Економічні критерії
підвищення
надійності
електропостачання
Ольга Буславець, Генеральний директор Директорату енергетичних ринків Міненерговугілля
Структура встановленої потужності об'єктів електроенергії, якім встановлено "зелений
тариф", у 2016-2020 роки (факт та прогноз)
МВт
6000 |
|
|
|
|
5 289 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
133 |
5000 |
|
|
|
|
108 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1310 |
4000 |
|
|
|
3 656 |
|
|
|
|
114 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
104 |
585 |
3000 |
|
|
|
715 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 136 |
335 |
|
|
|
|
97 |
|
|
2000 |
|
1 288 |
99 |
|
|
|
395 |
|
|
||
|
998 |
|
3152 |
||
|
|
157 |
|
||
|
|
73 |
|
||
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
59 |
95 |
|
2388 |
|
1000 |
90 |
327 |
|
|
|
|
301 |
51 |
1388 |
|
|
|
17 |
742 |
|
|
|
|
531 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
|
СЕС |
мСЕС до 30кВт |
ВЕС |
мГЕС БіоЕС |
ВСЬОГО |
млн.кВтг
10000
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
Структура відпуску електроенергії об'єктами електроенергії, яким встановлено "зелений тариф", за 2016-2021 роки (факт та прогноз)
1 823 |
2 141 |
|
213 |
||
200 |
||
210 |
||
189 |
||
|
924
970
18
37
492 711
4 797 |
324 |
|
|
240 |
|
2 897 |
1702 |
|
282 |
||
|
||
230 |
266 |
|
|
||
1181 |
|
|
112 |
2266 |
|
1092 |
|
9 246
445
261
7 556
380
251
4016
3104
741
497
3783
3324
2016 |
2017 |
2018 |
|
2019 |
2020 |
2 |
СЕС |
мСЕС до 30кВт |
ВЕС |
|
2021 |
||
мГЕС |
|
|
|
|
БіоЕС ВСЬОГО |
|
розвитку ВДЕ
Обумовлені обмеженими можливостями Об’єднаної електроенергетичної системи України до інтеграції об’єктів відновлювальної енергетики з негарантованим відпуском електричної енергії (СЕС та ВЕС).
Основні причини:
1.Структура генерації, що переобтяжена базовими потужностями, брак ефективної маневреної генерації.
2.Недосконалі регуляторні можливості органів державної влади (ОСП) для здійсненя впливу на розвиток відновлювальної енергетики (в частині визначення обсягу квоти, типу генерації, розміщення, потужності).
3.Відсутня відповідальність енергогенеруючих компаній з ВДЕ за свій небаланс.
4.Низька якість прогнозування генерації СЕС і ВЕС.
5.Змінний графік виробництва електроенергії на СЕС і ВЕС внаслідок швидкої зміни метеорологічних умов, а також – добових і сезонних коливань сонячної інсоляції та швидкості вітру.
6. |
Топологія |
мережі, що спроектована і побудована, |
виходячи із концепції |
|
|
централізованого |
|
|
|
|
електропостачання крупними вузловими електростаціями з передачею електроенергії на великі відстані. |
|
||
7. |
Незадовільний технічний стан мережевої інфраструктури, особливо на рівні розподільчих мереж. |
|
||
8. |
Локалізація підвищеного енергетичного потенціалу енергії сонця та вітру в південному регіоні України. |
|
||
9. |
Недосконала нормативно – правова база в частині видачі ТУ на приєднання до мереж (безстрокові |
|
||
10. |
«мертві» ТУ , неможливість відмови у ви ачі ТУ, наявність «білих плям» на рівні ОСР). |
|
||
Недостатня пропускна спроможність міждержавних перетинів ОЕС України з ENTSO-E. |
3 |
|||
11. |
Нерозвинений конкурентний ринок електричної енергії. |
|
||
потужностей ГК ТЕС
Середній діапазон фактичної маневреності з пуском-зупинкою блоків ТЕС (попит), МВт
Доступна потужність маневрених блоків ГК ТЕС в ОЕС (пропозиція), МВт
Коментарі:
Середній діапазон потреби в маневреності (попит на послугу) з пуском-
ТЕС становитьзупинкою836МВт,блоківщо еквівалентно щоденному пуску-зупинці 4х блоків з навантаженням 200 МВт.
