Draft Energy Strategy by 2035 (reference materials)

50 %
50 %
Information about Draft Energy Strategy by 2035 (reference materials)

Published on January 5, 2017

Author: OlegGramotenko

Source: slideshare.net

1. Довідкові матеріали до проекту ЕНЕРГЕТИЧНА СТРАТЕГІЯ УКРАЇНИ ДО 2035 РОКУ “БЕЗПЕКА, ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТЬ, КОНКУРЕНТОСПРОМОЖНІТЬ”

2. 2 Ілюстрації 8 24 31 85 4 1 1 18 Біомаса ВЕС/СЕС Атомна енергія Газ ГЕС Нафтопродукти Вугілля Всього Млн. т н. е. Рис. 1. Структура ЗППЕ України у 2015 р. Рис. 2. Енергоінтенсивність ВВП України та окремих країн світу (за номінальними показниками) (2035)

3. 3 Рис. 3. Питоме споживання електроенергії (порівняння України з окремими країнами світу) 36 82 Споживання на власті потреби та втрати 5 Поставки в Крим Населення 31 Промисловість 15836 Експорт 4 Всього 122 Споживання електроенергії ТВт-годин 3% 52% 23% 19% 3% Рис. 4. Споживання електроенергії (2015р.) Словаччина МВт-год /рік на домогосподарство, 2014 Мкал/рік на домогосподарство, 2014

4. 4 6,5 ТЕС1 ВЕС ГЕС/ ГАЕС 24,5 СЕС АЕС 13,8 5,9 0,4 ТЕЦ 0,4 Загалом 51,6 49,4 0,5 1,0 157,5 6,8 12,2 87,6 72,4 43 20,2 103 26,0 114 13,5 693 26,1 352 12,6 532 7233,2 18 43 47 29 145 220 30 коп/КВт-год Євро/МВт-год Наявні потужності у 2015 р. ГВт Генерація у 2015 р. ТВт-год КВВП, % Собівартість2 1 Не враховує Старобешівську та Зуївську ТЕС, що знаходяться в зоні АТО (сумарна потужність ~3.2 ГВт) 2 Повна собівартість виробництва, що враховує операційні, фінансові, інвестиційні витрати та нормативний прибуток 3 У порівняні з 2014 р., собівартість ГЕС/ГАЕС значно зросла через збільшення витрат на закачку ГАЕС та через зниження виробітку ГЕС, пов’язане з аномальною посухою (виробництво впало на 25% в порівнянні з 2014 та 53% в порівнянні з 2013 роком) Рис. 5. Потужності генерації в Україні (2015р.) Блоки українських АЕС є одними з найстаріших у світі блоків моделі VVER з потужністю 1000 МВт і більше 1 2 3 4 6 9 9 10 11 11 13 14 15 20 23 23 27 27 27 28 28 28 28 29 29 29 30 30 31 31 31 33 35 ЗАЕС-6 ЮАЕС-3 Козлодуй-5 Балаково-4 ЗАЕС-4 ЗАЕС-5 Балаково-2 РАЕС-3 Балаково-3 Козлодуй-6 ХАЕС-1 Калінін-2 ЗАЕС-3 Балаково-1 ЗАЕС-1 ЮАЕС-1 ЗАЕС-2 ЮАЕС-2 Калінін-1 Нововоронеж-5 Ростов-3 Куданкулам-1 Ростов-1 Темелін-1 Тайвань-2 Тайвань-1 Калінін-3 РАЕС-4 ХАЕС-2 Темелін-2 Бушехр-1 Ростов-2 Калінін-4 Блоки інших країн Українські блоки Вік блоків VVER з потужністю 1000 МВт і більше, Роки Рис. 6. Вікова структура блоків АЕС в Україні та світі (2015 р.)

