Енергетична реформа в Україні: основні виклики, терміни та індикатори

ЕНЕРГЕТИЧНА РЕФОРМА В УКРАЇНІ: ОСНОВНІ ВИКЛИКИ, ТЕРМІНИ ТА ІНДИКАТОРИ

Ірина Петренкожурналіст видання «Українська енергетика»,

менеджер проектів аналітичного центру «Діксі Груп»

Школа соціальної журналістики «Як писати про енергетичну реформу?»

Дніпропетровськ, 8 листопада 2012

Реформування паливно-енергетичного сектору України

Реформування електроенергетичної галузіРеструктуризація вугільної промисловостіРеформування нафтогазового комплексуЗміни в атомній енергетиціРозвиток відновлюваних джерел енергії та запровадження енергоефективності

Де шукати вимоги до енергетичних реформ?

1. Програма економічних реформ України на 2010-2014

2. Директиви Енергетичного Співтовариства, які Україна зобов'язалась виконувати

3. Проект оновленої Енергетичної стратегії України до 2030

Реформа електроенергетики

Вихідні умови реформи електроенергетики

Енергоємна економіка (на одиницю ВВП витрачається у 3-5 разів більше, ніж в Європі)

Попит на електроенергію лише зростатиме (до 2030 року зросте до 282 ТВт-год)

Стримування цін на електроенергію для населення (в 2,3-5 разів менші від середнього роздрібного тарифу для промисловості) та встановлення занижених тарифів для генеруючих компаній

Не здійснений перехід до конкурентного ринку електроенергії (законопроект «Про засади функціонування ринку електричної енергії України», Директива 2003/54/ЄС)

Увага преси сконцентрована на таких темах:

•Ліквідація перехресного субсидування •Запровадження «стимулюючого тарифоутворення»•Перехід до конкурентного ринку електроенергії•Незалежність регулятора •Приватизація енергопостачальних та теплових енергогенеруючих потужностей•Облік електроенергії•Розбудова інфраструктури (“smart grids”)

Реформа вугільної галузі

Вихідні умови реформи вугільної галузі

Старіння шахтного фонду (більше 70% усіх державних шахт працюють без реконструкції понад 30 років)

Значні запаси вугілля (2011 рік – 81,8 млн. т вугілля, плани 2012 року – до 84 млн. т), однак висока його собівартість, низька якість

Субсидування збиткового виробництва, тривалий процес закриття збиткових шахт

Відсутність конкурентного ринку вугільної продукції

Екологічна безпека, встановлення систем азото- та сіркоочистки (Директива 2001/80/ЕС)

•Переведення ТЕС з газу на вугілля•Модернізація теплових енергоблоків, встановлення систем очистки•Рівень безпеки роботи на шатах•Закриття збиткових шахт та приватизація•Собівартість та якість українського вугілля•Розвиток аукціонної системи торгівлі вугіллям•Ліквідація ДП «Вугілля України»


Реформа нафтогазової промисловості

Вихідні умови реформи нафтогазової промисловості

Споживання газу залишатиметься високим (до 49 млрд. кубометрів), нафтопродуктів (22,8 млн. тонн – за базовим сценарієм)

Висока залежність від імпорту природного газу (у 2011 році склав 40 млрд 1,747 млн кубометрів, його вартість – 12 млрд 361,172 млн. дол.) та нафти (у 2011 року – 9,255 млн. тонн)

Висока ціна на російський природний газ (I квартал 2012 року – 416 дол. за тис. кубометрів, II – 425 дол., III – 426 дол., IV – 432 дол.)

Низький видобуток власних ресурсів газу та нафти, майже відсутність власної нафтопереробки

Навантаження на бюджет через критичний фінансовий стан «Нафтогазу України» (Директива 2003/55/ЕС)

Цінове субсидування споживачів Непрозорість видобвних галузей

• Переговори з Росією щодо зниження ціни на газ, пропозиція «пакетної угоди»• Нові проекти диверсифікації джерел постачання газу і нафти («LNG-термінал», реверсні поставки газу з країн Європи, видобуток нетрадиційного газу та розробка газу на шельфі Чорного моря, завантаження «Одеси-Броди» та постачання нафти в Чехію, Польщу, Білорусь, розробка родовищ в Єгипті) • Реструктуризація НАК «Нафтогаз України»• Модернізація ГТС та можливість зберігання газу європейськими компаніями в ПСГ України• Доля українських НПЗ, ціни на бензин, якість нафтопродуктів• Зміна тарифної політики• Запровадження Ініціативи прозорості видобувних галузей (EITI)


