Чому атомний титан не може розправити крила

або Про приховані енергетичні можливості України

Тема диверсифікації енергоносіїв набула особливої актуальності. Йдеться, зокрема, про забезпечення вітчизняних ТЕС паливом. Перманентний дефіцит енергетичного вугілля, закупівля його в ПАР, його якість і вартість, імпорт з Росії, певна невизначеність із поставками цього виду енергоносіїв із зони АТО тощо вже спричинили низку скандалів на урядовому рівні. Можна констатувати, що за таких обставин вугільна тема, слідом за газовою, й надалі залишатиметься слабкою ланкою енергобалансу та енергосистеми України.

Отже, вирішувати проблему варто комплексно, враховуючи наявні енергетичні потужності України та потенціальні можливості енергогалузі. При цьому не йдеться про структурні реформи в цій галузі. Держава цю тему воліє замовчувати, оскільки це питання величезних капіталовкладень, а також з огляду на можливий конфлікт інтересів з приватними власниками енергогенеруючих компаній.

Проте є сенс говорити про раціональне використання існуючих ресурсів.

Енергетичний баланс

Аби мати чітке уявлення про актуальну вітчизняну структуру виробництва електроенергії, подивімося на дані "Укренерго" (за 20 вересня 2015 р.): АЕС виробляє 55,8%, ТЕС - 26,2, ГЕС і ГАЕС - 13,3, ТЕЦ - 4,5%, решта - 0,2%.

Враховуючи специфіку формування енергоринку та наявних потужностей, а також дефіцитів в енергосистемі, ДП "НЕК "Укренерго" задовольняє попит, виходячи з таких критеріїв. Спочатку в роботу включаються об'єкти генерації з найдешевшим тарифом генерації (АЕС - 42,21 коп./кВт∙год. без ПДВ), далі - ТЕЦ, оскільки вони працюють за тепловим графіком, а отже, виробництво електрики в них прив'язане до режиму споживання тепла. Після цього "Енергоринок" згідно із законодавством змушений викуповувати весь обсяг електроенергії з відновлюваних джерел енергії (тобто СЕС, ВЕС та ін.).

Оце, власне, є константа енергетичного балансу, яка забезпечує щоденні навантаження на енергосистему. Щоправда, є ще так звані пікові та напівпікові режими в енергосистемі, як правило, з 7.00 до 23.00. Ці потреби покривають ГЕС і ГАЕС, а також ТЕС, це так звані маневрові потужності.

День учорашній і день прийдешній

За даними "Укренерго", загальна встановлена потужність вітчизняних електростанцій на кінець 2014 р. становила 55,1 ГВт, з яких 62,2% припадає на теплові електростанції (ТЕС, ТЕЦ, блок-станції), 25,1 - на АЕС, 10,6 - на ГЕС і ГАЕС, 2,1% - на ВЕС, СЕС, енергія біомаси.

На сьогодні основні генеруючі потужності Об'єднаної енергосистеми України зосереджено в такий спосіб:

- на п'яти теплових енергогенеруючих компаніях - "ДТЕК Дніпроенерго", "Донбасенерго", "Центренерго", "ДТЕК Західенерго", "ДТЕК Східенерго", які загалом експлуатують
14 ТЕС із блоками одиничною потужністю 150, 200, 300 і 800 МВт, на трьох великих ТЕЦ (Харківська ТЕЦ-5, Київські ТЕЦ-5, 6) з енергоблоками 100 (120) МВт і 250 (300) МВт інших компаній. Загальна кількість енергоблоків на ТЕС і ТЕЦ становить 106 одиниць, у тому числі потужністю: 100 (120) МВт - 4, 150 МВт - 6, 200 МВт - 42, 250 (300) МВт - 5,
300 МВт - 42, 800 МВт - 7; - "Енергоатом" на чотирьох АЕС, які експлуатують 15 енергоблоків, з яких 13 - з реакторами ВВЕР-1000 потужністю по 1000 МВт і 2 - з реакторами ВВЕР-440 потужністю 415 і 420 МВт. Крім того, на балансі компанії перебуває Ташлицька ГАЕС, яка експлуатує два гідроагрегати потужністю 150 МВт кожний;

- "Укргідроенерго", яке має у своєму складі каскади гідроелектростанцій на річках Дніпро й Дністер із загальною кількістю гідроагрегатів 102 одиниці.

Якщо проаналізувати добовий графік виробництва/споживання електроенергії в ОЕС України, приміром, за 20 вересня 2015 р., то можна дійти такого висновку. ТЕС, які мають загальну встановлену потужність 62,2% від загальних 55,1 ГВт, виробляють за добу лише 25,4% електроенергії. А враховуючи, що більшість їх потужностей перебуває у приватній власності, то, відповідно, зниження виробництва основної продукції у вигляді електроенергії значно збільшує терміни окупності інвестицій і знижує прибутки власників. І це - чи не найголовніший фактор, що стримує розвиток ОЕС і видачу повних потужностей атомних станцій. Так, наші АЕС працюють не на повну потужність.

Здавалося б, тут усе просто. В умовах дефіциту вугілля (та газу) держава повинна була б подбати про раціональне використання наявних ресурсів і запустити АЕС на повну потужність. Тим більше, що це дешевше. Але цього не відбувається.

Тарифна ціна питання

Кіловат-година електроенергії, виробленої АЕС, сьогодні коштує 42 коп. Вартість енергії від ТЕС - 90 коп. Ще додається рентабельність 3–6%, і, власне кажучи, за рахунок цього живуть компанії. Та весь фокус от у чому: що більша собівартість, то більше чистого прибутку отримає компанія-монополіст того чи іншого сегмента ОЕС.

