Енергетична стратегія України на період до 2030 року ІІ
| Вид материала | Документы |
- Енергетична стратегія України на період до 2030 року VIII. Загальні екологічні проблеми, 83.26kb.
- Енергетична стратегія України на період до 2030 року, 387.69kb.
- 1. Затвердити Стратегію регіонального розвитку Вінницької області на період до 2015, 1035.56kb.
- Національна стратегія україни щодо наркотиків (на період до 2020 року), 347.13kb.
- України на період, 1241.03kb.
- Аналіз затвердженої „Енергетичної стратегії України на період до 2030, 207.5kb.
- Концепція Державної цільової науково-технічної програми розвитку та використання відновлюваних, 80.1kb.
- Нормативні посилання, 1330kb.
- Відповідно до п. 4 Національного плану розвитку системи охорони здоров'я на період, 727.16kb.
- Постановою Верховної Ради України від 21 листопада 1992 року n 2810-xii із змінами, 575.43kb.
Необхідно збільшити пропускну спроможність міждержавних електромереж як на території України, так і на територіях країн ЄС, що потребує скоординованих дій відповідних вітчизняних та зарубіжних структур.
Розподільні мережі
Розподільні електричні мережі налічують близько 1 млн.км повітряних і кабельних ліній електропередачі напругою 0,4 – 150 кВ, близько 200 тис.од. трансформаторних підстанцій напругою 6 – 110 кВ загальною встановленою потужністю понад 200 тис.МВА.
Погіршений стан розподільних електромереж призводить до аварійних ситуацій в регіонах країни. Брак фінансових ресурсів унеможливлює відновлення, модернізацію та реконструкцію діючих електричних мереж всіх класів напруги, а також будівництво нових ліній електропередачі. Значно зросла кількість об'єктів, які відпрацювали свій технічний ресурс. У розподільних електричних мережах напругою 0,4 – 150 кВ підлягають реконструкції та заміні близько 140 тис.км електромереж, або 17% від їх загальної протяжності, та 19% трансформаторних підстанцій.
Незадовільний стан електричних мереж, їх невідповідність діючим нормам і режимам електроспоживання, а також низький рівень приладів обліку призводить до значного зростання технологічних витрат під час транспортування електроенергії.
Для задоволення потреб споживачів в якісному та надійному електропостачанні необхідно:
- у 2006 – 2010 рр. ввести в експлуатацію не менше 30 тис.км нових та реконструйованих ліній електропостачання напругою 0,4-150 кВ;
- у 2011 – 2020 рр. вводити щороку в дію не менше 15 тис.км таких ліній;
- у наступні роки здійснювати щорічне будівництво нових ліній електропередач відповідно до потреб розвитку електронавантаження споживачів та проводити відновлення діючих ПЛ в обсязі норм амортизаційних відрахувань. При цьому будівництво нових ліній електропередач і трансформаторних підстанцій, а також реконструкцію діючих, необхідно здійснювати з урахуванням переведення господарських потреб населення сільської місцевості з газу на електроенергію.
Будівництво та модернізація підстанцій напругою 35-150 кВ має відбуватися у прямій залежності від ступеня подальшого енергооснащення промислових, сільськогосподарських і комунально-побутових споживачів і здійснюватися випереджувальними темпами стосовно зростання електричного навантаження.
Розвиток і реконструкція електромереж у сільській місцевості має здійснюватися із залученням коштів місцевого і держаного бюджетів та підприємницьких структур.
Технічне переозброєння, реконструкція електричних мереж та їх розвиток мають здійснюватися на вітчизняній нормативній базі з урахуванням рекомендацій Міжнародної Електротехнічної комісії та регіональних особливостей щодо умов надійності й екологічної безпеки, з урахуванням реальної вартості земель та максимального використання основних матеріалів і обладнання власного виробництва, зміцнення матеріальної бази і кадрового потенціалу будівельно-монтажних організацій (механізованих колон та інших).
На розвиток розподільних мереж до 2030 року планується 35,4 млрд.грн., у тому числі з 2006 - 2010 роки - 7,6 млрд.грн., з 2011 - 2020 роки – 12,6 млрд.грн., з 2021 - 2030 роки
– 15,2 млрд.грн.
Загальна сума інвестицій на розвиток до 2030 року магістральних, міждержавних та розподільних електричних мереж, включаючи забезпечення паралельної роботи ОЕС України з UCTE, а також на модернізацію, оновлення та будівництво трансформаторних підстанцій становить 82,9 млрд.грн.