У той же час пропозиція даної послуги (регулювання з пуском-зупинкою) становить близько 2900 МВт (без урахування Бурштинської ТЕС і Луганської ТЕС):
-Зміївська ТЕС блоки 200 МВт (до чотирьох);
-Курахівська ТЕС блоки 200 МВт (до п'яти);
-Придніпровська ТЕС блоки 150 МВт
(до трьох);
-Добротвірська ТЕС блоки 150 МВт (до двох);
-Слов'янська ТЕС корпус 350 МВт.
Пропозиція послуги з вторинного регулювання, необхідного в т.ч.
балансування СЕСдляі ВЕС, на даний час в ОЕС |
|
України (без урахування Бурштинської ТЕС та |
|
Луганської ТЕС) становить 1932 МВт. |
4 |
|
потужностей в ОЕС
України
Гідроагрегат № 4 Дністровської ГАЕС:
-термін закінчення будівництва: кінець 2019 року;
-потужність в генераторному режимі: 324 МВт;
-потужність в насосному режимі: 421 МВт.
Очікуваний позитивний ефект:
-підвищення гнучкості енергосистеми України; -забезпечення максимальної видачі
потужності атомних електростанцій; -заміщення вугільної генерації і зниження
спалювання вугілля на ТЕС в обсязі 0,35 млн.тонн на рік (=220 млн.м3 природнього газу); - зменшення викидів в атмосферне повітря.
5
«зеленої» електроенергії
Частка відпуску електроенергії об'єктами альтернативної |
Частка вартості електроенергії, відпущеної об'єктами |
|
альтернативної енергетики, яким встановлено "зелений" |
||
енергетики, яким встановлено "зелений" тариф" у |
||
тариф" у загальній вартості електричної енергії 2018 року |
||
загальному обсязі 2018 року |
||
|
0,005%
0,3%
0,1%
0,2%
0,02%
0,01%
0,001%
0,03%
СЕС (0,7%)
1 092 млн.кВтг
0,00005% |
2 грн/кВтг |
|
4 грн/кВтг
3 грн/кВтг
0,1%
5 грн/кВтг
7 грн/кВтг
0,7%
4 грн/кВтг
8 грн/кВтг
11грн/кВтг |
0,1% |
|
|
12грн/кВтг |
0,1% |
|
|
13грн/кВтг |
0,003% |
15грн/кВтг |
ГЕС (0,2%) |
ВЕС (0,8%) |
|
1 181 млн.кВтг |
230 млн.кВтг |
0,02%
4 грн/кВтг
1,4% |
5 грн/кВтг |
|
|
|
0,6% |
7 грн/кВтг |
0,0001% |
|
|
|
|
|
|
|
2 грн/кВтг |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,4% |
3 грн/кВтг |
|
|
|
|
|
|
8 грн/кВтг |
|
|
|
|
|
|
|
1,7% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2,0% |
4 грн/кВтг |
|
|
|
0,004% |
2 грн/кВтг |
|
11грн/кВтг |
|
|
|
|
2 грн/кВтг |
|
0,2% |
|
|
|
0,01% |
|||
|
|
12грн/кВтг |
|
|
4 грн/кВтг |
|
||
4 грн/кВтг |
|
0,1% |
|
0,3% |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|||
0,2% |
|
0,01% |
13грн/кВтг |
|
|
5 грн/кВтг |
0,6% |
4 грн/кВтг |
|
0,4% |
|
0,2% |
|||||
4 грн/кВтг |
|
|
|
|||||
|
|
|
6 грн/кВтг |
|
|
|||
5 грн/кВтг |
|
|
15грн/кВтг |
|
0,02% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6 грн/кВтг |
|
СЕС (4,4%) |
ВЕС (2,4%) |
ГЕС (0,5%) |
Інші (0,6%) |
6 |
||
Інші (0,2%) |
|
9 301 млн.грн. |
5 080 млн.грн. |
1 097 млн.грн. |
1 333 млн.грн. |
|||
|
|
|
|
|
|
|
||
282 млн.кВтг
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Економічні ризики: |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
високе фінансове |
|
|
ВСЬОГО відпуск електроенергії об'єктами альтернативної енергетики, |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
яким встановлено "зелений" тариф", у 2018 році склав 2,8 мрд.кВтг. |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(1,9% від загального відпуску електричної енергії). |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
Вартість виробництва електроенергії залежно від |
|
|
Прогнозований приріст відпуску електроенергії об'єктами з ВДЕ, які |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
будуть введені в експлуатацію у 2019-2020 роках, складає 6,1 млрд. |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||
Eurocent/kWh |
|
|
|
|
|
|
|
типу електростанцій |
|
|
|
|
|
|
|
кВтг. |
Таким чином, |
з |
2021 року відпуск |
електричної |
енергії |
|
||||||||||||||||||||
20 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
уведеними |
об'єктами |
альтернативної |
енергетики |
складатиме 8,9 |
|
||||||
|
18,1 |
|
18 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ВДЕ |
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
18 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(RES) |
|
|
млрд.кВтг. |
(5,4% |
від |
загального |
відпуску |
електричної |
енергії, |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
16,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
16,3 |
|
16,1 |
ТЕС |
|
|
