2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16

1. Вступ 11

1. Вступ 11

1.1. Аналіз виконання та причини оновлення Енергетичної стратегії 11

Акцент на реалізацію заходів щодо енергоефективності та енергозбереження; 11

Розвиток конкурентного середовища і підвищення ефективності та прозорості ринків; 11

Зростаюча орієнтація на охорону навколишнього середовища; 11

Зобов’язання України в рамках приєднання до Енергетичного співтовариства зафіксовано на міжнародному рівні; 11

Зміни в українській та світовій економіках, викликані фінансово-економічною кризою, призвели до значних коригувань показників розвитку; 11

Переважна частина програм модернізації та будівництва генеруючих та мережевих об’єктів, які були передбачені Енергостратегією 2006 року, не реалізовані. 12

1.2. Цілі та завдання Енергетичної стратегії 12

1.3. Підхід до оновлення Енергостратегії 13

1.4. Основні висновки 13

1.5. Реалізація та актуалізація Енергетичної стратегії 14

1.6. Прогнозні сценарії розвитку економіки та ПЕК 14

2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16

2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16

2.1. Прогнозний загальний паливно-енергетичний баланс 16

2.2. Баланс електричної енергії 23

2.3. Баланс вугілля 26

* Результуючі значення можуть відрізнятися від арифметичної суми доданків за рахунок округлення 28

Баланс нафти 29

2.5. Баланс природного газу 30

3. Стратегія розвитку електроенергетичної галузі 32

3. Стратегія розвитку електроенергетичної галузі 32

3.A. Електрична енергія 32

3.1. Споживання електроенергії 32

3.2. Виробництво, передача та розподіл електроенергії 35

3.3. Державне регулювання та структура власності в електроенергетиці 39

3.4. Загальні екологічні проблеми в галузі електроенергетики 42

3.Б. Теплова енергія 45

3.В. Відновлювані джерела енергії 51

4. Стратегія розвитку атомної енергетики та промисловості 55

4. Стратегія розвитку атомної енергетики та промисловості 55

4.1. Поточний стан та розвиток атомної енергетики 55

4.2. Напрямки розвитку атомної енергетики України 55

2 ГВт за песимістичним сценарієм; 55

5 ГВт за базовим сценарієм; 55

7 ГВт за оптимістичним сценарієм; 55

затвердження у встановленому порядку Кадастру майданчиків для будівництва енергоблоків нових АЕС; 55

прийняття рішень щодо будівництва енергоблоків нових АЕС та енергоблоків, що заміщують потужності діючих АЕС; 55

будівництво енергоблоків №3, 4 Хмельницької АЕС; 55

будівництво енергоблоків на нових майданчиках; 55

будівництво нових енергоблоків на майданчиках діючих АЕС (в т.ч. на заміну енергоблоків, які будуть виведені з експлуатації); 56

виконання робіт з підготовки енергоблоків до зняття з експлуатації після завершення додаткового періоду їх експлуатації. 56

4.3. Розвиток інфраструктури підтримки експлуатації 58

5. Стратегія розвитку вугільної промисловості 64

5. Стратегія розвитку вугільної промисловості 64

5.1. Поточний стан вугільної промисловості 64

5.2. Прогноз споживання вугілля 66

5.3. Розвиток і реформування вугільної промисловості 67

5.3.4 Етапи розвитку вугільної галузі 73

6. Стратегія розвитку нафтогазової галузі 75

6. Стратегія розвитку нафтогазової галузі 75

6.1. Споживання газу 75

6.2. Видобуток газу 81

6.3. Диверсифікація джерел імпорту газу 86

6.4. Газотранспортна система 88

6.5. Споживання нафтопродуктів 95

6.6. Нафтопереробна галузь 100

6.7. Видобуток нафти й газового конденсату 102

6.8. Нафтотранспортна система 104

Підтримки функціонування системи нафтопроводів шляхом виконання робіт з діагностики та ремонту для забезпечення надійної і безпечної експлуатації; 108

Проведення модернізації НТС, в т.ч. і з впровадженням послідовного транспортування різних сортів нафти; 108

Впровадження енергозберігаючих технологій для зниження експлуатаційних витрат. 108

6.9. Пріоритетні напрямки державного регулювання нафтогазової галузі 108

Розробити і впровадити механізм надання рівного спрощеного доступу до геологічної інформації з родовищ, які виставляються на конкурс, для всіх учасників (включаючи можливість експорту цієї інформації для іноземних інвесторів при суворому дотриманні конфіденційності) на строк і в обсязі, достатньому для формування рішення про участь у конкурсі; 110

