2. Прогнозування балансів паливно-енергетичних ресурсів 16

1. Вступ 11

1. Вступ 11

1.1. Причини оновлення Енергетичної стратегії 11

Акцент на реалізацію заходів з енергоефективності та енергозбереження; 11

Розвиток конкурентного середовища і підвищення ефективності та прозорості ринків; 11

Зростаюча оріентація 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. 11

1.2. Цілі і задачі Енергетичної стратегії 12

1.3. Основні висновки 13

1.4. Реалізація та актуалізація Енергетичної стратегії 13

1.5. Прогнозні сценарії развитку 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 25

2.4. Баланс нафти 27

2.5. Баланс природного газу 28

3. Стратегія розвитку електроенергетичної галузі 30

3. Стратегія розвитку електроенергетичної галузі 30

3.A. Електрична енергія 30

3.1. Споживання електроенергії 30

3.2. Виробництво, передача та розподіл електроенергії 33

3.3. Державне регулювання та структура власності в електроенергетиці 30

3.4. Загальні екологічні проблеми в галузі електроенергетики 34

3.Б. Теплова енергія 37

3.В. Нетрадиційні відновлювані джерела енергії 43

4. Стратегія розвитку атомної генерації 47

4. Стратегія розвитку атомної генерації 47

4.1. Поточний стан та розвиток атомної генерацій 47

4.2. Напрями розвитку атомної енергетики України 47

2 ГВт за песимістичним сценарієм; 47

5 ГВт за базовим сценарієм; 47

7 ГВт за оптимістичним сценарієм; 47

створення Кадастру майданчиків та прийняття рішень щодо будівництва енергоблоків нових АЕС та енергоблоків, що заміщують потужності діючих АЕС, а також: 47

будівництво енергоблоків №3, 4 Хмельницької АЕС; 47

будівництво енергоблоків на нових майданчиках; 47

початок спорудження нових ядерних енергоблоків на заміну блоків, які будуть виведені з експлуатації після 2030 р.; 47

виконання робіт з підготовки енергоблоків до зняття з експлуатації після завершення додаткового періоду їх експлуатації. 48

4.3. Розвиток інфраструктури підтримки експлуатації 50

5. Стратегія розвитку вугільної промисловості 54

5. Стратегія розвитку вугільної промисловості 54

5.1. Поточний стан вугільної промисловості 54

5.2. Розвиток вугільної промисловості 57

5.3. Державне регулювання та структура власності у вугільній галузі 61

6. Стратегія розвитку нафтогазової галузі 63

6. Стратегія розвитку нафтогазової галузі 63

6.1. Споживання газу 63

6.2. Видобуток газу 69

6.3. Диверсифікація джерел імпорту газу 74

3.4. Газотранспортна система 77

6.5. Споживання нафтопродуктів 84

6.6. Нафтопереробна галузь 89

6.7. Видобуток нафти й газового конденсату 91

6.8. Нафтотранспортна система 93

Підтримки функціонування системи нафтопроводів і забезпечення надійних і безпечних умов експлуатації; 96

Проведення модернізації та впровадження енергозберігаючих технологій для зниження операційних витрат. 96

6.9. Пріоритетні напрямки державного регулювання нафтогазової галузі 96

Здійснювати вибір необхідного типу угод і дозволів на видобуток індивідуально для кожного родовища з урахуванням характеру родовищ, ступеня вивченості ресурсів, ризиків і витрат, пов'язаних із розвідкою та видобутком при дотриманні балансу інтересу інвесторів і доходів держави; 98

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; 98

Забезпечити рівні права на одержання спеціальних дозволів для державних і приватних компаній, зберігши перевагу державних компаній на одержання спеціальних дозволів тільки на найбільш перспективні традиційні родовища; 98

Забезпечити умови для рівного доступу та конкуренції при проведенні аукціонів на видачу спеціальних дозволів, зокрема, за допомогою обов'язкової попередньої відкритої публікації умов і заявок, що надійшли; 98

Збільшити термін, відведений для подачі пакету документів, необхідного для участі в аукціоні на одержання спеціального дозволу, до 30 днів, і для участі в аукціоні на одержання УРП - до 60 днів; 98

Привести у відповідність первісну ціну спеціального дозволу до майбутніх умов видобутку й рівня ризику, пов’язаного з родовищем, установивши прозорі правила оцінки залежно від наявності геологічної інформації, якості запасів і виду вуглеводню (розділяючи традиційні та нові види видобутку); 98

Передбачити можливість визначення переможця аукціону як учасника, який запропонував кращу програму роботи на родовищі, а не найбільшу ціну за спеціальні дозволи; 98

Збільшити максимальний сумарний термін дії спеціальних дозволів (із урахуванням усіх можливих подовжень) до 35 років, відповідно до очікуваної тривалості періоду експлуатації родовищ; 98