3.1.6. Оптовий ринок електричної енергії
Для підвищення конкурентоспроможності української енергетики, забезпечення потреб споживачів України в електричній енергії за мінімально можливою ціною на засадах конкуренції між виробниками та між постачальниками електричної енергії, забезпечення надійного електропостачання споживачів, а також фінансової стабільності і прибутковості галузі та інтересу до неї з боку потенційних інвесторів, у 1996 році в Україні створено оптовий ринок електричної енергії (ОРЕ).
Оптовий ринок електроенергії у відповідності із Законом України „Про електроенергетику” діє на основі Договору між його членами, яким визначені умови, діяльності, права, обов’язки і відповідальність його учасників, а також порядок діяльності, інфраструктура ринку та його органи. Економічні та фінансові механізми функціонування регулюються Правилами Оптового ринку електроенергії та відповідними інструкціями до Договору.
Нова економічна система ринкових відносин в електроенергетичній галузі запроваджувалась з урахуванням умови збереження об’єднаної енергетичної системи, яка включає об’єкти електроенергетики, об’єднані спільним режимом виробництва, передачі та розподілу електричної енергії за умови централізованого оперативно-диспетчерського управління.
Оператором ОРЕ є державне підприємство „Енергоринок”, яке здійснює купівлю-продаж всієї електричної енергії, виконує функції розпорядника системи розрахунків (формування оптової ринкової ціни та розрахунок платежів) та розпорядника коштів ОРЕ.
Оптова ринкова ціна, за якою здійснюється закупівля електричної енергії на ОРЕ енергопостачальними компаніями, формується на основі середньозваженої ціни закупівлі електроенергії Оптовим ринком у виробників електричної енергії (ТЕС, АЕС, ГЕС, ТЕЦ, ВЕС), з урахуванням цін продажу електроенергії на експорт, платежів за надання послуг системним оператором (ДП „НЕК „Укренерго”) та оператором ринку (ДП „Енергоринок”), на фінансування інвестиційних проектів та платежів для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії пільговим категоріям споживачів.
Розподіл електричної енергії в ОЕС виконується енергопостачальними компаніями, що є ліцензіатами з постачання електроенергії за регульованим і нерегульованим тарифом. Постачальники за регульованим тарифом мають у своїй власності розподільні електричні мережі і, крім ліцензії на постачання, отримують ліцензію на передачу електричної енергії власними мережами.
На Оптовому ринку електроенергії законодавчо забезпечено рівноправний доступ до ринку електроенергії та послуг електричних мереж усіх суб’єктів підприємницької діяльності, а також купівлю і продаж електроенергії за Правилами оптового ринку та визначення ціни на електроенергію генеруючих компаній.
Розрахунки між учасниками оптового ринку здійснюються пропорційно обсягам виробництва товарної продукції за алгоритмом розподілу коштів, затверджених НКРЕ.
З другої половини 2000 року, після законодавчого закріплення визначеного Договором порядку розрахунків на оптовому ринку електроенергії і запровадження розрахунків виключно грошовими коштами вдалося виправити стан розрахунків і підняти рівень оплати за електроенергію, куповану в ОРЕ, з 7-10% від загального обсягу товарної продукції у 1999 р. до 99,2% у 2005 р. Оплата генеруючим компаніям за вироблену енергію у 2005р. склала 100%.
Таким чином з ліквідацією прямих договорів, бартеру та інших не грошових форм розрахунків було спростоване твердження про те, що прийнята модель ОРЕ є причиною неплатежів за електроенергію.
Учасники ОРЕ отримали належні їм кошти за електроенергію, поліпшили свій фінансовий стан, що дозволило в останні роки спрямувати значні фінансові ресурси на розвиток і модернізацію енергетичних потужностей.
Проте за час роботи ОРЕ окреслились проблеми, що стримують його розвиток. Це насамперед великі обсяги боргових зобов’язань минулих років за енергоносії, відсутність ринку системних послуг (резерв потужностей, регулювання частоти і напруги), не відпрацьовані механізми страхування фінансових і страхових ризиків, перехресне субсидування в ПЕК.
Подальше вдосконалення оптового ринку має проводитись з врахуванням практики інших країн та позитивного досвіду результатів роботи діючого ОРЕ України, якими є напрацьована роками нормативно-правова база, як основа подальшого розвитку ОРЕ, сформовані основи конкурентних відносин, прозора система купівлі – продажу енергії та формування цін і платежів і, головне, збереження єдиної енергосистеми України із стабільним забезпеченням балансу виробництва і споживання електроенергії в ОЕС України.
Дуже важливим у 2006 р. є реалізація основних напрямків погашення та реструктуризації боргів за спожиті енергоносії, визначених Законом України „Про заходи, спрямовані на забезпечення сталого функціонування підприємств паливно-енергетичного комплексу”.