Забезпечити рівні права на одержання спеціальних дозволів для державних і приватних компаній; 110

Забезпечити умови для рівного доступу та конкуренції при проведенні аукціонів на видачу спеціальних дозволів, зокрема, за допомогою забезпечення виконання вимог з обов'язкової попередньої відкритої публікації умов і забезпечення обов’язкової публікації заявок, що надійшли; 110

Передбачити термін, відведений для подачі пакету документів, необхідного для участі в аукціоні на одержання спеціального дозволу, не менше ніж у 30 днів, і для участі в аукціоні на одержання УРП - не менше ніж у 60 днів; 110

Привести у відповідність початкову (стартову) ціну спеціального дозволу до майбутніх умов видобутку й рівня ризику, пов’язаного з родовищем, установивши прозорі правила оцінки залежно від вартості запасів і ресурсів вуглеводню, та з урахуванням особливостей структури покладів нетрадиційних колекторів; 110

Передбачити можливість визначення переможця аукціону як учасника, який запропонував найбільш раціональні умови використання природних ресурсів, найефективніші технологічні рішення ведення робіт, оптимальніші заходи з охорони довкілля, найбільш привабливі умови інвестування, достатні фінансову забезпеченість та міжнародний досвіду, а не тільки найбільшу ціну за спеціальні дозволи; 110

Збільшити максимальний сумарний термін дії спеціальних дозволів (із урахуванням усіх можливих подовжень) до 40 років, відповідно до очікуваної тривалості періоду експлуатації родовищ; 110

Надавати переважне право на спеціальний дозвіл на видобуток за компанією, яка здійснила успішне геологічне вивчення (в тому числі дослідно-промислову розробку); 110

Інтенсифікувати виставлення на аукціон спеціальних дозволів на геологічне вивчення, дослідно-промислове розроблення і подальший видобуток нафти та газу («наскрізні ліцензії»); 110

Усунути можливості необґрунтованого зупинення дії або анулювання спеціальних дозволів шляхом встановлення на рівні закону закритого обмеженого переліку причин зупинення дії спеціальних дозволів, через які виникають юридична або технічна неможливість продовження експлуатації родовища власником спеціального дозволу; 110

Зняття заборони на відчуження права на використання надр шляхом заміни інституту спеціальних дозволів на договори використання надр, право на які може бути передане або заставлене (у т.ч. як внесок у спільну діяльність чи спільне підприємництво). Залучений кредит під заставу права на використання надр має бути використаний винятково для цілей надрокористування, а відчуження такого права має бути обов’язково погоджене державою. 111

Розробити і впровадити систему врегулювання питань виділення необхідних для проведення розвідувальних або видобувних робіт земельних ділянок (а також зміни їх цільового призначення) зусиллями державних органів у рамках підготовки конкурсної пропозиції; 111

Забезпечити відповідність між термінами дії спеціальних дозволів і термінами виділення земельних ділянок із можливістю продовження останніх у разі продовження спеціальних дозволів; 111

Розробити закритий обмежений перелік причин, які ведуть до можливості розірвання договору оренди землі, і гарантувати компенсацію збитків власникові спеціального дозволу у разі розірвання договору оренди землі з ініціативи власника землі з причини, не зазначеної у такому закритому переліку; 111

Виставляти на аукціон земельні ділянки площею, достатньою для проведення повноцінної розвідки та розроблення родовищ, у тому числі, підвищивши максимальний розмір ділянки на суходолі та шельфі до 1000 кв. м. та 2000 кв. м. відповідно; 111

Спростити процедуру збільшення площі спецдозволів на геологічне вивчення у випадку, коли за межами наявної площі спецдозволів було одержано приріст запасів вуглеводнів промислових категорій. 111

Участь держави у фінансуванні будівництва найбільш важливих об'єктів загальної інфраструктури, необхідних для здійснення видобутку на декількох родовищах; 111

Державну підтримку підготовки необхідних професіоналів і ресурсно-технічного забезпечення галузі; 112

Закупівлі імпортного газу, газу державних компаній, а також одержання газу в рамках УРП на умовах, визначених органом державного регулювання в енергетиці; 113

Продажу газу газопостачальним підприємствам для забезпечення населення й ТКЕ за регульованими цінами з урахуванням цільового рівня субсидування. При цьому збутові компанії повинні обслуговувати споживачів на конкурентних засадах із збереженням інституту гарантованих постачальників й інших регуляторних механізмів. 113

