По данным на 1.01.1977 года в Украине было 13500 ЭС (из них 4716 – передвижных): 13431 – тепловых, 4 – атомных, 65 – ГЭС.

Состояние электроэнергетики

Тепловые ЭС. Тепловые ЭС Украины устарели физически и морально. Свыше 40% ЭС отработали свой ресурс. Есть блоки, которые через 5-6 лет придется останавливать из-за физического износа. Последние 25 лет энергетика Украины главным образом за счет ввода новых мощностей на АЭС. Чернобыльский синдром негативно повлиял на перспективу развития всей украинской электроэнергетики. Чернобыльская АЭС давала около 6% объема производства электроэнергии в Украине. Её закрытие потребовало значительных денежных и материальных ресурсов.

Большая часть ТЭС проектировалась и строилась в 60-70 гг. оборудование этих ЭС физически изношено и морально устарело, не отвечает современным техническим и экономическим требованиям.

Интенсивному физическому износу активной части основного оборудования в 70-90 гг. содействовало:

1) использование непроектного (низкокачественного) топлива на рабочих ЭС;

2) Работа базовых ТЭС в переменных режимах (из-за недостатка маневренных мощностей в энергосистемах);

3) Уменьшение объемов и сроков ремонтов (из-за отсутствия достаточного резерва мощности).

В 1990 г. свыше 45% основных производственных фондов ТЭС были физически изношенными и требовали замены.

Гидроэнергетика. Основные гидроэнергетические ресурсы Украины находятся в бассейнах рек Днепра и Днестра. В 1995 году ГЭС произвели около 7% электроэнергии в Украине. Срок работы некоторых из них достиг 400 тыс. часов, тогда как расчетные ресурсы составляют 100 тыс. часов. В 50-х годах в Украине действовало свыше 950 малых ГЭС, большинство которых сейчас законсервированы.

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и районные котельни Минэнерго обеспечивают теплом 47 городов и населенных пунктов. Общая мощность источников теплоснабжения, что находятся на балансе Минэнерго, составляют 28 тыс. Гкал. необходимо отметить, что часть малых промышленных и коммунальных ТЭЦ в производстве тепла составляют только 10% (для сравнения в Финляндии – 43%, в ФРГ – 53%, в Великобритании и США – 90%.

Централизация производства электроэнергии на мощных ЭС приблизила эти объекты к топливным базам и основным энергопотребительским регионам. Это привело к значительной неравномерности размещения энергообъектов. Так на территории Донбасса и промышленно развитого Приднепровья концентрация генерирующих мощностей очень высокая – 10120 МВт и 5250 МВт. Для сравнения, в Сумской области – 13 МВт, в Житомирской области – 4,6МВт.

К последствиям Чернобыльской катастрофы прибавляются последствия жесткой монопольной централизации энергопроизводства, которые являются основой длительного энергетического кризиса. Это требует нетрадиционных подходов для развития ТЭК.

В настоящее время в Украине в эксплуатации находятся 4 АЭС с общей установленной мощностью 12,8 млн. КВт. На АЭС установлено 15 энергоблоков мощностью 1000 МВт и два блока на 416 и 402 МВт на Ровенской АЭС.

Вклад АЭС в общий объем производства электроэнергии составляет около 50%. Среди стран Европы более высокий показатель имеют Франция, Бельгия, Швеция, Швейцария и Испания.

По расчетам специалистов, тариф на электроэнергию, которая производится на АЭС Украины, составляет - 1,8 цента за 1 КВт*час, тогда как на ТЭС, работающих на природном газе – 2,8; а на угольных ТЭС – 2,0 (данные за 1997г.)

Низкая стоимость производства электроэнергии на АЭС обусловлена дешевизной и большими мировыми запасами урана. Например, один реактор мощностью 1000 МВт потребляет меньше 200 тонн ядерного топлива (1кг=40-60$)

Необходимо отметить, что с 1991г. по середину 1997г. тариф на электроэнергию для населения вырос в 1,6 раза, для промышленности в 3,5 раза, а топливо подорожало в 4,4 раза. В середине 1997г. энергетика Украины работала с отрицательной рентабельностью в 0,5%, а ежедневный чистый ущерб (потери) составлял 5 млн. грн.

Одна из проблем Украинской энергетики – отсутствие маневренных мощностей, которые позволяют покрыть дефицит электроэнергии во время пиковых нагрузок, а также ограниченных возможностей перетока электроэнергии. Например, за 5 месяцев 1996 г. украинская энергетика имела зимний кризис (дефицит мощности составлял 4 тыс. МВт) и весенний кризис (излишек энергии произведенной составлял около 8 тыс. МВт). Частота в системе колебалась от min 49,15 Гц, до максимально допустимого уровня – 50,4 Гц.

В Украине ТЭС характеризуется сравнительно низким КПД (порядка 28-32%). Это связано со следующими факторами:

ü Использование топлива непроектного качества;

ü Большое число пусков;

ü Низкая средняя нагрузка энергоблоков, что приводит к росту величины электроэнергии, используемой на СН ТЭС;

ü Устаревшее основное оборудование.

Одним из факторов, что стимулируют развитие торговли электроэнергией, является изменение спроса на электроэнергию в течение суток, либо сезонное колебание нагрузок. Это позволяет улучшить надежность энергообеспечения и уменьшить затраты на производство электроэнергии. Можно привести следующий пример. То обстоятельство, что максимальный уровень спроса на электроэнергию в США падает на летние месяцы (использование кондиционеров), а в Канаде – на зимний период (отопление) – это позволяет эффективно использовать этим странам внешнюю торговлю для перераспределения электроэнергии при разнице спроса на неё в США и Канаде. При этом у экспортера появлялась возможность снизить расценки на электроэнергию для импортера.

Украина имеет несколько внешних поставщиков электроэнергии. В основном это Россия в незначительной части (меньше 3%) – Литва. В 90гг. закупки электроэнергии в Украине осуществляли Словакия – 46,4%, от общего экспорта электроэнергии из Украины, Венгрия – 37,3%, Польша – 14%, другие страны – 2,3%.

Для повышения эффективности электроэнергетической отрасли Украины в 1991г. началась разработка проекта её реформирования. За основу построения модели украинского энергорынка взят опыт реформ в энергетике Польши, России, Венгрии и других стран. С весны 1996г. начал действовать оптовый энергорынок. Целью реорганизации энергетического сектора Украины является:

v Создание новой законодательной и регулятивной базы;

v Создание новой системы тарифов на электроэнергию;

v Снятие барьеров при переходе к рынку электроэнергии;

v Реформирование управления, контроля и регулирования государственных предприятий в энергетическом секторе;

v Приватизация в энергетике;

v Поиск стратегических инвесторов.