Законодавчо закріпити переважне право на спеціальний дозвіл на видобуток за компанією, яка здійснила успішну розвідку; 98

Інтенсифікувати виставлення на аукціон спеціальних дозволів на геологічне вивчення, дослідно-промислове розроблення і подальший видобуток нафти та газу («наскрізні ліцензії»); 98

Усунути можливості необґрунтованого призупинення або анулювання спеціальних дозволів; а також установити закритий обмежений перелік причин, які викликають припинення дії спеціальних дозволів, або інших значимих подій, які ведуть до юридичної або технічної неможливості продовження експлуатації родовища власником спеціального дозволу; 98

Надати державним компаніям можливість внесення спеціальних дозволів до спільної діяльності. 99

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; 99

Забезпечити відповідність між термінами дії спеціальних дозволів і термінами виділення земельних ділянок із можливістю продовження останніх у разі продовження спеціальних дозволів; 99

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; 99

Виставляти на аукціон земельні ділянки площею, достатньою для проведення повноцінної розвідки та розроблення родовищ, у тому числі, підвищивши максимальний розмір ділянки до 1000 кв. м.; 99

Спростити процедуру збільшення площі спецдозволів на геологічне вивчення у разі отримання приростів запасів вуглеводнів промислових категорій поза межами наявних контурів спецдозволів. 99

Застосування пільгових ставок оподатковування, включаючи «податкові канікули» на обмежений термін, який набуває чинності при прийнятті зобов'язань зі здійснення складного видобутку; 99

Прискорена амортизація вартості устаткування, задіяного в розвідці та здійсненні складного видобутку; 99

Звільнення устаткування для розвідки й буріння від ввізних мит і ПДВ, імпортованого під час розвідки й у перші п'ять років видобутку у складних умовах; 99

Участь держави у фінансуванні будівництва найбільш важливих об'єктів загальної інфраструктури, необхідних для здійснення видобутку на декількох родовищах; 100

Державну підтримку підготовки необхідних професіоналів і ресурсно-технічного забезпечення галузі; 100

Закупівлі імпортного газу, газу державних компаній, а також одержання газу в рамках УРП на умовах, визначених регулятором; 101

Продажу газу збутовим компаніям 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. 101

Здійснити юридичний і управлінський поділ функцій розподілу та збуту газу; 101

Провести приватизацію відділених газопостачаючих компаній; 101

Створити конкурентний роздрібний ринок збуту газу, забезпечивши можливість вибору населенням збутових компаній, а збутовим компаніям - можливість роботи зі споживачами (включаючи населення) у всіх регіонах України; 101

Здійснити приватизацію або передачу в довгострокову оренду розподільних мереж компаніям, які не беруть участь у збуті газу, після початку реального функціонування норм законодавства із забезпечення рівного доступу до інфраструктури розподілу газу; 101

Вимоги від учасників оптового ринку щодня привселюдно повідомляти прейскуранти, за якими кожний із покупців може придбати продукцію; 103

Обмеження максимальної частки АЗС, яка може перебувати під контролем одного учасника на регіональному ринку. 103

Вимога регулярного надання звітності регулювальному органу для наступного відкритого публікування інформації про ринкову ситуацію в агрегованому й усередненому вигляді: 103

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; 103

Для учасників роздрібного ринку - ціни й обсяги закупівель. 103

Підвищення якості та гармонізація звітності про ринок нафтопродуктів, наданої як учасниками ринку, так і державними органами. 103

Диференціація акцизів на біопаливо і традиційні нафтопродукти; 104

Установлення норм із обов'язкової частки вмісту біопалив у бензині/дизелі з АЗС 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; 104

Створення економічних стимулів для споживачів до переустаткування або придбання транспортних засобів, які споживають суміші з більш високим вмістом біопалива; 104

Забезпечення суворого контролю якості виробленого та реалізованого через роздрібну мережу АЗС біопалива. 104

З 01.01.2013 – бензину марок А-92, А-95, А-98; 104

З 01.06.2013 - усіх інших марок бензину, а також дизельного палива для сектора транспорту. Для інших галузей і груп споживачів дизельного палива необхідно розробити окремий, більш повільний план переходу на паливо підвищеної якості для забезпечення можливості підготовки до змін. 104

До 2020 р. - здійснити перехід на стандарт Євро-5. 105

Надання заходів державної підтримки для підвищення привабливості інвестицій і зниження витрат компаній на модернізацію, спрямовану на підвищення виходу світлих нафтопродуктів. При цьому державна підтримка повинна здійснюватися з використанням методів непрямого фінансового стимулювання та виділятися під конкретні проекти модернізації із заздалегідь застереженими зобов'язаннями заводів і терміном дії. Комплекс заходів підтримки може містити в собі: 105

