоблоків з використанням можливості щодо придбання послуги щодо реконструкції(модернізації) існуючих генеруючих потужностей.

Жорсткі обмеження на викиди ПГ та високі зобов’язання щодо потужностей ВДЕ у перспективі

Об’єктивна оцінка реальних можливостей реалізації стратегії низьковуглецевого розвитку в умовах України з огляду на реальний потенціал розвитку її економіки.

Неможливість захоронення відходів спалювання вугілля та відходів установок зниження викидів окислів сірки

Прийняття на загальнодержавному рівні рішень щодо вирішення проблем утилізації/захоронення відходів спалювання вугілля та відходів від установок зниження викидів окислів сірки.

Високі платежі за викиди ПГ Коректна оцінка наслідків впровадження високих платежів за викиди ПГ на загальнодержавному рівні та їх впливу на розвиток економіки.

Дефіцит ядерного палива Диверсифікація джерел постачання ядерного палива, створення необхідних запасів.

Дефіцит вугілля, зокрема марок АШ+Т

1. Переведення вугільних ТЕС на спалювання високореакційних марок вугілля та нарощування їх видобутку.

2. Визначення довгострокових можливостей імпорту вугілля, оцінка можливої логістики, визначення та реалізація заходів з підвищення можливостей імпорту.

3. Створення необхідних запасів вугілля.


133



Дефіцит природного газу 1. Створення стратегічних запасів природного газу. 2. Розбудова спроможності щодо його імпорту з європейських країн.

Неплатежі за електроенергію Відсутні

Відсутність зростання попиту на електроенергію Відсутні

Відсутність можливості мати достатній рівень резервів та балансуючих потужностей через їх фізичну відсутність або проведення власниками генерації політик роботи на ринку електроенергії, які не забезпечують можливість покупки необхідних резервів

Відсутні

Робота АЕС на новому ринку електроенергії не враховує наявність обмежень на їх потужність

Відсутні

Невірна оцінка відповідності (достатності) генеруючих потужностей у перспективі при підготовці Звіту

Підвищення можливостей оператора системи передачі по прогнозуванню та плануванню розвитку ОЕС України


134

Таблиця 6.5 – Потужність за типами генерації згідно песимістичного сценарію, МВт

Потужність: 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

ТЕС ГК вугільні 15 432 14 197 12 772 10 322 7 777 6 677 4 940 3 940 2 635 2 265

ТЕС ГК газомазутні 3 800 3 800 3 800 3 800 3 800 3 800 3 800 3 800 3 800 3 800

ТЕЦ 4 380 4 140 3 960 3 720 3 640 3 500 3 200 3 200 3 200 3 200

ГЕС 4 880 4 880 4 900 4 950 5 032 5 133 5 180 5 236 5 584 5 696

ГАЕС 1 985 1 985 2 136 2 136 2 287 2 287 2 287 2 438 2 438 2 438

АЕС 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835 13 835

Високоманеврові ТЕС зі швидким стартом 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


СПРЧ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт


СЕС

ВЕС

ТЕС

ТЕЦ

АЕС


Рисунок 6.11 (а) – Графік навантаження ОЕС України для доби сезону повені 2024 р. за

відсутності реалізації заходів з підвищення маневреності генеруючих потужностей

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт

РЗН_Д

РЗН_Ф

РВЧН_Д

РВЧН_Ф

РПЧН_Д

РПЧН_Ф


ОЕС України для доби сезону повені 2025 р. за відсутності реалізації заходів з підвищення




136

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

ГВт

РЗР_Д

РЗР_Ф

РВЧР_Д

РВЧР_Ф

РПЧР_Д

РПЧР_Ф





4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

ГВт


відсутності реалізації заходів з підвищення маневреності генеруючих потужностей та

обмеження потужності АЕС


137

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

ГВт



маневреності генеруючих потужностей та обмеження потужності АЕС (РПЧН – первинний,

РВЧН – вторинний, РЗН – заміщення потужності)

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

ГВт



маневреності генеруючих потужностей та обмеження потужності АЕС (РПЧН – первинний,



138

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

ГВт


відсутності реалізації заходів з підвищення маневреності генеруючих потужностей та

обмеження потужності ЕНП

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

ГВт



маневреності генеруючих потужностей та обмеження потужності ЕНП (РПЧН – первинний,



139

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

ГВт



маневреності генеруючих потужностей та обмеження потужності ЕНП (РПЧН – первинний,



140

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

2020 2022 2023 2025 2027 2029

млрд. грн.ГВтСПРЧ

СПВП

СЕС

ВЕС

ГАЕС

ГЕС

ТЕЦ

ТЕС шв. старт

ТЕС газові

ТЕС вугільні

АЕС

Інвестиції

Структура генеруючих потужностей (ГВ), інвестиції (млрд. грн.) накопичувальним підсумком

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0

25

50

75

100

125

150

175

200

2020 2022 2023 2025 2027 2029

грн/кВт годмлрд кВт годВЕС, СЕС

ГЕС, ГАЕС

ТЕС, ТЕЦ

АЕС

Ціна, пом.пл.ПГ

Ціна, вис.пл.ПГ


0102030405060708090100110120

02468

1012141618202224

2020 2022 2023 2025 2027 2029

млн тонн СО2 еквмлн тонн

Вугілля

Прирдний газ

Викиди ПГ


Рисунок 6.14 - Показники розвитку генеруючих потужностей за базовим сценарієм за відсутності реалізації заходів з підвищення маневреності генеруючих потужностей


141

ВИСНОВКИ

1. Аналіз поточного стану генерації та режимів роботи ОЕС України показав наявність

значних проблем щодо забезпечення балансової надійності через переобтяження

структури генеруючих потужностей базовими потужностями (АЕС та переважна

частина енергоблоків теплової генерації) і гострим дефіцитом маневрених

потужностей, який наростає в умовах швидкого будівництва електростанцій з

негарантованою потужністю та зниження частки базового навантаження.

2. Прогнозування розвитку економіки та енергетики України здійснювалось в умовах

дуже високої невизначеності щодо майбутніх умов їх функціонування та розвитку,

що обумовлено низкою факторів, зокрема:

- агресією РФ та втратою контролю над частиною території країни,

невизначеністю можливих термін та умов завершення конфлікту з РФ;

- відсутністю реалістичних стратегій економічного розвитку країни та окремих її

секторів, зокрема, щодо розвитку енергетики країни, які є адекватними

реальним можливостям економіки країни та зовнішньополітичній ситуації;

- наявністю великої кількості проблем в економіці та енергетиці країни тощо.

Це обумовлює можливість розвитку економіки та енергетики за принципово

різними сценаріями у перспективі.

3. Виконанні дослідження по формуванню узгоджених варіантів розвитку економіки

та енергетики країни в межах сценарних припущень щодо граничних та проміжних

сценаріїв їх можливого розвитку дозволив визначити найбільш доцільні напрямки

розвитку генерації ОЕС та сформувати відповідну стратегію розвитку генеруючих

потужностей енергосистеми України на довгострокову перспективу.

4. В межах означеної стратегії сформовано базовий сценарій розвитку генерації на

найближчі 10 років, як перший етап її реалізації, який передбачає:

- збереження «надлишку» встановленої потужності на енергоблоках вугільних

ТЕС з огляду на необхідність проведення робіт з реконструкції та екологізації

встановлених на них енергоблоках, а також необхідність мати можливість

компенсації за рахунок роботи ТЕС проблем, що можуть виникнути при

неможливості подовження терміну роботи всіх існуючих енергоблоків АЕС на

20 років, зсувів термінів та/або відмову від реалізації проектів збільшення

потужності ГАЕС, швидкому нарощування потужностей генерації на базі

альтернативних джерел енергії, тощо. Встановлена потужність вугільних ТЕС

повинна становити біля 16 ГВт, а доступна не менш 12 ГВт. В якості додаткового

резерву забезпечення потужності енергосистеми доцільно залишити в стані

резерву газомазутні блоки одиничною потужністю 300 МВт (2 одиниці);

- відносно помірні темпи нового будівництва електростанцій з негарантованою

потужністю, що використовують ВДЕ, та реалізацію заходів щодо збільшення

можливостей ОЕС України по їх інтеграції до свого складу за рахунок


142

впровадження високоманеврових ТЕС зі швидким стартом загальною

потужністю до 3 ГВ та систем підтримки частоти на базі акумулювання

електроенергії загальною потужністю біля 2 ГВт на рівні 2020 року;

- збільшення потужності ГЕС за рахунок реконструкції діючих електростанцій

(Канівської, Кременчуцької, Дніпровської, Верхньодніпровської,

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

Каховській ГЕС-2 (250 МВт).

- введення в роботу 4-го гідроагрегату на Дністровський ГАЕС та двох

гідроагрегатів на Канівській ГАЕС;

- передбачається подальше виконання робіт з подовження термінів експлуатації

та підвищення безпеки роботи енергоблоків існуючих АЕС;

- реалізація спеціальних заходів з підвищення маневрових можливостей ОЕС

України за рахунок будівництва нових високоманеврових потужностей зі

швидким стартом та впровадження заходів з керованого управління попитом.

5. Головними проблемами (ризиками) щодо можливості реалізації сформованої

стратегії та цільового сценарію розвитку генерації та впровадження заходів з

управління попитом є:

- відсутність джерел фінансування відповідних проектів;

- недоцільність підтримки в роботі потужностей теплової генерації, які не будуть

постійно задіяні для покриття ГЕН за нової моделі ринку електроенергії;

- неконкурентоспроможність реконструйованих та «екологізованих»

енергоблоків вугільних ТЕС відносно тих, що можуть працювати 20 та 40 тис.

год. без необхідності досягнення нормативних вимог щодо викидів

забруднювачів в повітря;

- відсутність стратегії розвитку атомної енергетики щодо заміщення

енергоблоків існуючих АЕС, які будуть вибувати з роботи.

6. Для забезпечення реалізації базового сценарію ОСП передбачає ініціювання

проведення конкурсів щодо розвитку генерації та впровадження заходів з

управління попитом. Конкретні пропозиції щодо обсягу, термінів та вимог до

генерації та заходів з управління попитом передбачається підготувати після

створення відповідної нормативно-правової бази щодо придбання відповідних

послуг.

7. З огляду на те, що НПСВ схвалено КМУ, доцільно з залученням Міненерговугілля

України, НКРЕКП, ОСП та компаній-власників вугільних енергоблоків розробити

загальний план їх реконструкції та «екологізації», з метою максимально-

ефективного використання можливостей фінансової підтримки заходів з

«екологізації» енергоблоків вугільних ТЕС та їх реконструкції.

8. З огляду на те, що впровадження механізму плати за потужність дозволяє

вирішити низку проблем, зокрема – забезпечити гарантування наявності

необхідної потужності генерації та заходів з управління попитом для мінімізації

ризиків невиконання вимог безпеки постачання та операційної безпеки,

пріоритетне залучення «еклогізованих» енергоблоків ТЕС до покриття ГЕН,


143

доцільно детально опрацювати відповідні питання на рівні НКРЕКП,

Міненерговугілля та ОСП.

9. Для мінімізації ризиків щодо невиконання вимог забезпечення

відповідності(достатності) генерації ОЕС України необхідно забезпечити реалізацію

заходів, які лежать поза компетенції ОСП, зокрема – паливозабезпечення,

утилізація/використання відходів спалювання вугілля та зниження викидів окислів

сірки, обґрунтованість платежів за викиди ПГ та зобов’язань по можливості їх

викидів країною у перспективі та планів розвитку ВДЕ тощо.