Схема функціонування оптового ринку електричної енергії
Згідно з Концепцією функціонування та розвитку оптового ринку електричної енергії України, затвердженою постановою Кабінету Міністрів України від 16.11.2002 № 1789, у якій враховано норми європейського права стосовно електроенергетики, подальший розвиток ОРЕ передбачає поступовий перехід від існуючої моделі Оптового ринку електроенергії до ринку, який включатиме:
- ринок прямих товарних поставок електричної енергії (ринок прямих договорів), який функціонує на основі двосторонніх договорів купівлі-продажу електричної енергії між виробниками електричної енергії та постачальниками і споживачами;
- балансуючий ринок електричної енергії;
- ринок допоміжних послуг.
Перехід від діючої моделі ОРЕ до запропонованої Концепцією може здійснюватися шляхом поетапного запровадження системи двосторонніх договорів на купівлю електричної енергії між кінцевим споживачем і виробником та між постачальником і виробником.
В 2005 році завершено перший із трьох етапів реалізації основних положень Концепції.
При цьому запровадження Концепції та подальша позитивна динаміка його розвитку можлива в разі забезпечення таких основних передумов:
- покращення фінансового стану в електроенергетичній галузі шляхом досягнення повної поточної оплати спожитої електроенергії, вирішення проблеми боргів між суб’єктами ринку та їх дисбалансу;
- заміна морально застарілого та фізично зношеного обладнання енергетичних компаній та зниження рівня витрат електричної енергії в мережах;
- поетапне запровадження автоматизованих систем комерційного обліку електричної енергії у всіх учасників ринку на шляху від виробника до споживача енергії та інформаційного обміну даними;
- подальше поглиблення конкурентних засад діяльності суб’єктів ОРЕ: оптимізація методології тарифо- і ціноутворення та удосконалення механізмів протидії недобросовісної конкуренції;
- припинення перехресного субсидіювання в паливно-енергетичному секторі;
- підготовка нормативно-правової бази для визначення умов і правил функціонування нової моделі енергоринку, зокрема принципів роботи балансуючого ринку, гарантій відшкодування його фінансових ризиків, порядку укладання прямих договорів, зокрема, їх взаємодію із балансуючим ринком тощо.
- вдосконалення діючого конкурентного ринку електроенергії в Україні створить умови для його поетапної інтеграції до єдиного Європейського ринку електроенергії.
3.2. Теплова енергія
Стратегічними цілями розвитку систем теплозабезпечення є надійне, якісне та безпечне постачання теплової енергії галузям економіки і соціальній сфері країни на основі їх технологічної перебудови з переважним використанням комбінованого виробництва теплової та електричної енергії на базі твердих палив, теплових насосів, інших досягнень науково-технічного прогресу, підвищення енергетичної й економічної ефективності та забезпечення екологічних вимог.
Реалізація можливостей науково-технічного прогресу в системах теплопостачання має забезпечити вирішення таких проблем їх технологічного розвитку:
- подальший розвиток виробництва, передачі та розподілу теплової енергії на базі ефективного використання паливних ресурсів і можливостей вітчизняного енергомашинобудування;
- впровадження теплоенергетичного і електротехнічного обладнання, які відповідають вимогам надійності, ефективності і екологічності;
- забезпечення комплексної автоматизації технологічних процесів виробництва, транспортування і розподілу теплової енергії;
- створення інформаційно-керувальних систем теплопостачання.
3.2.1. Характеристика сучасного стану та розвиток системи теплозабезпечення
Система теплопостачання в Україні є досить розвиненою; станом на 2000 р. загальне теплоспоживання дорівнювало 225,8 млн. Гкал, в 2004 р. – 237,1 млн. Гкал. Упродовж останнього десятиріччя споживання теплової енергії скоротилось майже на 45%, що зумовлено скороченням обсягів матеріального виробництва в галузях економіки, зниженням якості послуг централізованого опалення та гарячого водопостачання, зниженням, передусім влітку обсягів водопостачання горячої води споживачам, запровадженням приладів обліку тепла та води в житловому фонді, тощо.
Основними споживачами теплової енергії є житлово-комунальний сектор (44%) та промисловість (35%), інші галузі економіки разом споживають близько 21% тепла.
Споживання теплової енергії (брутто) в Україні - млн. Гкал
Потреби споживачів у тепловій енергії забезпечується опалювальними та промислово- опалювальними котельнями, ТЕЦ, квартирними генераторами, джерелами теплових вторинних енергоресурсів, нетрадиційними та відновлюваними джерелами теплової енергії.