5. 5 Рис. 7. Порівняльний аналіз шкідливих викидів у енергетиці в Україні та світі 206 679 134 7 809 198 736 Сумарна протяжність / число ПС Низька напруга1 Середня напруга2 23 Висока напруга3 114 889 752 Порівняння українських мереж з мережами країн Європи Словач. 0,37 0,5 ЧехіяПольща 0,53 0,39 0,53 Угорщ. 0,54 Україна Польща Ø 2017,6 Україна 20,4 21,5 Угорщ. 16,4 Чехія 22,8 Словач. Протяжність ПЛ і КЛ Тис. км Число підстанцій Од. Протяжність магістральних ліній на людину, м/чол. Протяжність розподільчих ліній на людину, м/чол. 1 Низька напруга <=10 кВ; 2 Середня напруга>10 кВ и <= 154 кВ; 3 Висока напруга >= 220 кВ: 4 Мережі високої напруги за 40 років визначено зношеними; для мереж СН і НН зношеними визначено лінії, що потребують реконструкції, ремонту або заміни; для підстанцій ВН обладнання старше 25 років визначено зношеним, для підстанцій СН і НН зношеними визначено підстанції, що потребують реконстр., ремонту або заміни Структура ОЕС України Частка зношеного або застарілого обладання4 50% 15% 55% 46% 42% 19% 79% 41% XX% Рис. 8. Стан електромереж в Україні 5 53 49 Сірка 193 1 059 Азот 247 Зола Норматив на 2028-20331 Факт 2015 Шкідливі викиди великих теплових станцій України, Тис. тон Шкідливі викиди великих теплових станцій європейских країн (Україна – 2015, ЕС – 2013), Г/кВтч 2.8 0.2 0.5 0.2 0.50.30.10.1 ЄС сере- днє (2013) ЧехіяПольща ЄС сере- днє (1990) Литва УкраїнаРум- унія Угор- щина Німе- ччина 5,1 2,9 1,1 11,9 1,7 1,8 5,0 0,5 0,9 1,7 0,8 1,7 1,5 1,2 1,4 1,2 2,2 1,0 європейських країн Г/ГВт-год

6. 6 255 9873674268 15 527 NA 1002 159.7212.8 122.8 55.315.97.2 737.0 139.1 Ø 161 NA Незапланований SAIDI1 хв / рік, 2013 Плановий SAIDI, кількість на рік, 2013 Втрати в мережах, %, 2014 7.06.77.5 9.2 6.77.6 3.8 10.9 12.3 Ø 82 ПольщаРФУкраїна Франція ЧехіяЛитваУгорщинаІталіяНімеччина 2 Ціль на 2035 рік згідно з «Концепцією стратегії на 2035 рік», 2014 р. 1 Не включаючи виняткові події Зміни SAIDI за останні 5 були не суттєвими, а його рівень відносно стабільним Рис. 9. Основні показники надійності мережі електропередачі в Україні План розвитку магістральних мереж План розвитку розподільчих мереж Інвестиції в 2016-2020 рр. Млн. євро 768 Реконструк- ція Пере- оснащення 271 Всього 2 828 Нове буд-во 1 789 791 Пере- оснащення 2 994 Всього 131 Реконструк- ція 2 072 Нове буд-во Інвестиції в 2016-2025 рр. Млн. євро Cередні2 інвестиції в розподільчі і магістральні мережі країн Європи та України Тис. євро на км на рік SAIDI1 хв. на рік 1 Неплановий SAIDI без врахування надзвичайних ситуацій, базовий рік 2015: 3 Середнє за 2005-2014 рр; 3 Середнє за 2007-2014 рр; 4 Середнє для 6 європейських країн 174 13,0 Франція Х 10 11,5 Словач. 1,3 Україна 2020 Україна 9,9 Польща Італія 15,5 Норвегія 21,03 Чехія 21,121,5 617 9,1 400 8,9 Втрати % Італія 1,2 Словач. 1,6 Польща Франція 1,9 Чехія Норвегія Україна 2,6 1,2 0,7 Х 2,5 Україна 2020 0,3 1,3 1,64 Магістральні мережі Розподільні мережі Рис. 10. Аналіз інвестицій в електромережу в Україні

7. 7 Рис. 11. Порівняння України є європейськими країнами за показником швидкості підключення до мережі Рис. 12. Структура видатків енергетичних компаній у 2015 р.