10. Базовий сценарій також передбачає підвищення можливостей оператора системи

передачі щодо оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей,

зокрема, розрахунку ймовірнісних показників балансової надійності генеруючих

потужностей, вирішення задач прогнозування розвитку генерації в умовах

запровадження нового ринку електроенергії, прискореного розвитку ВДЕ,

уточнення наслідків інтеграції з європейським ринком електроенергії при переході

на паралельну роботу з ENTSO-E, зростання впливу рішень з розвитку

електроенергетики на розвиток економіки тощо.


144

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.

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


145

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

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. Shulzhenko SV Efficiency Indicators of Power Plants Operations and Development under

Market Conditions (Ukr.) / SV Shulzhenko // // The Problems of General Energy. – 2009. –

№20. – P. 16–19.

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.


146

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.

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 /


147

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)

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. 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

короткострокових прогнозів викидів парникових газів та різних сценаріїв розвитку

економіки України/ науковий керівник А.А Верлань [та ін.], ТОВ «Карбон Емішн

Партнершип». – К.2013

http://www.entsoe.eu/


148

55. 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.

56. 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.

57. 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

58. 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

59. Изменение климата, 2007г.: Обобщающий доклад. Вклад рабочих групп I, II и III в

Четвертый доклад об оценке Межправительственной группы экспертов по изменению

климата. [под ред. Пачаури Р. К., Райзингер А. и др.]. МГЭИК, 2007.– 104 с.

60. Climate Impacts on Energy Systems, 2011: Key Issues for Energy Sector Adaptation (Eds. J.

Ebinger and W. Vergara). The International Bank for Reconstruction and Development / The

World Bank, Washington DC, USA. ISBN: 978-0-8213-8697-2, doi: 10.1596/978-0-8213-8697-2,

224 pp.

61. Wilbanks, Thomas; Bhatt, Vatsal; Bilello, Daniel; Bull, Stanley; Ekmann, James; Horak, William;

Huang, Y. Joe; Levine, Mark D.; Sale, Michael J.; Schmalzer, David; and Scott, Michael J.,

"Effects of Climate Change on Energy Production and Use in the United States" (2008). US

Department of Energy Publications. 12. http://digitalcommons.unl.edu/usdoepub/12

62. Бєгун С.В. Виклики та пріоритети розвитку гідроенергетики в Україні // Стратегічні

пріорітети -№3(36), 2015. - С.31-39.

63. Climate Change 2013: The Physical Science Basis. IPCC Working Group I Contribution to AR5:

Approved Summary for Policymakers. WMO-IPСС — Режим доступу:

http://www.ipcc.ch/pdf/assessment-report/ar5/wg1/ WG1AR5_SPM_FINAL.pdf

64. Кількісна оцінка та прогнозування стану кліматичної системи за даними спостережень та

даних регіональних кліматичних моделей. Звіт про НДР (заключний), шифр роботи 1/14.

– К.: УГМІ, 2016. № держреєстрації 0114U004595. – 306 с.

65. Краковська С.В, Гнатюк Н.В. Зміни поверхневого річкового стоку в Україні до 2050 року за

проекцією регіональної кліматичної моделі РЕМО // Геоінформатика. – № 3 (47), 2013. -

С.76-81.

66. Краковська С.В., Паламарчук Л.В., Шедеменко І.П., Дюкель Г.О., Гнатюк Н.В. Верифікація

даних світового кліматичного центру (CRU) та регіональної моделі клімату (RЕМО) щодо

прогнозу приземної температури повітря за контрольний період 1961-90 рр. // Наук.

праці УкрНДГМІ. -№257, 2008. - С. 42-60.

https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/projected_costs.pdf

http://www.energy-community.org/pls/portal/docs/2386185.PDF

http://www.energy-community.org/pls/portal/docs/2386185.PDF

http://digitalcommons.unl.edu/usdoepub/12


149

67. Паламарчук Л.В., Краковська С.В., Шедеменко І.П., Дюкель Г.О., Гнатюк Н.В. Верифікація

даних світового кліматичного центру (CRU) та регіональної моделі клімату (RЕМО) щодо

прогнозу поля опадів в Україні за контрольний період 1961-1990 рр. // Наук. праці

УкрНДГМІ. -№258, 2009.

68. Краковська С.В. Проекції приземної температури та відносної вологості повітря в

областях України до середини ХХІ ст. за даними ансамблів регіональних кліматичних

моделей / С. В. Краковська, Л. В. Паламарчук, Н. В. Гнатюк, Т. М. Шпиталь //

Геоінформатика. – № 3 (67), 2018. -С.62-77.

69. Краковська С.В., Паламарчук Л.В., Білозерова А.В., Шпиталь Т.М. Загальна хмарність в

Україні до середини ХХІ ст. за даними ансамблю регіональних кліматичних моделей.

Геоінформатика. 2017. №3(63). С. 56-66.

70. Краковська С.В., Паламарчук Л.В., Гнатюк Н.В., Шпиталь Т.М., Шедеменко І.П. Зміни поля

опадів в Україні у ХХІ ст. за даними ансамблю регіональних кліматичних моделей.

Геоінформатика. 2017. №4(64). С. 59-71.

71. Балабух В. А. Проекции изменения климатических средних и показателей

экстремальности термического режима к середине ХХІ века в Украине/ В. А. Балабух, Л.

В. Малицкая, С. Н. Ягодинец, Е. Н. Лавриненко //Природопользование.– Минск,

Республика Беларусь, 2018.– №1. –С.97-113.

72. Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009

concerning common rules for internal market in electricity and repealing Directive

2003/54/EC) [Електронний ресурс]. – Режим доступу: http://eur-lex.europa.eu/legal-

content/EN/TXT/?uri=uriserv: OJ.L_.2009.211.01.0055.01.ENG&toc=OJ:L:2009:211:TOC

73. 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

74. 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

75. 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.

76. 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

77. Питання розвитку генерації з ВДЕ в "Острові Бурштинської ТЕС". https://ua.energy/wp-

content/uploads/2018/08/Pytannya-rozvytku-generatsiyi-z-VDE-v-Ostrovi-BuTES.pdf

http://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=uriserv:%20OJ.L_.2009.211.01.0055.01.ENG&toc=OJ:L:2009:211:TOC

http://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=uriserv:%20OJ.L_.2009.211.01.0055.01.ENG&toc=OJ:L:2009:211:TOC

https://www.oecd-nea.org/ndd/pubs/2015/7057-proj-costs-electricity-2015.pdf

http://195.78.68.67/minugol/doccatalog/document?id=245234103

http://www.seia.gov.ua/seia/doccatalog/document?id=638134

https://ua.energy/wp-content/uploads/2018/08/Pytannya-rozvytku-generatsiyi-z-VDE-v-Ostrovi-BuTES.pdf

https://ua.energy/wp-content/uploads/2018/08/Pytannya-rozvytku-generatsiyi-z-VDE-v-Ostrovi-BuTES.pdf


150

78. СОУ-Н ЕЕ 40.1-00100227-101:2014. Норми технологічного проектування енергетичних

систем і електричних мереж 35 кВ і вище. Київ, Міністерство енергетики та вугільної

промисловості України, ДП «НЕК «Укренерго», 2014 р.

79. Цілі сталого розвитку: Україна. Національна доповідь // Міністерство економічного

розвитку і торгівлі України. – Київ, 2017. – 176 с.

80. Паливно-енергетичні ресурси України. Статистичний збірник // Державна служба

статистики України. – Київ, 2018. – 194 с.

81. Закон України від 13.04.2017 №2019-VIII «Про ринок електричної енергії України» /

Відомості Верховної Ради (ВВР), 2017, № 26-27, 312 с.

82. Енергетична стратегія України на період до 2035 року "Безпека, енергоефективність,

конкурентоспроможність", схвалена розпорядженням Уряду від 18 серпня 2017 р. №

605-р

83. Енергетична стратегія як інструмент політики енергетичної безпеки. Збірник матеріалів

науково-практичної конференції (Київ, 23 грудня 2014р.) // Національний інститут

стратегічних досліджень. – Київ, 2014, 167 с.

84. Сучасний стан, проблеми та перспективи розвитку гідроенергетики України. Аналітична

доповідь // Національний інститут стратегічних досліджень. – Київ, 2014. – 111 с.

85. Політика енергоефективного розвитку і зміни клімату. Монографія / В.Я. Шевчук,

Н.Р. Малишева, Т.Т. Ковальчук, І.Г. Манцуров та ін. // За ред. В.Я. Шевчука – К.: ЦП

«Компринт», 2014. – 218 с.

86. Платформа економічного патріотизму: невідкладні заходи // Антикризова рада

громадських організацій. – Київ, 2017. – 38 с.

87. Generation Adequacy Report on the electricity supply-demand balance in France. 2016 Edition

// RTE. – France, 2016. – 129 p.

88. Shulzhenko SV Efficiency Indicators of Power Plants Operations and Development under

Market Conditions (Ukr.) / SV Shulzhenko // // The Problems of General Energy. – 2009. –

№20. – P. 16–19.

89. Shulzhenko SV, Denisov VA Competitiveness of Fuel Cells with Tradistional Electric and

Thermal Power Heneration Technologies (Ukr.) / SV Shulzhenko, VA Denisov // The Problems

of General Energy. – 2014 – Issue 3(38) – P.29 – 35.


151

Додаток А

Поточна ситуація з забезпеченістю резервами генеруючих

потужностей ОЕС України

На сьогодні в прогнозному «Добовому диспетчерському графіку навантаження ОЕС

України», що розробляється ДП «Енергоринок», необхідно забезпечити в основній частині

ОЕС:

- не менше 1000 МВт холодного мобільного резерву на ТЕС з тривалістю пуску до 8

годин;

- не менше 1000 МВт гарячого (обертового) резерву на завантаження сумарно на

ТЕС (крім Луганської ТЕС), ГЕС (крім Київської, Канівської та Дністровської ГЕС) та

на Дністровській ГАЕС. Гарячий резерв розподіляється наступним чином - на ТЕС

передбачається резерв величиною від 400 до 700 МВт, на ГЕС та Дністровській

ГАЕС – 300-600 МВт, в залежності від забезпечення гідроресурсами. При

зменшенні холодного резерву величина гарячого резерву на ТЕС збільшується на

величину, за формулою 0,2*(1000 - Рзаплан.хол.мобільн.рез) МВт;

- не менше 200 МВт гарячого (обертового) резерву на розвантаження на ТЕС,

100-200 МВт на ГЕС.

Ці вимоги суттєво нижчі, ніж вимагаються КСП, при цьому і вони не завжди

виконуються, так холодний мобільний резерв на ТЕС 2018 р. склав в середньому всього

511 МВт, а у певні дні потужність гарячого (обертового) резерву була нижча за необхідну

(фактичний гарячий резерв за 2018 рік на ТЕС склав – 560 МВт).

Резерви «Острова БуТЕС»: Величина гарячого резерву повинна бути не меншою

потужності найбільш потужного працюючого блока, ±9 МВт первинного резерву. Також

необхідно передбачати на БуТЕС наявність в холодному резерві не менше одного блоку для

забезпечення критерію надійності «N-1» роботи «острова».

Аналіз достатності резервів регулювання частоти та активної потужності в ОЕС України

за різних режимів роботи енергосистеми показав, що обсягу автоматичного резерву

відновлення частоти, який можливо на постійній основі підключити до ЦР САРЧП ОЕС України

(таблиця А1), критично мало, що ставить під загрозу підтримання стабільності частоти та

надійність ОЕС України в цілому. Автоматичний резерв відновлення частоти, який наразі

зосереджений на ГЕС Дніпровського каскаду, не забезпечує в повній мірі потреб

енергосистеми. Це обумовлено, в першу чергу, наявністю базового навантаження

гідроагрегатів ГЕС для розміщення на них відповідного регулювального діапазону, а також

сезонними та екологічними обмеженнями водного режиму річки Дніпро. Фактичний АРВЧ на

ГЕС складає від ±200 – 300 МВт.