Будівництво LNG-терміналу

Потужність – 10 млрд. кубометрів на рік (дві черги)

Реверс газу з Європи

Наразі – 4 млн. кубометрів на добу (польська Gaz-System)

Можливість імпорту від 5 до 20 млрд. кубометрів («Укртрансгаз»)

Розробка шельфу Чорного моря

Скіфська (3-4 млрд. кубометрів) та Фороська (2-3 млрд. кубометрів) ділянки

Видобуток нетрадиційного газу

Олеська (1,5 трлн. кубометрів) та Юзівська (2 трлн. кубометрів) площі. Слобожанська ділянка (6-8 млрд. кубометрів)

Свердловина Біляєвська-400

«Укргазвидобування» на Shell

Одеське та Безіменне родовища

2013 рік – 600 млн. кубометрів, 2014 – понад 1 млрд. кубометрів на рік

Зміни в атомній енергетиці

Вихідні умови змін в атомній енергетиці

Світові тенденції до змін в атомній енергетиці (аварія в Японії, відмова Німеччини від АЕС)

Безпека діючих українських АЕС (стрес-тести, позапланові ремонти, поводження з відпрацьованим ядерним паливом тощо)

Будівництво двох блоків Хмельницької АЕС (за базовим сценарієм потужність АЕС може бути збільшена до 5 ГВт)

• Добудова енергоблоків ХАЕС-3,4• Зняття з експлуатації діючих АЕС, продовження терміну їх експлуатації • Будівництво заводу з ядерного палива• Будівництво централізованого сховища відпрацьовано ядерного палива• Експлуатація палива Westinghouse та ТВЕЛ• Стрес-тести та безпека АЕС• Переміщення ядерних матеріалів територією України• Побудова об'єкту «Укриття» в Чорнобильській зоні• Хто очолить НАЕК «Енергоатом»?• Чи варто чекати змін у керівництві Державної інспекції ядерного регулювання?


Розвиток відновлюваної енергетики та енергоефективність

Вихідні умови розвитку відновлюваних джерел енергії та енергоефективності

10% ВДЕ в енергобалансі до 2030 року (проект Енергетичної стратегії до 2030 року)

11% ВДЕ в енергобалансі до 2020 року (вимоги до України в рамках Енергетичного Співтовариства, Директива 2009/28/EC)

На 9% до 2020 року скоротити енергоспоживання (Національний план із впровадження енергоефективності)

Високі «зелені» тарифи (листопад 2012 року – 122,77 коп./кВт-год (ВЕС), 134,46 (біопаливо), 84,18 (малі-ГЕС), 505,09 (наземні СЕС) та 463 (сонячні панелі на дахах)

Правило «місцевої складової» (введення в експлуатації до 2013 року – 15%, після 2013 – 30%, після 2014 – 50%)

• Частка ВДЕ у проекті оновленої Енергетичної стратегії до 2030 року, технічні обмеження мереж• Запровадження правила «місцевої складової» та розвиток, у зв'язку з цим нових проектів у вітровій, сонячній та біоенергетиці• Прийняття «зеленого» тарифу на біогаз, газ зі звалищ• Зниження коефіцієнту розрахунку «зеленого» тарифу до 2030 року• Побудова нових об'єктів електроенергетики з відновлюваних джерел (вітропарки, сонячні електростанції, розбудова малих-ГЕС, заводи з переробки біопалива, виробництво біогазу) та постійні законодавчі нововведення, які відлякують інвесторів• Зниження енергоспоживання та запровадження енергоефективних заходів


Будівництво вітроелектростацій

57,5 МВт вітропарк «Новоазовський» (Донецька область) і 37,5 МВт вітропарки «Очаківський» та «Березанський» (обидва – Миколаївська область). Ботієвська ВЕС («ДТЕК Приазовський» (Запорізька область)

– 36 МВт. 3 МВт – Новоросійська ВЕС (Херсонська область)

Будівництво сонячних електростанцій

Більше 300 МВт (Activ Solar), малі проекти («Рентехно», «Новосвіт» та інші)

Потенціал енергозбереження

13,8 млрд. євро, що відповідає 39 млрд. кубометрів природного газу (Рейтинг енергоефективності областей України 2012)

ДЯКУЮ ЗА УВАГУ

ІРИНА ПЕТРЕНКО[email protected]@GMAIL.COMHTTP://UA-ENERGY.ORG/HTTP://PETRENKOIRINA.WORDPRESS.COM

Documents

Енергетична реформа в Україні: основні виклики, терміни та індикатори