8. 8 Рис. 13. Порівняльний аналіз ефективності українських розподільних систем та східноєвропейських Рис. 14. Пікове навантаження та наявні потужності системи ЦТП України Штат. од. Штат. од. Штат. од.

9. 9 Рис. 15. Споживання газу (2015 р.) Рис. 16. Баланс споживання та видобутку газу (2015р.) Рис. 17. Структура видобутку газу в Україні (2015р.)

10. 10 Рис. 18. Вікова структура обладнання на балансі газорозподільних підприємств Рис. 19. Використання потужностей ГРМ

11. 11 Рис. 20. Обсяги прокачування газу через українську ГТС (в т. ч. для внутрішнього споживання) Рис. 21. Потужності українських газосховищ

12. 12 Рис. 22. Баланс енергетичного вугілля України1 (млн т., 2015р.) Рис. 23. Видобуток енергетичного вугілля в Україні 1 Готове товарне енергетичне вугілля

13. 13 Рис. 24. Прогноз споживання енергетичного вугілля 49 505152 77 77777777 90 90909090 30 80 40 130 90 140 50 30 20 2040 120 70 102005 0 15 35 100 25 10 60 110 150 160 20 53 Факт Прогноз Спотові ціни енергетичного вугілля на ринку морських перевезень, євро/ тонна, API2, 6000 ккал/ кг Собівартість найефективнішої надлишкової шахти (антрацит)1 Собівартість найефективнішої надлишкової шахти (газове вугілля)1 Ціна енергетичного вугілля Вугілля надлишкових державних не користуватиметься попитом на міжнародному ринку через: ▪ Високу собівартість на ккал вугілля ▪ Високу зольність вугілля, що не відповідає вимогам західних країн 1 Собівартість збільшено для відображення різниці у якості: антрацит 5800 ккал, газове вугілля 5200 ккал Рис. 25. Конкурентоздатність українського вугілля на міжнародному ринку

14. 14 Потенціал сонячної енергетики в Україні до 2030 року, ГВт Очікуваний потенціал України до 2030 року Потенціал вітроенергетики в Україні до 2030 року, ГВт Підхід до оцінки потенціалу 3 m/s 7 m/s Ave rage win d spe ed Kyiv Lviv Uzhgorod Lutsk Rivne Ternopil Ivano-Frakivsk Chernivtsi Khmelnytskyi Zhytomyr Vinnytsia Chernigiv Sumy Kharkiv PoltavaCherkasy Kirovograd Dnipropetrovsk Odesa Mykolaiv Kherson Zaporizhzhia Simferopol Sevastopol Luhansk Donetsk ▪ На підставі даних щодо швидкості та повторюваності швидкості вітру проведено районування території України за швидкостями вітру і визначено питомий енергетичний потенціал вітру на різній висоті ▪ На підставі метеорологічних даних щодо надходження сонячної радіації визначено питомі енергетичні показники потенціалу сонячного випромінювання для кожної з областей України ▪ Оцінка ВЕС на підставі даних щодо щільності та швидкості вітру обмежена ландшафтом, пропускною здатністю ліній та окупністю за умов «зеленого» тарифу ▪ Оцінку СЕС зроблено на підставі кількості сонячної енергії на площу та обмежена доступною площею, пропускною здатністю ліній та окупністю за умов «зеленого» тарифу ▪ Збираються вхідні дані за наявними цілями розвитку ВДЕ країн-учасників програми ▪ Отримані цілі коригуються з урахуванням прогнозів щодо розвитку галузі ▪ Додаткові фільтри застосовуються для оцінки досяжності оновлених прогнозів з урахуванням конкретної країни 16 14 12 14 Інститут відновл. енергетики, 2010 IRENA REmap, 2015 Black & Veatch for USELF, 2012 4 10 8 7 Рис. 26. Оцінки економічно доцільного потенціалу ВДЕ в Україні Рис. 27. Порівняння різних видів генерації