Оскільки енергоблоки ТЕС ГК після проведення на них реконструкцій мають маневрові

характеристики, що дозволяють змінювати активну потужність з відповідною швидкістю та

точністю в межах регулювального діапазону, з’являється можливість залучити їх до

автоматичного регулювання частоти та потужності під управлінням від ЦР САРЧП ОЕС

України.


152

Таблиця А1 –План підключення ССУ ТЕС ГК до ЦР САРЧП ОЕС України

№ блока Вид палива Підключення до ЦР САРЧП ОЕС України

I кв. 2019 II кв. 2019 III кв. 2019 IV кв. 2019 I кв. 2020

1. Курахівська ТЕС ТОВ "Східенерго"

3 ГД - - - - -

4 ГД - - - - -

5* ГД - - - -

6* ГД - - - -

7* ГД - - - -

8* ГД - - - -

9* ГД - - - -

2. Добротвірська ТЕС ПАТ "Західенерго"

5 ГД - - - - -

6 ГД - - - - -

7 ГД - - - - -

8* ГД - - - -

3. Запорізька ТЕС ПАТ "Дніпроенерго"

1* ГД - - - -

2 ГД - - - - -

3* ГД - - - -

4 ГД - - - - -

4. Вуглегірська ТЕС ПАТ "Центренерго"

1** ГД - - - - -

2** ГД - - - - -

3** ГД - - - - -

4** ГД - - - - -

5. Трипільська ТЕС ПАТ "Центренерго"

1 Персп. ГД - - - - -

2* АШ - - -

3 ГД - - - - -

4 ГД - - - - -

Бурштинська ТЕС ПАТ "Західенерго"

1 ГД - - - - -

2 ГД - - - - -

3** ГД - - - - -

4** ГД - - - - -

5* ГД - - - - -

6** ГД - - - - -

7* ГД - - - - -

8** ГД - - - - -

9** ГД - - - - -

10* ГД - - - - -

11** ГД - - - - -

12** ГД - - - - -


153

Продовження таблиці А1.

№ блока Вид палива Підключення до ЦР САРЧП ОЕС України

I кв. 2019 II кв. 2019 III кв. 2019 IV кв. 2019 I кв. 2020

Криворізька ТЕС ПАТ "Дніпроенерго"

1* Персп. ГД - - - -

2 АШ (суміш) - - - - -

3* АШ (суміш) - - - -

4 АШ (суміш) - - - - -

5 АШ (суміш) - - - - -

8 АШ (суміш) - - - - -

10 АШ (суміш) - - - - -

* - блок пройшов РК

** - блок пройшов РК АСК ТП

В той же час нагальним завданням для оператора системи передачі залишається

підготовка ОЕС України до тестування ізольованого режиму роботи як етапу інтеграції в

мережу континентальної Європи ENTSO-E, а ключовим фактором - забезпечення необхідних

обсягів резервів підтримки частоти (РПЧ). Відповідно до Дорожньої карти процесу

синхронізації, що є додатком до Угоди про умови майбутнього об’єднання енергосистем

України та Молдови з енергосистемою континентальної Європи, тестування ізольованого

режиму має бути проведено в 2021-2022 роках.

Під час визначення необхідних для ОЕС України обсягів РПЧ основним чинником є

аварійний розрахунковий небаланс потужності ОЕС України, який може призвести до

аварійного відхилення частоти, небезпечного для АЕС, або до спрацювання АЧР та/або інших

пристроїв ПА, що діють на вимкнення споживачів. Наразі реконструйованими

енергоблоками ТЕС/ТЕЦ була задекларована відповідність вимогам РПЧ в обсязі близько

±333 МВт, що складає третину від потреб енергосистеми (табл. А2).

Для участі в покритті решти РПЧ та створення конкурентного середовища на ринку

допоміжних послуг, стає очевидною необхідність залучення до регулювання більшої

кількості енергоблоків ТЕС.

Беручи до уваги експлуатаційний ресурс основного обладнання ТЕС ГК, прогнозне

паливозабезпечення, терміни виконання Національного плану скорочення викидів від

великих спалювальних установок, географічне розташування ТЕС ГК, були визначені 15

енергоблоків, які доцільно в найближчі 2-4 роки залучити до регулювання частоти та

потужності, що дозволить додатково розмістити на них РПЧ в обсязі близько ±200 МВт (табл.

А3). Генеруючі компанії підтвердили готовність до проведення реконструкції систем

регулювання 6 енергоблоків в період до кінця 2023 року.

Важливе значення має можливість АЕС приймати участь у забезпеченні РПЧ, за

проектними показниками кожен блок АЕС встановленою потужністю 1000 МВт може

забезпечити РПЧ у обсязі до ±20 МВт.


154

Таблиця А2 – Перелік блоків ТЕС і ТЕЦ, які задекларували відповідність вимогам РПЧ, але

не провели випробування з метою підтвердження відповідності вимогам оператора

системи передачі

№

з/п

Назва ТЕС/ТЕЦ № блоку ТЕС Значення РПЧ, МВт Вид палива

ПАТ "Дніпроенерго"

1. Запорізька ТЕС 1 16 ГД

2. Запорізька ТЕС 3 16 ГД

3. Криворізька ТЕС 1 15 Персп. ГД

4. Криворізька ТЕС 3 15 АШ (суміш)

ТОВ "Східенерго"

5. Курахівська ТЕС 5 11 ГД





10. Луганська ТЕС 10 10 АШ

11. Луганська ТЕС 13 10 АШ

ПАТ "Західенерго"

12. Бурштинська ТЕС 3 10 ГД










22. Добротвірська ТЕС 8 8 ГД

ПАТ "Центренерго"

23. Вуглегірська ТЕС 1 15 ГД



26. Трипільська ТЕС 2 16 АШ

ПАТ "Харківська ТЕЦ-5"

27. Харківська ТЕЦ-5 1 6 Газ



Усього: 29 блоків Сумарний РПЧ: +/- 333 МВт


155

Таблиця А3 – Перелік енергоблоків ТЕС ГК для робіт з технічного переоснащення системи

автоматичного регулювання

№

з/п

Назва ТЕС/ТЕЦ №

блоку

ТЕС

Вид

палива

Рік, в який очікується проведення робіт з модернізації АСК

ТП блока

2019 2020 2021 2022 2023

ПАТ "Дніпроенерго"

1. Запорізька ТЕС 2 ГД - - - -

2. Запорізька ТЕС 4 ГД - - -

3. Криворізька ТЕС 3 АШ

ПАТ "Західенерго"

4. Добротвірська ТЕС 7 ГД - - - -

ПАТ "Центренерго"

5. Трипільська ТЕС 1 Персп.

ГД

- - - -

ПАТ "Донбасенерго"

6. Слов'янська ТЕС 7 АШ - - - -

При впровадженні електростанцій з негарантованою потужністю до складу ОЕС

України, зменшується можливість по розміщенню резервів на працюючих ТЕС та ГЕС, через їх

«витиснення» з графіку покриття ГЕН ЕНП при підтримці потужності АЕС на «постійному»

рівні. При цьому необхідно збільшення таких резервів через зростання вимог щодо обсягу

необхідної потужності для відновлення частоти в нормальному режимі роботи

енергосистеми. Це обумовлено необхідністю в реальному часі компенсувати

короткострокові цикли зниження-збільшення потужності ЕНП, які неможливо компенсувати

шляхом постійної зміни складу працюючих енергоблоків на ТЕС та ГЕС, бо вони можуть

вимірюватись сотнями МВт на протязі коротких термінів часу.

Поряд з цим, можливі похибки прогнозування потужностей ЕНП, які також можуть

складати сотні МВт, що потребує достатніх резервів для їх компенсації з можливістю швидкої

активації.

Тому ситуацію, яка склалась з резервами в ОЕС України, можна вважати критичною в

контексті подальшого нарощування потужності ЕНП та переходу на паралельну роботу з

ENTSO-E.


156

Додаток Б

Проблеми та перспективи розвитку реальних секторів економіки

України

При формуванні кількісних показників сценаріїв були у першу чергу враховані

проблеми та перспективи розвитку основних секторів реального сектору економіки, бо

розвиток сфери послуг, транспорту, енергетики та будівництва визначається саме

перспективами розвитку цих секторів економіки – по суті їх розвиток буде відповідати тренду

розвитку реального сектору економіки країни у перспективі, бо експортний їх потенціал

вкрай незначний, і при втраті Україною транзиту природного газу з Росії скорочення

валютних надходжень за рахунок цього чиннику навіть у середньостроковій перспективі

вони, скоріш за все, не зможуть компенсувати.

Гірничо-металургійний комплекс. Попри те, що гірничо-металургійний комплекс

залишається однією з базових галузей для економіки України, у його функціонуванні

протягом тривалого періоду зберігаються стійкі негативні тенденції, що поглибилися на тлі

погіршення соціально-економічної ситуації у східних регіонах України, де зосереджена

значна частина виробничих потужностей галузі.

Україна залишається нетто-експортером металургійної продукції, однак обсяги

експорту металургійної продукції значно скоротилися: у 2008 р. підприємствами галузі було

експортовано продукції на 27,6 млрд дол. США, у 2017 р. – 10,1 млрд дол. США. У структурі

експорту металургійної продукції традиційно переважає частка чорних металів, яка у 2017 р.

становила 85,6 %. На тлі істотного скорочення частки виробів з чорних металів це свідчить

про продовження тенденції до закріплення сировинної орієнтації українського експорту

металургійної продукції.

Незважаючи на переважання у галузі негативних тенденцій, масштабного відпливу

інвестицій протягом останніх років не відбулося. Однак повільне збільшення обсягів

капітальних інвестицій та прямих іноземних інвестицій у галузі не відобразилося на стані

основних засобів – ступінь їх зношеності продовжує збільшуватися, що серед іншого

зумовлено втратою виробничих потужностей у захоплених частинах Донецької та Луганської

областей.

Крім того, інвестуванню у виробництво перешкоджає посилення фінансових проблем

у підприємств галузі, переважна більшість яких залишалися збитковими. Попри значний

ступінь насиченості внутрішнього ринку вітчизняною продукцією, його ємність залишається

незначною, про що свідчить експортна орієнтація більшості провідних виробників

металопродукції України, які 40-70 % обсягів реалізації постачають на експорт.

Розвиток металургійної галузі в Україні відбувається у вкрай важких умовах та

характеризується цілою низкою внутрішніх системних проблем та посиленням негативного

впливу зовнішніх чинників. Серед проблем та загроз розвитку галузі слід насамперед

виділити наступні.


157

Низька ємність внутрішнього ринку металургійної продукції на тлі погіршення

зовнішньоекономічної кон’юнктури позбавляє національних виробників надійних ринків

збуту. Ситуація загострюється внаслідок посилення конкуренції на ринках Європи та Азії,

розгортання торговельних війн та протекціоністських заходів з боку основних партнерів

України у зовнішній торгівлі металопродукцією (ЄС, Туреччина, РФ), надлишку у світі

виробничих потужностей та домінування на ринку дешевого китайського прокату. Низький

попит на внутрішньому ринку пояснюється тим, що протягом 2014-2015 рр. відбулося значне

падіння виробництва у галузях економіки, що формують основний попит на

металопродукцію. У 2016-2017 рр. ситуація у металоспоживаючих галузях почала поступово

покращуватися, проте відновлення відбувається дуже повільно.