відповідно до Енергетичної стратегії України на період до 2035 року). |
|
|||||||||||||||||||
16 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(TPP) |
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГЕС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
14 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(Hyd |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ro) |
|
|
ВСЬОГО |
вартість |
електроенергії, |
відпущеної |
об'єктами |
|
||||||
12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
альтернативної енергетики, яким встановлено "зелений" тариф", у |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2018 |
році |
склала |
16,8 |
млрд.грн. |
(7,9% від загальної |
вартості |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
відпущеної електричної енергії). |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Прогнозований приріст |
вартості |
за |
рахунок |
введення |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5,3 |
|
|
5,6 |
|
|
|
нових генеруючих |
потужностей |
з |
ВДЕ у |
2019-2020 |
|
||||||||
|
4,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
3,6 |
|
|
4,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23,5рокахмлрд.складаєгрн. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Розрахункова щорічна вартість електроенергії, відпущеної об'єктами |
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
2,9 |
2,5 |
1,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||
2 |
|
|
|
|
1,91,8 |
|
|
|
|
|
|
1,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,91,6 |
|
|
|
|
1,91,7 |
|
|
альтернативної енергетики, яким встановлено "зелений" тариф", з |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2021 по 2030 роки складає 40,3 млрд.грн. |
|
|
|
|
|||||||
|
2014 |
2015 |
2016 |
|
2017 |
2018 |
|
|
(1 254 млн.євро за середньозваженим курсом 2018 року) |
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
Додаткові платежі за врегулювання небалансів при поточній похибці |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
прогнозування в 35% становитимуть 10-30 млрд грн залежно ціни на |
7 |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
балансуючому ринку (за даними ДП «НЕК «Укренерго»). |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8449-д (друге читання)
Зниження порогу участі СЕС і ВЕС в аукціонах з 2021р.
Виключення
побутових
Повна
відповідальність за небаланс (з 2021р)
Унормування розвитку малої генерації, єдиний тариф для СЕС і ВЕС домогосподарств
Пропозиція
майданчиків та ТУ на приєднання
Раціональна підтримка БіоЕС, екологічна безпека
Усунення
надлишкової регуляції механізму
в законі
Зниження вартості |
Балансова надійність |
Безпека |
Виконання |
Гнучкість та адаптованість |
|
електроенергії, |
ОЕС і економічність |
енергетичної |
аукціонів до економічних |
||
постачання |
|||||
потреби в |
режимів її роботи |
стратегії |
та технічних викликів |
||
|
|||||
|
Очікуваний результат |
|
8 |
||
другого читання:
відповідальність виробників з
ВДЕ за свій небалансСередня похибка прогнозування виробництва
електроенергії з ВДЕ на добу наперед (СЕС та ВЕС):
-в Україні – 30%;
-в Данії <10%
Наслідок |
|
|
Зростають вимоги до обсягу балансуючих |
|||||
|
|
|
|
потужностей |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Погіршується ефективність режимів ОЕС |
||||
|
|
|
|
Вартість врегулювання небалансів |
|
|||
|
|
|
|
перекладається на споживачів |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рішення: |
|
|
Уведення відповідальності за небаланс з |
|||||
позиція |
|
|
|
2021р. для нових об’єктів з ВДЕ |
||||
МЕВ |
|
|
|
Підвищення точності прогнозування генерації |
|
|||
Можливість створення балансуючих підгруп |
|
Розвиток балансуючого ринку, |
|
високоманевреної генерації, акумуляторних |
|
систем, керування попитом |
9 |
|
надійності ОЕС України
Розроблено Порядок проведення конкурсу на будівництво генеруючої потужності та на виконання заходів з управління попитом, що
стимулюватиме розвиток:
Високоманеврової генерації із необхідними технічними характеристиками
Засобів керування попитом з
метою оптимізації добового графіку навантаження
Необхідна структура резервів маневреної потужності ОЕС України в умовах зростання частки ВДЕ
Промислових систем
накопичення електроенергії
10