15. 15 Рис. 28. Порівняння собівартості батареї-накопичувача і побудови нових генераційних потужностей Базовий Оптимістич- ний ПесимістичнийБез НКТ 2025 2035 11 9 10 11 13 9 7 7 8 8 5 4 4 4 4 11 10 11 12 13 31 37 35 32 35 Чисте споживання енергії, млн т нафтового еквіваленту Факт 2015 11 10 10 14 16 9 6 6 6 7 5 4 4 4 11 11 12 14 17 38 32 30 4 35 44 Пряме спож. палива1 Індивідуальне опаленняЕлектроенергія Центральне опалення Рис. 29. Результуючі прогнози по споживанню електроенергії, тепла та прямого споживання газу промисловістю та домогосподарствами на 2025 та 2035рр.

16. 16 2020. 20252015 2035 Вугілля Природний газ Біомаса Атомна енергія ВЕС/СЕС 18 31 24 8 85 1 4 1ГЕС Всього Нафтопродукти Млн т н.е. 12 27 26 10 81 1 4 1 27 28 9 12-15 1 5-6 84-86 1-2 2030 12-13 89-91 7-8 1 2-5 28-31 27-29 5-7 11-12 27-29 6-8 ~7 94-96 1 11-12 25-26 Рис. 30. Прогнозна структура ЗППЕ Енергонасиченість ВВП (ПКС), млн т н. е./тис. дол. США 2015 2020 2025 2030 2035 0.25 0.19 0.17 0.14 0.12 Рис. 31. Прогнозна енергонасиченість ВВП Рис. 32. Сценарний аналіз економічної доцільності різних способів експорту електроенергії з України до ENTSO-E

17. 17 Рис. 33. Прогноз середньої ціни на електроенергію у країнах-сусідах України у 2030 р.2 Рис. 34. Прогнозний план-графік синхронізації України з ENTSO-E 2 Дані ціни не враховують: вартість запуску-зупинки маневруючих потужностей; політичні обмеження у країнах-сусідах

18. 18 Рис. 35. Прогноз споживання електроенергії електрокарами 0,017Перетопи Горище 0,008 Вікна, балконні двері Вентиляція 0,022 Стіни 0,026 Підвал Всього втрати 0,114 0,028 0,013 ~50-75% 20-25% 10-15% 5-10% 5-10% Утеплення пінополістиролом Потенціал економії1 - 0,025 0,025 0,022 0,202 0,054 0,076 10-15% Втрати, Гкал за ОП/ на м2 Потенціал економії1 ~55-70% 25-30% 10-20% 5-10% 5-10% Багатоквартирні будинки Приватні будинки Встановлення вікон з подвійним склопакетом Утеплення мінеральною ватою Утеплення мінеральною ватою Ключові заходи Втрати, Гкал за ОП/ на м2 - Встановлення ІТП у багато-кв. будинках Рис. 36. Головні заходи зі скорочення споживання теплової енергії

19. 19 40 10 50 30 20 0 36 2040 6 12 25 30 6 20 20 35 28 2015 Споживання у пікову годину за оптимістичним2 сценарієм при 15% резерві АЕС ТЕС/ТЕЦ ГАЕССпоживання у пікову годину за базовим сценарієм при 15% резерві Дефіцит потужностей Реконст- рукція АЕС і ТЕС -9 -1-0 11-13 21-25 29-36 29-36 0 12 15 14 13 3 Наявні потужності (без дод. інвестицій) та споживання в пікову годину1 ГВт Короткостроковий горизонт: 2016-2025 («Профіцит») Довгостроковий горизонт: 2026-2035 («Дефіцит») Профіцит Профіцит Профіцит Дефіцит Дефіцит Дефіцит ГВт Рис. 37. Прогнозний аналіз генераційних потужностей в Україні Реконстру- йовані потужності Нове будівництво 36 86 90 40 33 34 24 АЕС 10515 14 ПГУ 100 70 59 АЕС ТЕС ТЕС 54 143 16 20 14 6 2 ГЕС 15 29СЕС 137 124 108 ГЕС 2 122 ВЕС Приведена вартість електроенергії у 20151, Євро/МВт*г Opex Capex Рис. 38. Приведена вартість електроенергії