Недостатня номенклатура якісної кінцевої металургійної продукції та переважання у

структурі виробництва напівфабрикатів та сировини значно знижують конкурентні позиції

вітчизняних виробників на внутрішньому та зовнішніх ринках. Основні обмеження для

української продукції на металургійних ринках розвинених країн полягають у відсутності

попиту на українську готову металургійну продукцію. Розвинені країни надають перевагу

закупівлі напівфабрикатів для їх подальшої переробки у високоякісні готові вироби.

Послаблення позицій на внутрішньому та зовнішніх ринках спричинене значною

технологічною відсталістю галузі та високою енергоємністю металургійного виробництва в

Україні порівняно з іноземними лідерами галузі. Так, у сталевій галузі частка мартенівського

виробництва у 2017 р. зросла до 23%. Електричним способом виплавлялося лише 7% сталі. У

2017 р. через неефективну структуру виробництва сталі та падіння його обсягів на 12%

порівняно з попереднім роком Україна втратила позиції на світовому ринку сталі,

посунувшись з 10 на 12 місце у рейтингу.

Щорічно вітчизняна металургія споживає 6-7 млрд куб. м газу, тоді як більшість

світових виробників вже давно відмовилися від його використання, впровадивши технології

пиловугільного палива. Крім того, споживання коксу на тонну виплавленого чавуну в Україні

складає 500-550 кг, тоді як середня норма в світі становить 270-300 кг.

Несприятливі умови для розвитку галузі створюються також внаслідок низького рівня

забезпеченості підприємств сировиною через нарощування експорту металобрухту та

скорочення обсягів його заготівлі в Україні. Зараз в Україні діє експортне мито на відходи та

брухт чорних металів у розмірі 30 євро за тону, тоді як у багатьох країнах-партнерах у

зовнішній торгівлі металургійною продукцією рівень тарифного захисту є значно вищим и

становить 25-35 % від митної вартості. Крім того, за даними експертів галузі, на сьогодні

близько 70 % ринку заготівлі металобрухту перебуває в тіні.

Спостерігається відсутність системної державної підтримки галузі та недостатність

механізмів захисту вітчизняних виробників в умовах затяжної рецесії на світовому ринку

металургійної продукції. Натомість, розвиткові галузі перешкоджають окремі адміністративні

рішення уряду – наприклад постійне зростання регульованих державою тарифів на

залізничні вантажні перевезення, а також ставок за використання вагонів з боку ПАТ

«Укрзалізниця». Постійне підвищення тарифів та ставок істотно збільшує транспортну

складову собівартості промислової продукції, суттєво знижуючи конкурентоспроможність

промислової продукції на внутрішньому та зовнішніх ринках.


158

За прогнозами експертів протягом найближчих років на світових ринках

зберігатиметься несприятлива для нарощування українського експорту металургійної

продукції зовнішньоекономічна кон’юнктура. За таких умов перспективи розвитку

металургійної галузі України значною мірою пов’язані з розширенням внутрішнього ринку за

рахунок переорієнтації металургійних підприємств на задоволення внутрішніх потреб, а

також зниженням залежності від змін кон’юнктури на світових ринках. Перспективи

завершення операції об’єднаних сил (ООС) на Сході України поставлять перед країною

завдання проведення відновлюваних робіт, які потребуватимуть значного обсягу

металургійної продукції, що сприятиме збільшенню її виробництва з орієнтацією на

внутрішній ринок.

На сьогодні більше 70 % металургійного фонду України потребує модернізації – лише

виробництво устаткування для оновлення технологічної бази вимагає близько 200 млн т

українського прокату. У середньостроковій перспективі розширення внутрішнього

споживання металопродукції можливе за рахунок заміни зношених нафтогазопроводів та

трубопроводів у ЖКГ. За умови здійснення у майбутньому виваженої політики модернізації

та реструктуризації української економіки активними споживачами української

металопродукції можуть стати авіабудівні підприємства, заводи сільськогосподарського

машинобудування та суднобудування.

Хімічний комплекс. Продукція хімічного комплексу України користується високим

попитом на внутрішньому ринку, забезпечуючи функціонування металургійної, харчової,

легкої промисловості, сільського господарства. Протягом останніх років у структурі хімічного

комплексу відбулися суттєві зміни, спричинені втратою позицій Україною на ринку

мінеральних добрив внаслідок втрати контролю над розташованими у зоні ООС

потужностями, а також вимушеного призупинення роботи провідних підприємств галузі.

Отже, найбільших втрат серед підприємств хімічного комплексу зазнали саме

підприємства основної хімії: частка мінеральних добрив у структурі галузевого експорту, що

до 2014 р. складала більше 30%, у 2017 р. скоротилася до 5.8%. Наслідком стає збільшення у

структурі експорту галузі частки сировини, зокрема, оксиду алюмінію, який є сировиною для

виробництва алюмінію, вогнетривів, абразивів, сорбентів тощо (у 2017 р. – 59.9%) та урану

(16.7%). Орієнтація на виробництво продукції з низькою доданою вартістю призводить до

втрати галуззю експортного потенціалу – її частка у структурі товарного експорту скоротилася

з 10.2% у 2007 р. до 5.1% у 2017 р.

Попри певне нарощування обсягів капітальних інвестицій та відсутність масштабного

відпливу прямих іноземних інвестицій ступінь зношеності основних засобів у галузі

залишається високим та продовжує зростати, що й зумовлює високу енергоємність

підприємств.

Вкрай важким залишається фінансовий стан підприємств галузі: діяльність переважної

більшості основних виробників хімічної продукції (крім фармацевтичної продукції)

залишається збитковою.

Виробники фармацевтичної галузі зазнали менших втрат порівняно з іншими

підгалузями хімічного комплексу. Позиція українських фармацевтичних компаній на

внутрішньому ринку України є стійкою. Всі провідні виробники галузі зберігають орієнтацію


159

на внутрішній ринок, про що свідчить невисока частка експорту в обсягах реалізованої

продукції – у 2017 р. вона коливалася у межах 11-12% і лише лідеру галузі ПАТ «Фармак»

вдалося наростити її до 25,2%. Питома вага українських лікарських засобів у структурі

внутрішнього ринку залишається високою – у 2017 р. їх частка у структурі аптечних продажів

у натуральному вираженні становила 75%, а темпи приросту продажів у грошовому

вираженні становили 20,6%. Переважання частки вітчизняної продукції на внутрішньому

ринку зумовлене високою ціновою конкурентоспроможністю вітчизняної продукції, що

стимулює розвиток виробництва, збільшення обсягів реалізації, експортних потоків та частки

реалізованої за межі України фармпродукції. Високі показники рентабельності у галузі на

рівні 15-17% зумовлюють її прибутковість. Обсяги капітальних інвестицій у фармацевтичній

галузі у 2015-2017 рр. поступово нарощувалися. У той же час відбувався відплив прямих

іноземних інвестицій, обсяги яких, зважаючи на переважання на українському ринку

національних виробників, традиційно залишаються невисокими.

Нафтохімічна галузь характеризується історично високим рівнем імпорт-залежності,

що пояснюється недостатнім розвитком в Україні власного виробництва вуглеводнів та

пластмас, обмеженістю запасів нафти та природного газу, а також нерозвиненістю

виробничої бази через розташування за радянських часів більшості підприємств полімерної

промисловості СРСР на території Росії. Натомість, галузь з виробництва будівельних

матеріалів розвивається вищими темпами, що зумовлено забезпеченістю підприємств

вітчизняною сировиною та значною присутністю у галузі іноземних інвесторів у вигляді

великих транснаціональних компаній.

Галузь виробництва гумових та пластмасових виробів, іншої неметалевої мінеральної

продукції характеризується зростанням показників виробництва та стабільним збільшенням

обсягів реалізації. Це насамперед забезпечується галуззю виробництва неметалевої

продукції (здебільшого будівельних матеріалів), де обсяги реалізації вдвічі перевищують

загальний обсяг реалізації гумових та пластмасових виробів. Про орієнтацію виробництва на

внутрішній ринок свідчить невисока частка реалізованої за кордон продукції, яка демонструє

тенденцію до скорочення з 16,0% у 2015 р. до 13,4% у 2017 р. Обсяги експорту залишаються

порівняно невисокими, а загальна частка галузей у товарному експорті у 2017 р. становила

лише 3,1%. Найпривабливішою для інвестування залишається галузь виробництва

неметалевої продукції, де найбільші обсяги капітальних інвестицій зосереджені у

виробництві бетонно-цементної, гіпсової та скляної продукції.

Проблеми у галузі посилюються внаслідок розгортання у 2015-2017 рр. торгових війн з

боку РФ, яка залишається найбільшим партнером у торгівлі продукцією хімічного комплексу

(у 2017 р. частка РФ в експорті української хімічної продукції становила 41%, в імпорті –

16.6%). Після припинення у 2015 р. Договору про зону вільної торгівлі та блокування транзиту

української продукції територією РФ, РФ паралізує експорт української продукції до країн Азії,

значно обмежуючи можливості розвитку зовнішньої торгівлі хімічною продукцією з одним з

найбільш ємних та перспективних сегментів світового ринку.

Втрата виробничих потужностей хімічного комплексу України зумовлена втратою

контролю над розташованими у зоні ООС потужностями, а також вимушеним

призупиненням роботи багатьох підприємств. Значні збитки для хімічного комплексу України


160

зумовлені втратою контролю над підприємствами, розташованими в АР Крим. Так, серйозні

наслідки пов’язані з втратою провідного українського виробника кальцинованої соди ПАТ

«Кримський содовий завод» (90% вітчизняного ринку соди); одного з найбільших виробників

двоокису титану у Східній Європі ПрАТ «Кримський титан» (м. Армянськ), перейменованого

навесні 2015 р. власниками (Group DF) на «Юкрейніан Кемікал Продактс», а також єдиного в

Україні виробника брому, його солей та органічних сполук ПАТ «Бром» (м.

Красноперекопськ), частка якого на світовому ринку становить близько 2,5 %. Частину цих

підприємств було примусово націоналізовано, інші перереєстровано відповідно до

російського законодавства.

Спостерігається посилення імпортозалежності на ринку продукції хімічного комплексу

на тлі випереджаючого зростання імпорту порівняно з експортом. При цьому основну

номенклатуру імпорту традиційно становлять полімери, пластмаси та фармацевтичні товари

– продукція з високою доданою вартістю.

Низький рівень забезпеченості підприємств хімічного комплексу сировиною

послаблює позиції вітчизняних виробників нафтохімічної продукції на внутрішньому ринку

України. Наслідком недостатніх обсягів перероблення нафти стало зростання на

внутрішньому ринку частки імпортованих нафтопродуктів, яка на сьогодні складає більше

80%.

Хімічний комплекс є одним з найбільших споживачів у промисловості природного

газу, який для хімічного виробництва є не лише енергетичним ресурсом, але й сировиною

для виробництва продукції. Висока ресурсо- та енергоємність більшості виробництв

комплексу, збереження значної залежності від імпорту природного газу спричиняє подальшу

втрату цінової конкурентоспроможності на внутрішньому та зовнішньому ринках за

відсутності ефективних дій щодо впровадження ресурсо- та енергозберігаючих заходів на

підприємствах хімічного комплексу.

Результатом недосконалості технологій перероблення сировини стає недостатня

номенклатура у структурі реалізованої продукції хімічного комплексу кінцевої продукції з

високою доданою вартістю – композитних матеріалів з високими технічними

характеристиками, хімічних волокон, фармацевтичної продукції, – яка могла б компенсувати

негативні наслідки зниження цінової конкурентоспроможності продукції сировинних галузей

хімічного комплексу. Водночас, внутрішній ринок є недостатньо ємним щодо споживання

продукції більшості галузей хімічного комплексу. Порівняльна статистика свідчить про те, що

в Україні попит на основні види хімічної продукції, внутрішнє виробництво яких є достатньо

розвиненим, – добрив, лікарських засобів, – є значно меншим, ніж у країнах Європи.