Інші заходи підтримки, включаючи здійснення закупівель нафтопродуктів для державних потреб і/або державними компаніями тільки внутрішнього виробництва. 106

Перерахований вище комплекс заходів підтримки 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. 106

Жорсткість контролю над недопущенням поставок контрафактної продукції; 106

Забезпечення виробництва нафтопродуктів, які відповідають діючим стандартам якості, для чого можливе введення ліцензування виробництва на внутрішньому ринку; 106

Постійний контроль якості продукції, реалізованої на АЗС. 106

7. Пріоритетні напрями енергозбереження, потенціал розвитку нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії 107

7. Пріоритетні напрями енергозбереження, потенціал розвитку нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії 107

7.1. Основні принципи державної політики в сфері енергоефективності 107

7.2. Потенціал розвитку нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії й альтернативних видів палива 112

8. Загальні екологічні проблеми, зумовлені виробничою діяльністю підприємств паливно-енергетичного комплексу, та шляхи їх розв’язання 115

8. Загальні екологічні проблеми, зумовлені виробничою діяльністю підприємств паливно-енергетичного комплексу, та шляхи їх розв’язання 115

9. Гарантування енергетичної безпеки 120

9. Гарантування енергетичної безпеки 120

10. Фінансове забезпечення розвитку паливно-енергетичного комплексу 122

10. Фінансове забезпечення розвитку паливно-енергетичного комплексу 122

Розвиток електричних мереж: нове будівництво, реконструкція і модернізація магістральних мереж - 53 млрд. грн., нове будівництво, реконструкція і модернізація розподільних мереж - 134 млрд. грн.; 123

Теплова генерація: модернізація ТЕС - 109 млрд. грн., включаючи установку ПГО при модернізації теплових станцій - 37 млрд. грн., модернізація ТЕЦ - 22 млрд. грн., будівництво ТЕС - 132 млрд. грн. 123

Гідрогенерація: реконструкція и будівництво ГЕС і ГАЕС - 60 млрд. грн. 123

ВДЕ: будівництво електростанцій на основі ВДЕ - 130 млрд. грн. 123

Системи теплопостачання: розвиток систем транспортування, розподілу й обліку теплової енергії - 70 млрд. грн. 123

Паливне забезпечення атомних електростанцій – 20 млрд.грн. 123

Подовження строку служби 11 енергоблоків АЕС – 26 млрд. грн. 123

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. 123

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.; 123

Підвищення безпеки діючих АЕС – 25 млрд. грн.; 123

Підвищення надійності та ефективності експлуатації АЕС – 15 млрд. грн.; 123

Будівництво централізованого сховища ВЯП – 3,7 млрд. грн. 123

Модернізація шахтного фонду для збільшення видобутку: енергетичного вугілля - 50 млрд. грн., коксівного вугілля - 13,4 млрд. грн.; 124

Реструктуризація галузі (закриття шахт, соц.забезпечення) - 19,4 млрд. грн.; 124

Заходи із забезпечення охорони довкілля – 4,2-7,4 млрд. грн.: 124

Підвищення ефективності дегазації - 2,0-5,0 млрд. грн. (в залежності від родовища); 124

Запобігання утворенню осередків горіння - 170,0- 200,0 млн. грн. (в тому числі на гасіння наявних відвалів, що горять в даний час); 124

Запобігання тепловому та хімічному забрудненню поверхневих і підземних вод – 70,0 млн. грн. (щорічно); 124

Впровадження технологій демінералізації шахтних вод – 17,0 млрд. грн. (на капітальне будівництво демінералізаційних станцій); 124

Розвиток систем замкненого водопостачання – 80,0 млн. грн.; 124

Стимулювання впровадження екологічних і ресурсозберігаючих технологій технологій та виробництв - 4,0-8,0 млн. грн.; 124

Запобігання порушенню природних ландшафтів - 25,0-30,0 млн. грн.; 124

Підвищення безпеки видобутку - 500,0-700,0 млн. гривень. 124

Розвиток і модернізація газорозподільної системи - 47-58 млрд. грн. 124

Модернізація нафтотранспортної системи - 5-7 млрд. грн. 124

Видобуток газу: 124

Інвестиції в розвідку та видобуток традиційного газу (збільшення глибини буріння, розширення використання заходів підвищення віддачі пластів) - 100-115 млрд. грн. 124

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. 124

Видобуток нафти з традиційних родовищ: інвестиції в розвідку та видобуток - 30-40 млрд. грн. 124

Видобуток нафти та газу з глибоководного шельфу – 135-150 млрд. грн.. 124

Біопаливо: розвиток інфраструктури для виробництва та дистрибуції біоетанолу - 6-8 млрд. грн. 124

Нафтопереробна галузь: модернізація НПЗ із метою збільшення глибини перероблення і поліпшення якості палива - 29-44 млрд. грн. 124