Отже, якщо порівняти тарифи 42 і 90 коп., то, і це очевидно, для монополіста вигідно продавати електрику, вироблену з вугілля.

Як відомо, основні приватні гравці ринку генерації електроенергії мають власні шахти або ж узяті в оренду в держави. Якщо АЕС запрацюють на повну потужність, у когось будуть великі проблеми з тим, куди подіти вугілля, впадуть загальні прибутки.

Дефіцит ліній і пропускної здатності

Головна проблема ОЕС на сьогодні - нерівномірний розподіл енергогенеруючих потужностей по регіонах країни й брак ліній певної потужності електропередачі, аби в разі потреби в пікові моменти безболісно "перекидати" енергію з одного регіону в інший, приміром, з Дніпровської енергосистеми - на Донбаську. Розглянемо потенціал АЕС "поіменно".

Проектна потужність Запорізької АЕС, як відомо, становить 6000 МВт. Наразі обмеження потужності станції становить близько 700 МВт і зумовлене відставанням реалізації проектної схеми видачі потужності. Ця проблема має бути вирішена за рахунок будівництва повітряних ліній (ПЛ) 750 кВ Запорізька АЕС-Каховська та ПС 750/330 кВ "Каховська".

Видача повної потужності енергоблоків Хмельницької АЕС 2000 МВт і Рівненської АЕС 2835 МВт обмежена пропускною здатністю перетину Захід-Вінниця (обсяг обмежень - до 1300 МВт). Вирішення цієї проблеми можливе за рахунок посилення цього перетину (будівництво ПЛ 750 кВ РАЕС-Київська, яке заплановано на найближче майбутнє) та/або переходу на паралельну роботу ОЕС України з європейськими енергосистемами по ПЛ-750 кВ ХАЕС-Жешув (Польща) та ХАЕС-Західноукраїнська енергосистема-Альбертірша (Угорщина) в рамках синхронного об'єднання ОЕС України та європейського енергооб'єднання ENTSO-E, що забезпечить видачу надлишкових потужностей наших західних станцій і підвищить надійність роботи енергосистем України та Європи.

До речі, згідно з нещодавніми заявами міністра енергетики та вугільної промисловості Володимира Демчишина, вже до 1 грудня 2015 р. очікується введення в експлуатацію ПЛ 750 кВ РАЕС-Київська, що дасть змогу виробляти потенційно до 1 ГВт потужностями РАЕС і ХАЕС.

Відтак, частка виробництва енергії потужностями АЕС може збільшитися до середньорічного показника 54–55% у загальному балансі річного виробництва енергії (або на 4–5% порівняно, наприклад, з 2014 р.), що може зменшити попит на вугілля в межах держави.

Після виведення з експлуатації Чорнобильської АЕС вималювалася ще одна проблема. Для вирішення питання "підключення" Центральної енергосистеми (Київська обл.) до цього, умовно кажучи, атомного ланцюжка потрібно зробити от що. По-перше, завершити роботи зі спорудження ПЛ 330 кВ Північна-Новокиївська на підстанції 750 кВ "Київська", що збільшить пропускну здатність перетину Центральна ЕС-м. Київ. По-друге, після цього спорудити заходи ПЛ 330 кВ ЧАЕС-Північна на ПС 750 кВ "Київська" з установленням другого автоматичного трансформатора 750/330 кВ, а також побудувати ПС 330 кВ "Західна"…

В очікуванні змін?..

Якщо подивитися на терміни початку будівництва окремих повітряних ліній, то можна переконатися, що здача їх в експлуатацію постійно переноситься або через недофінансування, або через зриви поставок обладнання. Зведення одних об'єктів розпочато 4–5 років тому, інших - пізніше. В результаті потужності АЕС простоюють, а в країні існує дефіцит електрики. Натомість усі переймаються темою вугілля та питаннями його походження. Але ж якщо запустити в роботу вищеназвані лінії, то відпаде потреба щонайменше в 3–4 млн т вугілля особливо дефіцитних марок.

До речі, є ще одна новина - приємна. Після того, як буде виплачено кредити, взяті державою на спорудження ліній, це дасть змогу знизити тарифи на електрику в середньостроковому періоді. А на сьогодні збільшення частки АЕС у виробництві по країні дасть змогу економити споживачам щонайменше до 5 млрд грн щороку на закупівлі електроенергії порівняно з існуючим станом ринку та знизити тарифи орієнтовно на 3–5 коп. за кіловат-годину.

Чому проблема не вирішується роками? Формування тарифів відбувається за принципом витрати+прибуток. Що вища вартість кіловата, то більший прибуток отримає власник від споживачів. Цілком очевидно, що виробники "дорогої електрики" не зацікавлені в появі дешевшої електрики, власником якої є (буде) держава.

Нині ж можна констатувати неспроможність держави оптимально використовувати наявні інструменти для економії коштів (як громадян, що споживають електроенергію, так і бюджетних, спрямованих на закупівлю енергоносіїв). Якщо ж урахувати ще такі аспекти, як тотальний розпродаж обленерго та останніх генеруючих компаній, то в очі впадає загальна недалекоглядність державної політики у цій сфері, що у майбутньому може призвести до проблем зі стабільністю енергопостачання. Варто зауважити, що розпродаж таких активів призводить до посилення монополій та їхнього впливу на владу, адже в їхніх руках буде зосереджено півринку електроенергетики держави.

Прикметно, що, приміром, у Польщі 91% електроенергії генерують державні компанії. Але порівняння нашої енергосистеми з аналогічними системами Європи - тема окремої розмови.