Перспективи хімічного комплексу визначатимуться спроможністю переходу

підприємств галузі до інтенсивного використання передових технологій, нарощування

потенціалу НДДКР та активізації розроблення ресурсної бази з метою зменшення залежності

від імпортованої сировини. Відновлення та розвиток виробничого та експортного потенціалу

галузі залежать насамперед від налагодження повноцінної роботи базових виробництв

(виробництва мінеральних добрив, неорганічної хімічної продукції) з одночасним розвитком

нових напрямів з виробництва наукоємної продукції з високою доданою вартістю –


161

виробництва оригінальних фармацевтичних препаратів, мікробіологічної промисловості,

виробництва пластмас, малотоннажної хімії, вуглецевих волокон тощо.

Зважаючи на високу міжнародну конкуренцію на світовому ринку та брак фінансових

ресурсів, розвиток високотехнологічних та наукоємних виробництв вимагає вибору вузького

сегменту ринку – намагання охопити великі ділянки ринку призводять до розпорошення

фінансових, інтелектуальних та інших ресурсів.

Машинобудування. Машинобудівний комплекс України об’єднує понад 20

підгалузей, а більша частина його підприємств були засновані ще за часів СРСР та орієнтовані

на кооперацію з підприємствами сусідніх країн, переважно РФ. Тому саме машинобудування

зазнало найбільших втрат внаслідок розгортання в Україні збройного конфлікту на Донбасі та

торговельних війн з РФ.

Протягом останніх років у галузі загалом спостерігалося покращення фінансових

показників і підприємствам вдалося у 2016р. суттєво скоротити рівень збитковості, а у 2017р.

вийти на позитивний фінансовий результат та суттєво наростити рівень рентабельності.

Проте стан основних засобів у галузі характеризується значним ступенем зношеності,

причому у транспортному машинобудуванні він є критично високим і продовжує зростати – з

94,0 % у 2015 р. до 94,3 % у 2016 р. Це пояснюється багаторічним незадовільним фінансовим

станом більшості провідних виробників галузі.

За роки незалежності України машинобудівний комплекс зазнав значних структурних

деформацій, втрат виробничого та кадрового потенціалу, зниження інноваційно-

інвестиційної активності. Відсутність модернізації галузі призвела до суттєвого відставання її

виробничих потужностей за технологічними укладами. Після 2014 р. до цих проблем

додалися нові, пов’язані з розгортанням бойових дій на частині східних територій України, де

зосереджений значний виробничий потенціал галузі.

За наявності потужного потенціалу галузей машинобудування, інвестиційний і

споживчий попит за низкою товарних позицій задовольняється за рахунок імпортних

надходжень (частка імпорту на внутрішньому ринку України у 2017 рр. становила 96,2 %),

тоді як вітчизняна продукція спрямовується на експорт (частка експорту машинобудівної

продукції у загальних обсягах її реалізації становила 89,5 % у 2017 р.). Наведені показники

ілюструють критичний рівень імпорт-залежності внутрішнього ринку машинобудівної

продукції.

Для зовнішньої торгівлі товарами машинобудівної промисловості також характерне

переважання обсягів імпорту над обсягами експорту (негативне сальдо у 2017 р. становить

9,8 млрд дол. США). Це пояснюється надмірною концентрацією національних виробників

машинобудівної продукції на здійсненні експортних поставок промислового обладнання, у

той час як широкий перелік товарів споживчого призначення, які можна було б

реалізовувати на внутрішньому ринку, практично не виробляється.

Так, за винятком холодильників та пральних машин, в Україні відсутнє виробництво

побутової техніки, аудіо-відео електроніки, мобільних телефонів, планшетів, а виробництво

комп’ютерів обмежується крупно-вузловою зборкою. Значною проблемою імпорту побутової

техніки до України лишається непрозорість та вибірковість застосування індикативних цін

лише до окремих імпортерів, що має наслідком збереження значних обсягів імпортованої


162

техніки, ввезеної до України за «сірими» або «чорними» схемами та посилює

недобросовісну конкуренцію. Автобуси, легкові та вантажні автомобілі, вироблені в Україні,

користуються значно меншим попитом на внутрішньому ринку на відміну від імпортованих

автомобілів.

Зважаючи на несприятливий інвестиційний клімат, іноземні компанії надають

перевагу експорту в Україну готової машинобудівної продукції. Приклади перенесення

іноземними компаніями виробництва в Україну є нечисленними. Вітчизняні підприємства у

процесі виробництва та модернізації також надають перевагу імпортному устаткуванню.

Валове нагромадження основного капіталу на 90% здійснюється за рахунок імпортних

поставок машинобудівної продукції.

Протягом багатьох років значна частина українських машинобудівних підприємств

зберігала експортну орієнтацію, причому понад 80 % галузевого експорту становили товари

важкого та залізничного машинобудування, виробництво яких зосереджене у Донецькій та

Луганській областях. Починаючи з 2014 р. галузь зазнала значних втрат через розгортання

бойових дій на Донбасі, де зосереджені ключові вітчизняні підприємства з виробництва

інвестиційної машинобудівної продукції: гірничошахтного обладнання, машин та

обладнання для металургійної та хімічної промисловості, підйомно-транспортного

обладнання та механізмів, локомотивів та залізничних вагонів.

Важким наслідком загострення соціально-економічної ситуації в Україні починаючи з

2014 р. стало закриття російського ринку для української продукції машинобудування,

оскільки саме на РФ припадало більше половини українського експорту товарів

машинобудівної промисловості. У 2017 р. її частка скоротилася до 22.0 %, проте все ще є

значною. При цьому слабка диверсифікованість ринків збуту українських товарів

машинобудівної промисловості за сучасних обставин взаємовідносин України з РФ провокує

загрози для вітчизняної економіки, пов’язані з політикою Росії щодо запровадження

обмежень на імпорт окремих видів машинобудівної продукції, а також активною реалізацією

нею власних імпорт-заміщуючих проектів.

Низький ступінь впровадження міжнародних стандартів виробництва на вітчизняних

підприємствах машинобудування. Зважаючи на те, що протягом останніх років понад

половину українського експорту товарів машинобудівної промисловості було спрямовано на

ринки РФ, багатьма вітчизняними підприємствами продукція виробляється згідно спільних з

РФ нормативних документів, затверджених за часів СРСР. Тому, попри те, що в Україні

планомірно відбувається впровадження технічних регламентів, розроблених на основі

відповідних директив ЄС, ступінь впровадження європейських стандартів на українських

підприємствах залишається недостатнім, що становить значну загрозу майбутньому розвитку

галузі в умовах послідовного закриття російських ринків.

Застарілі стандарти поряд з надмірною експортною орієнтацією виробництва та

високою залежністю експорту від російських ринків збуту посилюють вразливість галузі до

негативних зовнішніх чинників, пов’язаних з закриттям ринків та неможливістю швидкої

переорієнтації на європейські ринки. При цьому вітчизняні машинобудівні підприємства не

мають змоги посилювати свою присутність на ринках ЄС, який історично є одним з

найбільших експортерів машинобудівної продукції у світі, у т.ч. у торгівлі з Україною –


163

негативне сальдо зовнішньої торгівлі машинобудівною продукцією з країнами ЄС у 2017 р.

становило 4457,0 млн дол. США (обсяг імпорту в 2,7 разу перевищував обсяг експорту).

Критичний фінансовий стан підприємств машинобудування внаслідок недостатнього

використання фінансових важелів розвитку галузі – механізмів фінансово-кредитної та

податкової системи, які в усьому світі ефективно використовуються для підтримки галузей

машинобудування, що мають високі ризики ведення бізнесу, тривалий цикл виробництва,

високу науко-, трудо- та капіталоємність, а також значну залежність від світової кон’юнктури.

Так, значний розрив у часі між здійсненням витрат та отриманням прибутку від

продажу суднобудівної продукції зумовлює необхідність доступу підприємств до

довгострокових кредитів. Українським підприємствам недоступні дешеві кредити, тому

більшість з них орієнтується на використання власних коштів і всіляко уникають зовнішнього

(комерційного) кредитування інноваційних проектів. Проте власних фінансових ресурсів не

вистачає на організацію НДДКР та впровадження інноваційних технологій.

Визначальну роль у відродженні вітчизняного машинобудування має також податкове

стимулювання галузі. В Україні ж практично відсутні механізми податкового стимулювання

підприємств галузі. За таких умов вітчизняна продукція стає неконкурентоспроможною як на

зовнішніх, так і на внутрішньому ринках.

Недостатнє інвестування підтримки та розвитку кадрового потенціалу

машинобудування, що призводить до його поступового занепаду – старіння кадрів,

«відпливу мізків» за кордон, втрати престижності інженерних, проектувальних та

технологічних спеціальностей – та чинить прямий негативний вплив на науково-технічний

рівень галузі та її виробничий потенціал. Пріоритетність інвестицій у розвиток кадрового

потенціалу підтверджується розрахунками фахівців, які свідчать, що зростання інвестицій у

підвищення освітнього рівня працівників на 10% сприяє зростанню продуктивності праці на

8,6%, тоді як таке саме збільшення інвестицій в обладнання призводить до зростання

продуктивності праці лише на 3,4%. Кожне робоче місце у машинобудуванні забезпечує 9-10

робочих місць у суміжних галузях, тому негативні тенденції у сфері кадрового забезпечення

машинобудівної галузі вкрай негативно відбиваються на показниках діяльності інших

промислових галузей.

Перспективи модернізації вітчизняного машинобудування на основі запровадження

європейських стандартів значним чином залежатимуть від залучення у галузь інвестицій

міжнародних ТНК, кредитів міжнародних фінансових організацій, реалізації спільних

інвестиційних проектів у стратегічних галузях машинобудування, а також проектів

міжнародної технічної допомоги та міжнародного науково-технічного співробітництва.

Подоланню негативних тенденцій у галузі та нарощуванню виробництва сприятиме

зростання внутрішнього попиту на машинобудівну продукцію у зв’язку з об’єктивною

необхідністю реалізацією в Україні протягом наступних років великих інфраструктурних

проектів у будівництві та ЖКГ, що може значно активізувати попит на продукцію важкого

машинобудування; прогнозованим зростанням сільськогосподарського виробництва, що

стимулюватиме оновлення сільськогосподарської техніки; здійсненням реформування та

модернізації Збройних сил України, що активізуватиме роботу вітчизняних машинобудівних

підприємств оборонно-промислового комплексу.


164

Окремо необхідно відзначити важливість державної підтримки залучення вітчизняних

виробників до участі в проектах розвитку електростанцій, що використовують ВДЕ та новітніх

технологій підвищення можливостей щодо їх балансування. Такий шлях створить значні

компенсатори додаткових витрат, які буде мати енергосистема у зв’язку з нарощуванням їх

потужностей.

Агропромисловий комплекс. Агропромисловий сектор України займає одне з

провідних місць у системі національної економіки. Саме він відіграє одну з найпотужніших

опор у забезпеченні економічної безпеки держави, вносячи суттєвий вклад у ВВП країни,

надходження валютних коштів від здійснення зовнішньоторговельних операцій,

забезпечуючи внутрішній ринок країни широким асортиментом продуктів харчування на

цілком прийнятному рівні.

Особлива роль агропромислового сектору в соціально-економічному житті країни

обумовлюється унікальним поєднанням сприятливих природно-кліматичних умов та

геостратегічним положенням, спроможністю України зайняти вагоме місце на міжнародному

продовольчому ринку. Нині, сільськогосподарська діяльність провадиться майже на всій

території країни. У сільській місцевості проживає третина загальної кількості населення. У

галузі зайнято 4 млн осіб із числа сільського населення.