20. 20 Рис. 39. Аналіз консервації потужностей ТЕС Рис. 40. Структура потужностей генерації електроенергії на 2015-2025 рр.

21. 21 9-11 5-6 25-32 30-50 5-22 ВДЕ ГЕС ГАЕС ТЕС/ТЕЦ та ПГУ АЕС Потенційна структура потужностей генерації на 2035р, Відсотки Коментарі Економічно обгрунтований потенціал до 2035 року ~13-17 Гвт. Реалізація потенціалу залежать від здешевлення технологій та розвитку накопичувачів Потенціал розвитку ГЕС обмежений (до 1 ГВт). Найбільш вигідною є опція збільшення потужності існуючих об’єктів під час реконструкції Потенціал будівництва нових потужностей ГАЕС ~2-3 ГВт до 2035 року. Реалізація доз-волить наростити генерацію АЕС до 2025-2030 років, та ВДЕ у довгостроковій перспективі До 2040 року 11 ГВт АЕС та ~25 ГВт ТЕС досягне критичного віку. Про вивід перших на черзі атомних блоків можна буде визначитись вже в 2025- 30 рр.: РАЕС 1 та 2 (2025 р.), ЮАЕС 1 (2028 р.) та ЗАЕС-1 і ЮАЕС-2 (2030 р.) Рішення щодо будівництва потужностей для покриття базового попиту залежить від вартості фінансування, регулювання викидів, цін на вугілля і уран. За умови збільшення ВДЕ також необхідно буде до- інвестовувати у високоманеврені потужності (напр. ПГУ), для роботи з КВВП <30%. Рис. 41. Потенційна структура потужностей генерації Необхідні потужності у 2025 році Потужності, що не мають газоочисного обладнання у 2025 році 7 Потужності під реконструкцію у 2016-20251 6-10 9-13 3-53 13-17 Нові потужності 1 Наявні потужності у 2016 році Вибуття/консервація у 2016-2025 роках 24 31 18-22 7 11-15 7 Активні потужності ТЕС та ТЕЦ у 2025 році ГВт ТЕС ТЕЦ Потужності з газоочисним обладнанням 2025 Ціль 247 76 Зола ~90 2025 Прогноз4 2015 NOx 193 ~70 125 ~400334 SO2 1 059 Шкідливі викиди Тис. тон Рис. 42. Аналіз викидів ТЕС

22. 22 Рис. 43. План-схема інвестиційної програми для магістральних мереж енергопостачання 1 375 200 Факт на 2015 рік Потенціал врахований в плані розвитку до 2020 року 569806 Досяжно до 2025 року 550-715 460- 620 Важелі операційної ефективності Очікуваний вплив на загальний SAIDI Хв на рік на абонента Всього ефект 39-52 Організація робіт 5-8 Обслугов. мережі Реагування на поломки 15-17 7-9 Робота з клієнтами 7-10 5-8 Планування робіт Плановий Позапланвий 1 2 3 4 5 1 Список невичерпаний Очікуваний ефект від важелів операційної ефективності % від SAIDI ~0 X Очікуваний CAPEX, млрд євро Досяжна мета – скорочення SAIDI в два рази Рис. 44. Очікувана зміна надійності системи енергопередачі