Здійснити юридичне і функціональне відокремлення діяльності з розподілу від постачання газу; 113

Провести приватизацію окремих газопостачальних/газорозподільних підприємств; 113

Створити конкурентний роздрібний ринок збуту газу, забезпечивши можливість вибору населенням газопостачальних підприємств, а газопостачальним підприємствам - можливість роботи зі споживачами (включаючи населення) у всіх регіонах України; 113

Здійснити приватизацію або передачу в довгострокову оренду розподільних мереж компаніям, які не беруть участь у постачанні газу, після початку реального функціонування норм законодавства із забезпечення рівного доступу до інфраструктури розподілу газу; 113

Вимоги від учасників оптового ринку щодня привселюдно повідомляти прейскуранти, за якими кожний із покупців може придбати продукцію; 115

Обмеження максимальної частки АЗС, яка може перебувати під контролем одного учасника на регіональному ринку. 115

Вимога регулярного надання звітності органу державного регулювання для наступного відкритого публікування інформації про ринкову ситуацію в агрегованому й усередненому вигляді: 115

Для нафтопереробних заводів та інших учасників оптового ринку - ціни й обсяги оптових угод, а також запаси нафтопродуктів, обсяги фактичного та планованого виробництва і графік ремонтів, які зупиняють виробництво; 115

Для учасників роздрібного ринку - ціни й обсяги закупівель. 115

Підвищення якості та гармонізація звітності про ринок нафтопродуктів, наданої як учасниками ринку, так і державними органами. 115

Диференціація акцизів на біопаливо і традиційні нафтопродукти (у тому числі відповідно до впливу на екологію); 116

Установлення норм із обов'язкової частки вмісту біопалив у бензині/дизелі для досягнення обсягів, зазначених у Стратегії й відповідно до вимог європейського співтовариства. Реалізація цього заходу повинна бути поступовою: планомірне збільшення обов'язкової частки продажу біопалив протягом декількох років, а також поширення застосування нормативів, починаючи з найбільших міст; 116

Створення економічних стимулів для споживачів до переустаткування або придбання транспортних засобів, які споживають суміші з більш високим вмістом біопалива; 116

Забезпечення на всіх етапах суворого контролю якості виробленого та реалізованого через роздрібну мережу АЗС біопалива. 116

З 01.01.2016 - усіх марок бензину, а також дизельного палива для сектора транспорту. Для інших галузей і груп споживачів дизельного палива 116

необхідно розробити окремий, більш повільний план переходу на паливо підвищеної якості для забезпечення можливості підготовки до змін. 116

До 2020 р. - здійснити перехід на стандарт Євро-5. 116

При цьому при здійсненні підтримки модернізації необхідне публічне розкриття інформації про умови виділення заходів підтримки, недискримінаційний розгляд заявок, регулярну звітність компаній про реалізацію заходів із модернізації, а також можливість відкритого публічного обговорення. 117

Перерахований вище комплекс заходів підтримки має бути реалізований виходячи із міжнародних зобов'язань України та не суперечити їм. Також, він має бути об'єднаний в єдину програму модернізації найбільших і найсучасніших заводів із метою підвищення конкурентоспроможності та збільшення виходу світлих нафтопродуктів. Ця програма повинна бути розроблена разом із виробниками протягом трьох місяців після ухвалення Стратегії. 117

Жорсткість контролю над недопущенням поставок контрафактної продукції; 118

Забезпечення виробництва нафтопродуктів, які відповідають діючим стандартам якості, для чого можливе введення ліцензування виробництва на внутрішньому ринку; 118

Постійний контроль якості продукції, реалізованої на АЗС. 118

7. Пріоритетні напрями енергозбереження, потенціал розвитку нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії 119

7. Пріоритетні напрями енергозбереження, потенціал розвитку нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії 119

7.1. Основні принципи державної політики в сфері енергоефективності 119

7.2. Потенціал розвитку нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії й альтернативних видів палива 125

8. Загальні екологічні проблеми, зумовлені виробничою діяльністю підприємств паливно-енергетичного комплексу, та шляхи їх розв’язання 128

8. Загальні екологічні проблеми, зумовлені виробничою діяльністю підприємств паливно-енергетичного комплексу, та шляхи їх розв’язання 128