Водночас, відсутність стабільної позитивної динаміки виробництва в аграрному

секторі свідчить про вичерпання резервів нинішньої моделі його розвитку, заснованої на

ефектах масштабу та екстенсивних методах використання ресурсів. Рівень продуктивності

праці в сільськогосподарських підприємствах зростає, хоча і не рівномірно.

Скорочується ресурсна база агропромислового комплексу. Таке скорочення

характерно для всіх видів сільськогосподарських угідь, за виключенням ріллі. Ця вкрай

негативна динаміка постійно збільшує розораність сільськогосподарських угідь (частка ріллі у

структурі сільськогосподарських угідь у 2017 р. становила 78,4%), яка нині є однією з

найвищих у світі.

Як наслідок збільшується посівна площа сільськогосподарських культур. При цьому

збільшились посівні площі лише під технічні культури, тоді як під посіви інших культур площа

знизилась. Слід відмітити, що скорочення посівної площі кормових культур негативно

впливає на розвиток кормової бази тваринництва, а збільшення площ технічних культур,

передусім за рахунок високорентабельних експортоорієнтованих культур – соняшнику та

ріпаку призводить до виснаження ґрунтового покриву. Нині у структурі посівних площ

основних сільськогосподарських культур посівам соняшнику належить 24,5%, тоді як науково

рекомендована насиченість посівних площ соняшником, наприклад для степової зони

країни, не повинна перевищувати 12%. При цьому внаслідок недостатньої кількості внесення

органічних добрив погіршується якісний стан ґрунтів. Крім того, через переважне внесення

сільгосппідприємствами азотних добрив відбувається порушення оптимального

співвідношення поживних речових у ґрунті, що призводить до його підкислення та

погіршення якості виробленої продукції.

Збільшення посівних площ сільськогосподарських культур призвело до збільшення їх

виробництва. Так, у 2017 р. виробництво зернових та зернобобових культур збільшилось на

1790,9 тис. тонн (3%) порівняно з 2015 р., цукрових буряків – на 4550,8 тис. тонн (44,1%),


165

соняшнику – на 1054,4 тис. тонн (9,4%), картоплі – на 1368,9 тис. тонн ( 6,6%), овочів – на 72,3

тис. тонн (0,8%). Значним чином на збільшення валових зборів виплинуло зростання

урожайності цих культур. Водночас скорочується виробництво плодів та ягід.

Зберігаються негативних тенденцій в тваринницькій галузі. Тривале скорочення

поголів’я великої рогатої худоби, утримання господарствами населення 67,9 % ВРХ та 77,4 %

корів, перспективи повної втрати ними ринку збуту внаслідок адаптації вітчизняного

законодавства до європейських вимог, передбачених Угодою про асоціацію між Україною та

країнами ЄС, формують суттєві загрози існування в цілому галузі тваринництва в Україні

(особливо м’ясо-молочного напряму). Дрібнотоварні виробники та господарства населення

нині ні організаційно, ні матеріально, ні фінансово не спроможні перейти на європейські

стандарти у сфері технічного регулювання та санітарних і фітосанітарних заходів, що може

призвести до їх виходу із внутрішнього ринку та переорієнтації виробництва продукції

виключно для власного споживання. Зазначені чинники призводять до зниження обсягів

виробництва продукції тваринництва.

Останні роки близько 60% виробництва валової продукції рослинництва

забезпечувалось сільськогосподарськими підприємствами, тоді як господарства населення

виробляли близько 54% продукції тваринництва. При цьому, необхідно відмітити, що

сільськогосподарські підприємства віддавали перевагу вирощуванню високорентабельних

експортно-орієнтованих сільськогосподарських культур зернової та зернобобової груп. Тоді

як господарствами населення у 2017 р. вирощено 98% загального врожаю картоплі, 86%

овочів, 84% плодів та ягід. Таке зосередження трудомісткого виробництва в господарствах

населення, не спроможних забезпечувати потреби ринку високоякісними

стандартизованими товарами, є загрозою стабільного забезпечення населення якісним

продовольством. Спостерігається надвисока концентрація земельних угідь у користуванні

великих аграрних формувань (агрохолдингів), що займаються виробництвом менш

трудомістких, високорентабельних і швидкоокупних сільгоспкультур. На тлі переваг

агрохолдингів у вигляді інтенсифікації сільськогосподарського виробництва та нарощування

експортного потенціалу сільського господарства їх подальший розвиток є загрозливим,

насамперед через вирощування окремих експортоорієнтованих сільськогосподарських

культур, що значно виснажують землю; експорт переважно сільгоспкультур зернової та

олійної груп.

Частка сільського господарства у споживанні електроенергії не перевищує 3%.

Зокрема, відповідно до енергетичного балансу України у 2017 р. сільським господарством,

лісовим господарство та рибним господарство було спожито 2424,7 ГВт/год електроенергії,

що становило 2,7% загального обсягу електроенергії, що було використано кінцевими

споживачами.

Сучасна аграрна політика здійснюється державою в умовах незавершеності земельної

реформи і консервація такого стану не дозволяє суттєво нарощувати виробничі показники,

оскільки не спроможна забезпечити всіх сільгоспвиробників необхідними для цього

стимулами в потрібному обсязі. При цьому спостерігається відверте ігнорування інтересів

дрібних товаровиробників та відверте лобіювання інтересів крупних сільськогосподарських

виробників, зорієнтованих на експорт сировинної продукції.


166

В Україні наразі не створено ринкову земельно-правову систему, яка б гармонічно

поєднувала адміністративні й ринкові механізми регулювання процесів розподілу земельних

ресурсів та їх належної охорони. Сучасний земельний устрій країни базується переважно на

правовій базі, яка унеможливлює її застосування в конкуруючому економічному середовищі.

Здійснені кроки щодо приватизації сільськогосподарських угідь самі по собі не спричинили

трансформацію аграрної структури в ринковому напрямі. Непідготовленість до

функціонування ефективного ринку сільськогосподарських угідь обумовила перманентне

подовження мораторію на їх продаж, що сформувало у сфері земельних відносин

нагромадження тіньових оборудок і безпрецедентну корупцію.

У 2017 р. був змінений механізм підтримки аграрної галузі – спеціальний режим

відшкодування ПДВ був замінений державними дотаціями. Незважаючи на обмеження для

птахівничих підприємств у розмірі 50%, їх фактична частка у загальному обсязі виплачених

дотацій склала 51,7 %. Причому підприємства двох надпотужних груп птахівничих компаній

отримали 44,5 % від загальної суми дотацій – майже 1,8 млрд грн.

Невизнання особистих селянських господарств населення як економічних суб’єктів

унеможливлює їх ідентифікацію як виробників товарної продукції. Особисті селянські

господарства населення не є юридичними особами та фізичними особами підприємцями, а

отже і не є суб’єктами підприємництва, які повинні проходити процедури державної

реєстрації. У такому вигляді вони не можуть вважатися виробниками товарної продукції,

оскільки не забезпечують встановлені законодавством вимоги щодо сертифікованого

виробництва сільськогосподарської продукції. Крім того, зміни до Закону України «Про

фермерське господарство» не спонукають особисті селянські господарства

трансформуватися у фермерські.

Високий рівень залежності сільськогосподарського виробництва від імпорту основних

видів матеріально-технічних ресурсів, що особливо гостро проявилося в умовах різкої

девальвації гривні. Сільськогосподарська техніка в Україні майже на 70% має імпортне

походження, а зернозбиральні комбайни – виключно імпортні. Частка рослин імпортної

селекції на українському ринку в цілому оцінюється в 47%, при цьому по соняшнику – у 65%,

кукурудзі – 70%, ріпаку – 50%, а по цукрових буряках – у 90%.

Засоби захисту рослин практично повністю імпортуються, оскільки власне

виробництво визнане недоцільним через моральну і технічну застарілість обладнання.

Збільшення вартості таких ресурсів у зв’язку зі знеціненням національної валюти і нестачею

зовнішніх джерел фінансування призводить до перегляду аграріями технологій виробництва

у бік зменшення витрат на окремі види ресурсів, зокрема, до використання дешевших

гібридів насіння, скорочення обсягів внесення мінеральних добрив тощо, що зумовлює

значні ризики щодо врожайності і валових зборів.

Нерівномірність розвитку різних форм господарювання з одночасним послабленням

позицій малих і середніх товаровиробників формують ризики збільшення виробничих витрат

внаслідок зростання рівня зношеності техніки, переважання використання застарілих

технологій, втрат продукції внаслідок недосконалості системи логістики її зберігання та

інфраструктури аграрного ринку в цілому.


167

Подальше входження аграрного сектору України до світового економічного простору,

посилення процесів глобалізації, лібералізації торгівлі та розвиток світового продовольчого

ринку є тими факторами, які формують перспективи подальшого розвитку агропромислового

сектору. Наявність якісного ресурсного потенціалу аграрного сектору, його висока

інвестиційна привабливість, зручне географічне розташування країни по відношенню до

перспективних ринків збуту, високий рівень адаптивності до впровадження сучасних

технологій виробництва, низький рівень розвитку внутрішнього ринку створюють

передумови для подальшого розвитку українського агропромислового комплексу,

нарощування його конкурентоспроможності й зміцнення економічної безпеки держави.

Харчова промисловість. Харчова промисловість є однією із провідних

системоутворюючих галузей вітчизняної економіки. Вона безпосередньо задіяна в

забезпеченні продовольчої безпеки держави, формуванні її експортного потенціалу й здатна

позитивно впливати на динаміку економічного зростання України.

Харчова промисловість об’єднує у своєму складі десятки підгалузей, основними серед

яких є: олійно-жирова, м'ясна, молочна, спиртова, кондитерська, борошномельна, цукрова.

В цілому підприємства харчової промисловості різних форм власності і господарювання в

2017 р. спрацювали прибутково. Найбільший позитивний фінансовий результат за 2017 р.

отримали підприємства: з виробництва м'яса та м'ясних продуктів (6684,4 млн. грн); з

виробництва напоїв (1311,1 млн. грн); з виробництва молочних продуктів (1011,2 млн. грн); з

виробництва тютюнових виробів (788,8 млн. грн); з перероблення та консервування фруктів і

овочів (680,8 млн. грн). Натомість збитки отримали підприємства: з виробництва продуктів

борошномельно-круп'яної промисловості, крохмалів та крохмальних продуктів (3962,2 млн.

грн); з виробництва олії та тваринних жирів (2180,6 млн. грн); з перероблення та

консервування риби, ракоподібних і молюсків (33,9 млн. грн).

У 2017 році обсяг виробництва харчових продуктів, напоїв та тютюнових виробів зріс

на 2.7%. Загалом галузь формує понад 20% від загального обсягу реалізованої промислової

продукції України. Крім того, харчова промисловість в Україні все активніше генерує додану

вартість продукції, що обумовлює постійне надходження прямих іноземних інвестиції в

харчову промисловість. Загалом у харчовій промисловості формується близько 4,5% ВДВ.

Виробничо-технічна база підприємств харчової промисловості характеризується

значною частиною зносу основних засобів, ступінь зносу яких досяг 50,6% у 2017 р. Водночас

підприємства харчової промисловості за останні роки поступово нарощують інвестування в

основний капітал. Найбільші обсяги капітальних інвестицій надходять до підприємств, що

займаються виробництвом олії та жирів, кондитерської галузі, з виробництва молочних

продуктів, пива, напоїв, а також м’ясних продуктів. Вказані підгалузі харчової промисловості

розвиваються в умовах високої концентрації та домінування на ринку декількох великих

компаній зі значними інвестиційними можливостями. Обсяги прямих іноземних інвестицій у

галузі також нарощуються, хоч і повільними темпами. В цілому на харчову промисловість у

2017 р. припадало 26,1% загального обсягу прямих іноземних інвестицій у промисловості.