На даний час у країні працюють близько 250 ТЕЦ, з яких більше 200 – дрібні відомчі промислові установки. Основним паливом для ТЕЦ є природний газ – 76 - 80%,
мазут – 15 - 18% та вугілля – 5 - 6%. Обладнання на більшості ТЕЦ застаріле, не відповідає сучасним екологічним вимогам і нормативам, потребує реконструкції і модернізації.
У тепловому господарстві країни знаходиться понад 100 тис. котелень різного призначення. Переважна більшість із них – це дрібні промислові чи опалювальні автономні котельні. Стан обладнання більшості з них незадовільний, потребує реконструкції та заміни. Основним паливом для котелень є природний газ – 52 - 58% (мазут – 12 - 15%,
вугілля – 27 - 36%).
Значну частку тепла виробляють індивідуальні (поквартирні) генератори (газові, рідинні, твердопаливні котли, побутові печі тощо), утилізаційні установки та інші джерела.
Аналіз та розрахунки показують, що в умовах України, як і в цілому в світі, у період до 2030 року повинні відбутися радикальні зміни в структурі джерел теплопостачання. Основним фактором, що зумовлює ці зміни, стане різке зростання світових цін на природний газ, нафту та нафтопродукти. Тому прогнозується поступове витіснення газових котелень та більшості ТЕЦ, що забезпечують тепер виробництво переважної частки теплової енергії, зазначеними новими технологіями. Швидкість таких змін буде визначатися темпами наближення внутрішніх цін в Україні на природний газ до світових, які потійно зростають. З урахуванням великої різниці між внутрішніми та світовими цінами таке наближення буде відбуватися поступово у період
2006-2015 рр.
Враховуючи обмежені власні запаси вуглеводневого палива, суттєве підвищення цін на імпортовані енергоносії, постійне зростання потреби в теплі, підґрунтям енергетичної політики у галузі теплопостачання має стати енергозбереження у сфері споживання і докорінне підвищення енергоефективності у сфері генерації, транспорту та розподілу тепла. Реалізація енергозберігаючих заходів у секторі споживання передбачає перехід на сучасні норми та стандарти у громадянському будівництві, у першу чергу, у сфері будівництва та реконструкції житлового фонду, у всіх галузях промисловості.
Головним напрямом розвитку систем генерації, транспорту та розподілу тепла має стати зниження рівнів споживання природного газу за рахунок підвищення ефективності його використання, розвитку систем теплопостачання на базі електричної енергії, вугілля, позабалансових, нетрадиційних та відновлюваних джерел енергії, вторинних енергетичних ресурсів, природних теплових ресурсів, тощо. Для забезпечення попиту споживачів України у тепловій енергії (з урахуванням впровадження енергозберігаючих заходів) її виробництво необхідно збільшити майже в 1,8 рази (з 241,0 млн. Гкал у 2005 р. до 430,9 млн. Гкал у
2030 році).
Розвиток системи теплопостачання прогнозується здійснювати до 2030 р. за такими напрямами:
- зростання виробництва тепла котельнями до 2015 р. з досягненням максимального обсягу 204,8 млн. Гкал та подальше його зменшення до 85,9 млн. Гкал у 2030 р. через значне подорожчання природного газу;
- збільшення рівня виробництва теплової енергії на теплових та атомних електричних станціях майже в 1,7 раза (з 56,4 млн. Гкал до 93,9 млн. Гкал) з одночасним зменшенням використання природного газу на її виробництво за рахунок збільшення встановленої потужності АЕС, ТЕС та ТЕЦ нових типів на вугіллі та альтернативних видах палива, зниження питомих витрат палива на відпуск теплової енергії;
Структура виробництва теплової енергії за видами теплоджерел, млн. Гкал
| Теплоджерела | 2005 | Прогнозний період, роки | |||||||||||
| 2010 | 2015 | 2020 | 2030 | ||||||||||
| І | ІІ | ІІІ | І | ІІ | ІІІ | І | ІІ | ІІІ | І | ІІ | ІІІ | ||
| Виробництво теплової енергії, всього | 241,0 | 282,3 | 279,5 | 265,2 | 335,2 | 317,1 | 291,5 | 385,9 | 364,3 | 323,0 | 467,2 | 430,9 | 382,7 |