9. Гарантування енергетичної безпеки 133

9. Гарантування енергетичної безпеки 133

10. Фінансове забезпечення розвитку паливно-енергетичного комплексу 136

10. Фінансове забезпечення розвитку паливно-енергетичного комплексу 136

Розвиток електричних мереж: нове будівництво, реконструкція і модернізація магістральних мереж - 53 млрд. грн., нове будівництво, реконструкція і модернізація розподільних мереж - 134 млрд. грн.; 137

Теплова генерація: модернізація ТЕС - 170 млрд. грн., включаючи установку ПГО при модернізації теплових станцій - 98 млрд. грн., модернізація ТЕЦ - 22 млрд. грн., будівництво ТЕС - 132 млрд. грн. 137

Гідрогенерація: реконструкція та будівництво ГЕС і ГАЕС - 60 млрд. грн. 137

ВДЕ: будівництво електростанцій на основі ВДЕ - 130 млрд. грн. 137

Системи теплопостачання: розвиток систем транспортування, розподілу й обліку теплової енергії - 84 млрд. грн. 137

Паливне забезпечення атомних електростанцій – 20 млрд.грн. 137

Подовження строку служби 11 енергоблоків АЕС – 26 млрд. грн. 137

Будівництво нових блоків: будівництво енергоблоків №3,4 Хмельницької АЕС – 42 млрд. грн., будівництво інших нових блоків – 223 млрд. грн., у тому числі для заміщення тих, які виводяться з експлуатації – 127 млрд. грн. 137

Поводження з РАВ, ВАВ та зняття з експлуатації ядерних установок: відрахування 18 млрд. грн. у Фінансовий резерв зняття з експлуатації, відрахування у Фонд РАВ близько 15 млрд. грн., удосконалення поводження з РАВ на майданчиках діючих АЕС – 2,7 млрд. грн..; 137

Підвищення безпеки діючих АЕС – 25 млрд. грн.; 137

Підвищення надійності та ефективності експлуатації АЕС – 15 млрд. грн.; 137

Будівництво централізованого сховища ВЯП – 3,7 млрд. грн. 137

Модернізація шахтного фонду для збільшення видобутку: енергетичного вугілля - 50 млрд. грн., коксівного вугілля - 13 млрд. грн.; 137

Реструктуризація галузі (закриття шахт, соц. забезпечення) - 19 млрд. грн.; 138

Заходи для забезпечення охорони довкілля – 4-8 млрд. грн.: 138

Підвищення ефективності дегазації - 2-5 млрд. грн. ( залежно від родовища); 138

Запобігання утворенню осередків горіння - 170- 200 млн. грн. (в тому числі на гасіння наявних відвалів, що горять в даний час); 138

Запобігання тепловому та хімічному забрудненню поверхневих і підземних вод – 70 млн. грн. (щорічно); 138

Впровадження технологій демінералізації шахтних вод – 1,5 – 1,7 млрд. грн. (на капітальне будівництво демінералізаційних станцій); 138

Розвиток систем замкненого водопостачання – 80 млн. грн.; 138

Стимулювання впровадження екологічних і ресурсозберігаючих технологій та виробництв - 4-8 млн. грн.; 138

Запобігання порушенню природних ландшафтів - 25-30 млн. грн.; 138

Підвищення безпеки видобутку - 500-700 млн. гривень. 138

Розвиток і модернізація газорозподільної системи – 50 млрд. грн. 138

Модернізація газотранспортної системи - 47-58 млрд. грн. 138

Модернізація нафтотранспортної системи - 5-7 млрд. грн. 138

Видобуток газу: 138

Інвестиції в розвідку та видобуток традиційного газу (збільшення глибини буріння, розширення використання заходів підвищення віддачі пластів) - 110-125 млрд. грн. 138

Інвестиції в розвідку та видобуток нетрадиційного газу: газу щільних порід - 55-65 млрд. грн., сланцевого газу - 35-45 млрд. грн., метану вугільних пластів- 12-15 млрд. грн. 138

Видобуток нафти з традиційних родовищ: інвестиції в розвідку та видобуток - 30-40 млрд. грн. 138

Видобуток нафти та газу з глибоководного шельфу – 135-150 млрд. грн.. 138

Біопаливо: розвиток інфраструктури для виробництва та дистрибуції біоетанолу - 6-8 млрд. грн. 138

Нафтопереробна галузь: модернізація НПЗ із метою збільшення глибини перероблення і поліпшення якості палива - 29-44 млрд. грн. 138