Потужними драйверами розвитку харчової промисловості були декілька галузей,

безпосередньо пов’язаних із виробництвом основних експортно-орієнтованих товарів: олії і

тваринних жирів, какао, шоколаду та цукрових кондитерських виробів; перероблення та


168

консервування риби, ракоподібних і молюсків; безалкогольних напоїв; мінеральних та інших

вод, розлитих у пляшки переробки та консервування фруктів і овочів. Разом із цим у

виробництві хліба, хлібобулочних і борошняних виробів та тютюнових виробів випуск

продукції зменшився.

Експорт продукції харчової промисловості у 2017 році досяг позначки 9.1 млрд дол.

США або більше половини всього аграрного експорту. Українська продукція вже

представлена у більш ніж 170 країнах (+50 країн за 7 років) .

Харчова промисловість залежить від стану розвитку сільського господарства, яке є

головним постачальником сировини для неї. Від нього залежать не тільки обсяги

виробництва готових продовольчих товарів, але й їх асортимент, якість та загальна цінова

динаміка на продовольчому ринку країни. Через скорочення обсягів виробництва

тваринницької продукції все більше загострюється проблема забезпечення харчової

промисловості сировиною у необхідному асортименті і потрібної якості. Зокрема за 2015-

2017 рр. відбулося зменшення великої рогатої худоби (ВРХ) на 9.1%, свиней на 16.9%.

Господарства населення є основними утримувачами ВРХ, ними утримується – 67% ВРХ від

загальної чисельності та – 76.9% корів, вони забезпечують 73.1% усього виробництва молока.

Важливою проблемою залишається низька якість молочної сировини, яка надходить на

переробку від населення.

Не зважаючи на те, що внаслідок скасування цінового регулювання на продовольчі

товари відбулося зниження адміністративного тиску на бізнес, усунення надмірного

втручання держави в економічні процеси, в державі значно зросли ціни на продовольчі

товари.

Відсутність державної підтримки виробництва та інфраструктури реалізації

плодоовочевої продукції, неналежне регулювання внутрішнього продовольчого ринку, що

призводить до непрогнозованих цінових сплесків на продукти харчування. Ідеться

насамперед про відсутність державних програм підтримки розвитку обслуговуючої (зокрема,

збутової) кооперації та господарств населення (як основних виробників плодоовочевої

продукції); повільне реагування ПАТ «Аграрний фонд» на цінові коливання; орієнтацію

державної політики на монокультурне землеробство й вивезення сировини; неналежне

виконання функцій оптовими ринками сільгосппродукції (які не здійснюють формування

оптових цін на продукцію, а є лише майданчиком її реалізації, де безпосередні

товаровиробники та фермери програють у конкуренції перекупникам унаслідок існуючої

можливості реалізації не тільки оптових партій, а й у роздріб).

Нерівномірний розвиток галузей харчової промисловості внаслідок незбалансованого

споживання основних груп харчових продуктів, що призводить до формування надмірного

попиту на деякі види харчових продуктів та недостатнього на інші. Споживання основних

продуктів харчування в Україні в 2017 р. окрім хліба та олії, залишається нижчим

раціональних норм, розрахованих Міністерством охорони здоров’я. Недосягнення норм

раціонального споживання значною мірою спричинено недостатнім рівнем доходів

домогосподарств. У результаті, вітчизняні виробники підлаштовуються під платоспроможний

попит населення, виробляючи ту або іншу продукцію.


169

Низька енергоефективність підприємств харчової промисловості, на які припадає 6%

від загально використаної електроенергії у промисловості. Використання застарілого

обладнання в харчовій промисловості, порушення вимог до експлуатації енергетичного та

технологічного обладнання не дають змоги зменшити використання електроенергії, що

позначається на собівартості продукції та її конкурентоспроможності. До найбільш

енергоємних процесів в харчовій промисловості можна віднести виробництво хліба та

хлібобулочних виробів, кондитерських виробів, цільномолочної продукції, консервів

м’ясних, молочних та плодоовочевих, олії, ковбасних виробів, борошна і крупи, масла

тваринного, сирів, спирту етилового та іншої продукції.

Крім того, проблемами галузі вже котрий рік залишаються монополія великих

компаній, низька якість сировини та кінцевої продукції, повільне впровадження системи

державного регулювання безпечності харчових продуктів відповідно до європейської та

міжнародної практики, неефективна система надання кредитних ресурсів (в т. ч. державних

дотацій), зниження купівельної спроможності населення, нестача оборотних коштів,

відсутність чіткої інноваційної політики, висока вартість зарубіжних технологій.

Водночас, підписання Україною Угоди про асоціацію з ЄС відкриває потужний ринок

збуту вітчизняних продуктів харчування. Адаптація вітчизняного законодавства до вимог ЄС у

сфері безпечності та якості харчової продукції відкриває потужний ринок ЄС для збуту

продукції, а сприйняття цих стандартів світовою спільнотою розширює спектр експортних

поставок на світовий продовольчий ринок. Швидке впровадження таких стандартів

вітчизняними харчовими підприємствами є передумовою успішної конкуренції у світі щодо

збуду українських харчових продуктів на висококонкурентному світовому ринку

продовольства.

Ефективне економічне зростання країни вимагає вирішення стратегічного завдання

створення в Україні потужної харчової промисловості для задоволення потреб внутрішнього і

зовнішнього ринків у продовольстві, забезпечення продовольчої безпеки держави,

формування потужного експортного потенціалу, збільшення валютних та бюджетних

надходжень. Водночас, вихід харчової промисловості України на зовнішні ринки висунули

перед нею серйозні вимоги щодо забезпечення відповідного рівня її якості та

конкурентоспроможності.

Забезпечити підвищення конкурентоспроможності української харчової

промисловості на внутрішньому та зовнішньому ринках можливо лише за умови

збалансованого використання ринкових та державних механізмів регулювання. Отримання

доданої вартості й забезпечення належних обсягів та якості продукції харчової промисловості

потребують постійного техніко-технологічного оновлення підприємств та залучення

інвестицій. Ключовим завданням інноваційного розвитку підприємств харчової

промисловості є впровадження нових технологій виробництва та зберігання, які дають змогу

створювати якісну й безпечну продукцію, а також виробництва альтернативних джерел

енергії з продуктів і відходів харчової промисловості. Крім того, гармонізація законодавства

до вимог ЄС, запровадження системи НАССР є важливими завданнями для розвитку

підприємств харчової промисловості. Тому подальший розвиток харчової промисловості


170

потребує комплексних перетворень, спроможних забезпечити підвищення

конкурентоспроможності та ефективності виробництва харчової продукції.

Легка промисловість. В Україні з часів розпаду СРСР було поступово втрачено позиції

легкої промисловості внаслідок, зокрема, розриву економічних зв’язків між країнами,

значного скорочення доходів населення, зниження обсягів державного замовлення на

пошиття професійного одягу. Нерівні конкурентні умови для національних виробників

зумовлені багаторічними проблемами, пов’язаними з надзвичайно високим рівнем

присутності на внутрішньому ринку імпортних товарів легкої промисловості.

Останні роки переважна більшість ключових показників розвитку галузі (обсяги

виробництва, реалізації та експорту продукції легкої промисловості) демонструє помірне

зростання. Попри загалом незначні обсяги інвестування галузі, порівняно з іншими галузями

промисловості, обсяги капітальних інвестицій також характеризуються висхідною динамікою.

Незважаючи на складну внутрішню та зовнішню кон’юнктуру ринку товарів легкої

промисловості, підприємствам галузі вдалося наростити обсяги чистого прибутку, до того ж

зменшення ступеня зношеності основних засобів у галузі свідчить про певні зрушення у

напрямі оновлення підприємствами виробничих фондів.

Рівень рентабельності операційної діяльності залишається на прийнятному рівні.

Також легка промисловість характеризується низькою порівняно з іншими галузями

промисловості енергоємністю виробництва: обсяги використання електроенергії

підприємствами галузі становлять близько 0,3% від спожитих промисловістю обсягів.

Легка промисловість України розвивається в умовах жорсткого конкурентного тиску

на внутрішньому та зовнішніх ринках. Нерівні конкурентні умови для національних

виробників зумовлені багаторічними проблемами, пов’язаними з надзвичайно високим

рівнем присутності на внутрішньому ринку імпортних товарів легкої промисловості.

Тенденція щодо домінування імпортованих товарів легкої промисловості на

внутрішньому ринку спостерігається протягом значного періоду часу – за останні 10 років

імпорт таких товарів зріс на 21.0%. При цьому експорт за цей період скоротився майже на

30%, що свідчить про неспроможність галузі конкурувати з іноземними виробниками як на

внутрішньому, так і на зовнішніх ринках.

Вітчизняні виробники змушені конкурувати з одягом та іншими виробами, що були у

використанні. В останні роки популярність «секонд хенду» на внутрішньому ринку різко

зросла. За останні 10 років в Україну його ввезено понад 1 млн тонн, лише у 2017 р. – 132

млн кг (3,1 кг на кожного жителя України). При цьому понад 95% завозиться з Європи. У 2017

році Україна посіла 3 місце у світі за обсягами імпорту «секонд-хенду».

Значною проблемою є широко розповсюджене заниження митної вартості товарів що

імпортуються, та поширені схеми ввезення під виглядом «секонд-хенду» контрабандної

продукції. Така практика зумовлює витіснення національних виробників з внутрішнього

ринку, адже значна частина імпортних товарів завозиться за ціною, значно нижчою за їх

собівартість. Ці проблеми галузі посилюються внаслідок неефективної державної політики

щодо контролю за контрабандною та контрафактною продукцією.

Відсутність налагоджених зв’язків вітчизняного виробництва з ринками збуту, часті

випадки дискримінації національних виробників у роздрібних мережах, що зумовлює високі


171

інвестиційні ризики, пов’язані з проблемами при реалізації продукції на внутрішньому ринку.

За оцінками експертів на внутрішній ринок працюють лише близько 10% українських

підприємств, наслідком чого стало суттєве скорочення за останнє десятиліття частки

вітчизняних товарів у структурі продукції, реалізованої через торговельну мережу.

Підприємства легкої промисловості переважно орієнтовані на роботу за

давальницькими схемами, що у багатьох випадках залежить від сезонного фактору, тому не

може забезпечити стабільну прибутковість підприємств галузі. Виробництво одягу за

давальницькими схемами характеризується рентабельністю у 1-2%, що призводить до

нестачі власного оборотного капіталу та не дозволяє підприємству здійснювати планове

оновлення виробничих потужностей, розширювати асортимент продукції, здійснювати

інноваційну діяльність. При цьому більшість (65-80%) підприємств галузі працюють за

толінговими схемами на замовлення відомих європейських брендів, що передбачає

використання дешевої робочої сили без інвестування у модернізацію виробництва.

Вітчизняні виробники мають обмежений доступ до ринків збуту продукції всередині

країни, що спричинено високою орендною платою за торговельні приміщення (у разі

монобрендового представлення у торговельних мережах); нерегульованими націнками на

продукцію з боку роздрібних реалізаторів; нерозвиненістю та нерегульованістю дистанційної

торгівлі в Україні; закриттям мереж районних універмагів, у яких свого часу була

представлена саме вітчизняна продукція. Значна частка українських підприємств легкої

промисловості обмежується участю у періодичних виставково-ярмаркових заходах, що не

забезпечує отримання прибутків, достатніх для розвитку виробництва.