| Електростанції, у т.ч. когенераційні установки, вcього, у т.ч.: | 53,3 | 55,2 | 54,2 | 53,3 | 58,4 | 56,4 | 54,4 | 64,6 | 60,6 | 56,6 | 79,6 | 76,0 | 73,0 |
| Газове та рідке паливо | 46,0 | 46,0 | 46,0 | 44,0 | 40,0 | 40,0 | 40,0 | 36,0 | 36,0 | 36,0 | 29,0 | 29,0 | 29,0 |
| Тверде паливо | 5,6 | 7,0 | 6,0 | 6,0 | 16,0 | 14,0 | 12,0 | 26,0 | 22,0 | 18,0 | 47,6 | 44,0 | 40,0 |
| Ядерна енергія | 1,8 | 2,2 | 2,2 | 2,2 | 2,4 | 2,4 | 2,4 | 2,6 | 2,6 | 2,6 | 3,0 | 3,0 | 3,0 |
| Котельні | 148,8 | 185,8 | 185,9 | 174,0 | 216,2 | 204,8 | 183,7 | 228,4 | 218,8 | 187,6 | 109,3 | 103,8 | 84,2 |
| Електричні теплогенератори та теплотрансформатори *) | 1,7 | 2,7 | 2,7 | 2,6 | 14,9 | 14,1 | 13,0 | 34,7 | 32,8 | 29,1 | 195,2 | 180,0 | 159,9 |
| Індивідуальні генератори тепла | 24,0 | 26,4 | 24,8 | 23,9 | 29,9 | 27,2 | 26,5 | 32,6 | 29,2 | 28,6 | 38,1 | 33,3 | 31,3 |
| Теплові ВЕР | 11,5 | 10,1 | 9,8 | 9,4 | 11,9 | 10,9 | 10,5 | 15,4 | 13,3 | 12,6 | 24,5 | 18,9 | 17,5 |
| Інші джерела | 1,7 | 2,1 | 2,1 | 2,0 | 3,9 | 3,7 | 3,4 | 10,2 | 9,6 | 8,5 | 20,5 | 18,9 | 16,8 |
*) – теплові насоси, акумуляційні електричні та електрогідродинамічні нагрівачі, I – оптимістичний сценарій; ІІ – базовий сценарій; ІІІ – песимістичний сценарій.
- постійне нарощування виробництва тепла на базі електричних теплогенераторів (переважно – теплових насосів). Це дозволить також ефективно використовувати встановлену потужність електроенергетичної системи поза межами опалювального сезону для кондиціонування, забезпечуючи вирівнювання її сезонних навантажень. Поетапна заміна частки систем генерації тепла на органічному паливі системами акумуляційного електричного та електрогідродинамічного нагріву (термери) на позапіковій електроенергії, що не потребує введення нових електрогенеруючих потужностей і сприяє підвищенню ефективності використання електрогенеруючого обладнання за рахунок ущільнення графіків електричних навантажень (підвищення рівнів нічних та денних мінімумів електроспоживання), участь у регулюванні частоти та потужності.
Прогнозується, що до 2030 року обсяг виробництва теплової енергії електричними теплогенераторами, головним чином – тепловими насосами, зросте до 180,0 млн. Гкал проти
1,7 млн. Гкал у 2005 р. Темпи зростання виробництва у межах прогнозного періоду зумовлені економічною конкурентоспроможністю цих джерел, будуть найвищими у 2015-2030 рр.;
- збільшення виробництва теплової енергії індивідуальними (поквартирними) генераторами в 1,4 рази (з 24,0 млн. Гкал до 33,3 млн. Гкал);
- розширення обсягів виробництва теплової енергії на базі нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії, зокрема, шахтного метану, рослинної біомаси, використання когенераційних установок, теплових ВЕР промисловості та побуту.
- зменшення питомих витрат палива на виробництво тепла електростанціями і котельнями на 8% у 2010 р. та на 16% – у 2030 р., що забезпечить економію палива в обсягах 4,25 та
5,9 млн. т у.п. відповідно.
- Збільшення комбінованого виробництва тепла і електроенергії з 53,3 млн. Гкал у 2005 р. до 76,0 млн. Гкал у 2030 р., надання економічних преференцій підприємствам, що використовують когенераційні установки.
Загальні витрати органічного палива на виробництво теплової енергії електростанціями та котельнями зростають від 35,7 млн. т у.п. у 2005 р. до 43,3 млн. т у.п. у 2020 р. з подальшим їх зменшенням до 26,2 млн. т у.п. у 2030 р. Це пояснюється інтенсивним впровадженням у період 2016-2030 рр. теплових насосів та акумуляційних електронагрівачів. Використання теплових насосів забезпечує, окрім економічного, значний енергозберігаючий та екологічний ефекти, оскільки до кожної одиниці енергії, виробленої електростанціями, тепловий насос залучає ще 2-5 одиниці енергії тепла довкілля.