23. 23 Рис. 45. Очікуваний ефект від важелів операційної ефективності Рис. 46. Кореляція інвестицій у розподільні мережі зі зменшенням втрат (приклад європейських країн) 1,400 95 65 1,000800 1,200600 50 75 100 55 70 60 90 80 1,8001,600 85 ККД ліцензіата (2015) Собівартість, грн на Гкал (включаючи собівартість модернізації труб) § ККД: 91% § Інвестиції (млн. грн): 1.2 із розрахунку на один будинок у 100 квартир § Собівартість тепла: 1300 (грн на Гкал) Прибудинкова котельня Рис. 47. Розподіл ККД та собівартості ліцензіатів теплопостачання

24. 24 1,300 Розрахункова собівартість окремих котелень Києва грн на Гкал (без ПДВ) 76 котелень можуть бути оптимізовані на користь більш-ефективних джерел 15 30 31 Перехід на прибудинкові (ліквідація ЦТП) Переключення на інші котельні Переключення на ТЕЦ Плато з найнижчим ККД окремих котелень в Київській системі Рис. 48. Економія за рахунок зниженої собівартості тепла (м. Київ) Рис. 49. Аналіз потужностей імпорту газу з Європи Рис. 50. Порівняльний аналіз втрат у газостранспортній мережі: Україна та Європа

25. 25 Рис. 51. Аналіз потужностей газосховищ європейських країн Рис. 52. Сценарний аналіз економічної доцільності ліквідації державних шахт із видобутку вугілля до 2025р.

26. 26 Рис. 53. Крива витрат виробництва урану світових гравців Рис. 54. Обсяги запасів і виробничі потужності українських уранових шахт

27. 27 Рис. 55. Економічна доцільність заводу фабрикації ядерного палива 392 Витрати на зберігання ВЯП в Україні CAPEX 372 OPEX 20 Витрати на зберігання ВЯП в РФ 1 520 Порівняння витрат на зберігання ВЯП в Україні та РФ за 10 років Млн дол. США ~ x4 Статус проекту § У 2015-20 рр. в Україні реалізується проект по створенню централізованого сховища відпрацьованого ядерного палива (ЦСВЯП) § Реалізація першої черги проекту дасть потужність 2511 ВТВЗ реактора ВВЕР-1000 і 1105 ВТВЗ реактора ВВЕР-440 до 2020 р. § Довгостроково проект розрахований на забезпечення всіх АЕС України потужностями зберігання до кінця терміну їх експлуаталціі Рис. 56. Порівняння витрат на зберігання ВЯП в Україні та РФ за 10 років

28. 28 346 9949 4 4,497 52186365 463232 52 1,626 4186365 21,138 1 4% WACC, 15 термін експлуатації технології зберігання; 90% ефективність Частота використання (циклів на рік) Частота використання (циклів на рік) Спред ціни завантаження та розвантаження необхідний для досгнення беззбитковості, Євро/Мвт-год ▪ 900 Євро/кВт-год Поточні витрати на зберігання1 Євро/кВт*г ▪ 200 Євро/кВт-год Прогнозні витрати на зберігання до 2030 року Рис. 57. Сценарний аналіз ефективності технологій зберігання Рис. 58. Нові проекти у гідроенергетиці в Україні