Занепад потужностей з виробництва бавовняних, вовняних, лляних ниток та тканин,

шкірсировини, хімічних волокон тощо призвів до скорочення сировинної бази для легкої

промисловості, руйнування ланцюгів доданої вартості та зростання обсягів імпорту

сировинних матеріалів – усе це робить виробництво більш затратним, залежним від

кон’юнктури світових цін на таку сировину і товари проміжного споживання, позначається на

ціні кінцевого продукту, призводить до зниження його конкурентоспроможності в умовах

широкого вибору дешевих імпортних товарів.

Зокрема, лише імпортовані з Європи сировинні матеріали становлять близько 70%

галузевого імпорту. Це, насамперед, шкури і шкіра, хімічні волокна, пряжа тканини,

текстильні матеріали тощо. Хімічна промисловість України не забезпечує потреби

виробництва у хімічних нитках та волокнах, і основну їхню частку підприємства вимушені

імпортувати.

Відсутність у вітчизняних підприємств фінансових ресурсів для просування товарів

вітчизняного виробництва на внутрішньому та зовнішніх ринках, внаслідок чого українські

товари не користуються популярністю серед споживачів, які залишаються недостатньо

обізнаними щодо кінцевої продукції вітчизняного виробництва (насамперед у сегменті

готового одягу).

Одним з найперспективніших для України напрямів є модна індустрія, що поєднує

елементи «класичної» легкої промисловості (виробництво тканин, пошиття одягу та взуття) та

систему просування товару на ринку (створення брендів та дизайнерських будинків,

логістичне та інформаційно-комунікаційне забезпечення). Модна індустрія є складовою


172

креативної економіки, на частку якої припадає 3.4% світового ВВП, а щорічні темпи зростання

у різних країнах варіюють від 4.3 до 17.6%.

Україна має достатньо місткий ринок готової продукції легкої промисловості, що

серед іншого зумовлено особливостями менталітету українців, які традиційно приділяють

велику увагу зовнішньому вигляду. Це спричиняє високий рівень конкуренції іноземних

компаній на вітчизняному ринку й актуалізує розвиток в Україні власної fashion-індустрії.

Проте на сьогодні вітчизняні підприємства вкрай повільно реагують на потреби та

попит українських споживачів, значно відстаючи від іноземних конкурентів у впровадженні

сучасних методів менеджменту та маркетингу, що переважно спричинено обмеженістю або

й повною відсутністю у вітчизняних підприємств, які часто балансують на межі виживання,

маркетингових (рекламних) бюджетів. Якщо становлення ланки українського дизайнерського

одягу та взуття, розрахованого на людей з вищим за середній рівнем доходів, відбувається

достатньо швидкими темпами (зокрема, в Україні вже традиційно проводяться щорічні

покази українських дизайнерів Ukrainian Fashion Week), то ніша виробництва та просування

кінцевих виробів середньої цінової категорії заповнена недостатньо, що призводить до

наповнення українського ринку імпортною продукцією (у тому числі контрабандною).

Відсутність державної підтримки розвитку галузі, зокрема, у частині використання

інструменту державних закупівель для розвитку національних виробників, високого

податкового навантаження на підприємства, відсутності програм розвитку тощо. В Україні

державою фактично не використовуються можливості стимулювання вітчизняного

виробництва через механізм державних закупівель. За оцінками експертів, щорічні обсяги

державних закупівель продукції легкої промисловості сягають близько 1 млрд грн, причому

частка вітчизняних виробів залишається незначною.

Проблеми галузі посилюються внаслідок неефективної державної політики щодо

контролю за контрабандною та контрафактною продукцією, недостатнього рівня взаємодії

між державою і підприємствами у системі постачання речового майна для силових структур,

відсутності державної підтримки розвитку сировинної бази тощо.

Таким чином, поряд з поточними проблемами у легкій промисловості існують

системні, пов’язані зі специфікою функціонування самої галузі. Потенціал галузі

систематично недовикористовується, відмічається її технологічна відсталість від рівня

зарубіжних країн, яка виявляється у неможливості випуску конкурентоспроможної продукції,

що відповідає очікуванням замовників і кінцевих споживачів. Незабезпеченість власною

сировинною базою негативно впливає на цінову та асортиментну політику підприємств

легкої промисловості, призводить до відсутності можливості налагодження міжгалузевих

зв’язків.

Вирішення комплексу означених проблем можливе за рахунок впровадження

«проривних» інноваційних та інвестиційних проектів, які дозволять вийти на виробництво

нових, конкурентоспроможних на зовнішньому і внутрішньому ринках, товарів - продуктів

глибокої переробки сировини з використанням лазерних, плазмових, радіаційних

технологій; споживчих товарів нового покоління з заданими функціональними

властивостями; екологічно безпечних виробів медичного призначення; продукції технічного

та оборонного призначення тощо.


173

Відновлення функціонування легкої промисловості дозволить наситити внутрішній

ринок якісними і доступними товарами, відтворити її потенціал як соціально орієнтованої,

наукоємної галузі із швидким обігом капіталу, потужним кадровим забезпеченням і

можливостями створення міжгалузевих зв’язків.

Транспорт. Транспортний комплекс є важливою складовою у структурі економіки

України. Ефективне функціонування державної транспортної системи та включення її у

європейську та світову транспортні мережі сприяє вирішенню найважливіших завдань

сьогодення та дозволяє збільшити обсяги міжнародних перевезень.

Адоптація економіки України до функціонування в умовах гібридної війни з Росією

призвела до зростання попиту на транспортні послуги. Як наслідок, транспортом України (без

трубопровідного) у 2017 р., порівняно з 2016 р., перевезено вантажів та пасажирів більше на

1,8% та 0,3% відповідно.

На роботу транспортної галузі вкрай негативний вплив має те, що в умовах гібридної

війни з Росією вона створює значні проблеми щодо використання транзитних можливостей

країни в логістичному ланцюзі «Схід-Захід». Поряд із цим політика Росії спрямована на

зниження ролі України в транзиті вуглеводнів до Європи, зокрема за рахунок будівництва

обхідних газопроводів. Тому, незважаючи на те, що на даний час українська газотранспортна

система (ГТС) працює надійно, вона потребує оновлення, але на прийняття рішень стосовно

проведення модернізації ГТС впливає цілий ряд чинників – це проекти з диверсифікації

поставок газу до країн Європи, позиція Російської Федерації стосовно обсягів газу, які будуть

транспортуватися територією України, обсяги споживання в європейських країнах

трубопровідного газу, який поставляється через нашу ГТС тощо.

Середній строк експлуатації магістральних нафтопроводів становить більше 28 років, а

найстаріші нафтопроводи працюють понад 40 років, до 70% магістральних нафтопроводів і

технологічного обладнання вичерпали свій ресурс, фізично і морально застаріли, що

потребує постійного вкладення коштів для підтримки їх технічного стану, проведення

модернізації і реконструкції обладнання.

Більшу частині інфраструктурних об’єктів транспорту необхідно визнати застарілими і

такими, що не відповідають сучасним вимогам щодо виконання своїх основних функцій.

Насамперед, це стосується залізничного та автомобільного транспорту. Автомобільні дороги,

зокрема, не відповідають європейським стандартам щодо багатьох показників.

На даний час розвиток інфраструктури, сервісного обслуговування, а також загального

економічного та технічного стану транспортної галузі нашої країни знаходиться ще на досить

низькому рівні. Внаслідок недосконалості нормативно-правової бази, недостатніх інвестицій

до транспортно-дорожнього комплексу збільшується зношеність технічних засобів,

погіршується їх структура, не дотримується належна безпека руху, зростає негативний вплив

діяльності транспорту на навколишнє природне середовище та здоров’я людини. Це

призводить до витіснення українських перевізників з міжнародних ринків транспортних

послуг, особливо в умовах жорсткої конкуренції, знижує якість обслуговування вітчизняних

підприємств і населення, створює реальну загрозу економічній безпеці держави.

Не дивлячись на технічні та експлуатаційні можливості, розвиток кожного виду

транспорту бажає кращого. Так, залізничний транспорт має застарілий основний фонд (парк


174

транспортних засобів, технічне оснащення колій). Хоча останнім часом рухомий склад

поступово оновлюється закупівлею та будівництвом як закордонних, так і вітчизняних вагонів

та локомотивів (вагони корейського виробництва «Hyundai», українські вагони Крюківського

вагонобудівного заводу), технічний стан колій, вокзалів та станцій ще знаходяться на

недостатньому рівні. Також проблемою є невідповідність ширини колій української залізниці

та європейської. Це значно сповільнює проходження пасажирських та вантажних поїздів

через кордон. Навіть автоматичне регулювання ширини візків вагонів, не кажучи вже про

перевантаження вантажів або пересадки пасажирів, займає значний час.

Автомобільний транспорт є найбільш розповсюдженим. Саме тому на його частку

припадає найбільша кількість негативного впливу. Головною проблемою є поганий стан

доріг, до чого приводять кліматичні умови нашої країни, недосконала технологія

виробництва дорожнього покриття, пересування великовагових автомобілів по дорогах

загального призначення тощо. А оскільки Україна є транзитною країною, ця проблема є

актуальною не лише для наших перевізників, а й для закордонних. Вирішенням може стати

як капітальна реконструкція вже існуючих, так і будівництво нових доріг. Для цього важливо

дотримуватися жорсткого контролю за технологією виробництва та ремонту дорожнього

покриття, залучити закордонних інвесторів, а також забезпечити державне фінансування

комплексу.

Так як Україна має розгалужену річкову мережу та вихід до Чорного та Азовського

морів, водний транспорт є досить перспективним, але занедбаним. Застарілий рухомий

склад, причали та пристані, навантажувально-розвантажувальні засоби, недостатнє

фінансування та використання річкового флоту не може задовольнити потреби у перевезенні

вантажів та пасажирів. Перспективність контейнерних перевезень морським транспортом

для України має бути пріоритетним напрямом, оскільки наявність морських портів є

запорукою економічного співтовариства з іншими країнами.

Висока ціна перевезень та застарілий парк авіаційного транспорту України не може

конкурувати з іншими країнами. Тому регулювання галузі на державному рівні дасть змогу

покращити привабливість для іноземних компаній.

Спільними ключовими проблемами ефективного розвитку різних видів транспорту,

залишаються наступні: формування конкурентного середовища на позначених ринках

перевезень, збереження стійкості роботи в кризисних умовах, впровадження новітніх

економічних підходів до тарифоутворення, залучення у державні програми розвитку

іноземних інвесторів на привабливих умовах, впровадження ефективних моделей державно-

приватного партнерства та збільшення якості послуг, що надаються.

Пріоритетним завданням для України є реалізація її транспортного потенціалу та

створення транзитного транспортного мосту, що поєднуватиме країни Європи, Азії та Сходу.

Інтеграція нашої країни у міжнародне економічне світове товариство та посилення

транзитних взаємовідносин держави вимагають модернізації та удосконалення матеріально-

технічної бази, покращення та відновлення експлуатаційного та технічного стану дорожнього

комплексу, регулярності та надійності транспортних сполучень, збереженості вантажів і

безпеки перевезень пасажирів, зростання швидкості та зменшення вартості доставки, тобто

високого рівня функціонування усього українського транспортного комплексу.


175

Інтеграція транспортних мереж і транспорту України в міжнародну транспортну

систему необхідна для залучення додаткових обсягів перевезень та валютних надходжень,

скорочення транспортних витрат, наближення до міжнародних стандартів перевезень

пасажирів та вантажів, енергетичних та екологічних показників роботи транспорту і

збільшення частки експортного потенціалу України на міжнародному ринку транспортних

послуг шляхом значного підвищення конкурентоспроможності українських перевізників;

підтримання оперативної готовності транспортної системи України до використання її в

інтересах підвищення обороноздатності держави.