29. 29 Таблиці Таблиця 1 Необхідні заходи для синхронізації з ENTSO-E Заходи Вимоги ENTSO-E Необхідні кроки Оціночний термін реалізації3 , роки Модернізація генеруючих потужностей Первинне регулювання: - максимальне відхилення частоти від нормальної на +/- 0,2 Гц; - час активації перших 50% резерву через 15 секунд і других 50% через 30 секунд; - обсяг резерву системи – 240 МВт; Реконструкція систем регулювання на енергоблоках24 для забезпечення первинного та вторинного регулювання частоти та потужності: - 18 блоків вже модернізовано - 26 блоків будуть модернізовані до 2020 року ~3 Налагодження ССУ та САРЧП5 , а також систем моніторингу Вторинне регулювання: - при відхиленні частоти від нормальної на +/- 0,4-0,6 Гц; - час активації протягом 15 хвилин; - обсяг резерву системи – 1000 МВт; - Налаштування ЦР САРЧП НЕК "Укренерго" та приєднання до нього ССУ електростанцій - Підключення до ENTSO-E electronic highway - Впровадження системи моніторингу участі у регулюванні ~1 Впровадження вимог Третього енергетичного пакету у законодавство - Лібералізація ринку електроенергії, відділення транспортування від збуту електроенергії - Більш ефективний регулюючий нагляд з боку незалежних ринкових контролерів, національних регулюючих органів - Визначити правові, економічні та організаційні засади функціонування ринку електричної енергії - Визначити порядок формування, правовий статус і організацію діяльності Національної комісії, що здій-снює державне регулювання у сферах енергетики, чіткі межі її компетенції і повноваження ~1 3 Згідно з планом підготовки до інтеграції ОЕС України з ENTSO-E 2015 р. 4 Включаючи впровадження станційних систем управління на електростанціях відповідно до затвердженого графіка впровадження ССУ 5 Станційні системи управління та автономне регулювання частоти та потужності центрального регулятора

30. 30 Приклад операційних важелів для оптимізації мережі електропередачі Напрямок: зниження SAIDI 1. При обслуговуванні мережі (поліпшення обслуговування віддалених з’єднувачів, підвищення якості управління ремонтами, сегментація мережі для диференційованих рівнів технічного обслуговування, оптимізація виконання робіт відповідно до сезонів); 2. При реагування на поломки (впровадження інформаційної системи відслідковування аварій для екіпажів, оптимізація часу виїзду на маршрут для бригад, підвищення автоматизації мережі, збільшення інформації про екіпаж для диспетчерів, підвищення синхронізації запланованого обсягу робіт на одне відключення); 3. При роботі з клієнтами (онлайн-комунікації); 4. При плануванні робіт (збільшення / введення штрафів зовнішнім підрядникам за затримки, підлаштування кількості екіпажів до щорічної сезонності аварій); 5. При організації робіт (регулювання змін відповідно до сезонності аварій). Напрямок: збільшення швидкості підключення 1. Подача заявки (подача заявки онлайн, зменшення числа документів; запровадження електронного документообігу; зменшення числа департаментів відповідальних за підключення, призначення єдиного відповідального за весь процес підключення); 2. Проект підключення (створення і підтримка електронної інформаційної бази об’єктів мережевого комплексу, що міститиме інформацію про розташування, протяжність і стан обладнання та ліній; введення абонплати за потужність для раціонального використання наявних потужностей); 3. Проведення робіт (довгострокові тендери (на 2-3 роки) для закупівель матеріалів необхідних для підключення на декілька років); 4. Укладання договору (присвоєння номера абонента одразу після сплати рахунку за підключення ще до початку будівельних робіт); 5. Підключення до мережі (координація процесу закриття заявки і підключення до мережі через збутову компанію). Напрямок: зниження витрат на персонал і матеріали (операційні витрати) 1. Обслуговування мережі (оптимізація частоти робіт; оптимізація розміру бригад); 2. Реагування на поломки (скасування практики повернення на базу між викликами); 3. Робота з клієнтами (оптимізація маршрутів пересування бригад; збільшення ефективності заміни приладів обліку); 4. Планування робіт (відкриття доступу до мережі внутрішніх підрядників); 5. Організація робіт (збільшення компетенцій в рамках однієї бригади; створення багатофункціональних бригад; переведення частини обов’язкових робіт в нічну зміну). Напрямок: зменшення втрат при передачі електроенергії 1. Оптимізація навантаження на ПС; 2. Заміна трансформаторів на нові та більш енергоефективні; 3. Перехід на вищий клас напруги; 4. Оптимізація довжин ліній у відповідності до технічних вимог; 5. Оновлення обладнання; 6. Дотримання стандартів довжин для даного класу напруги ЛЕП (наприклад, довжина лінії 400В не перевищує 600-800 метрів).

Add a comment