План розвитку газотранспортної системи (далі – ГТС) визначає напрямки здійснення інвестицій оператором газотранспортної системи у наступні 10 років для забезпечення виконання ним обов’язків, покладених Законом України «Про ринок природного газу», а...

Товариство з обмеженою відповідальністю

«Оператор газотранспортної системи України»

ПЛАН РОЗВИТКУ

ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ

Оператора газотранспортної системи

Товариства з обмеженою відповідальністю

«Оператор газотранспортної системи України» на 2022 – 2031 роки

Генеральний директор	Xxxxxxx X.X.
	Київ 2021

ВСТУП

План розвитку газотранспортної системи (далі – ГТС) визначає напрямки здійснення інвестицій оператором газотранспортної системи у наступні 10 років для забезпечення виконання ним обов’язків, покладених Законом України «Про ринок природного газу», а саме: забезпечення надійної та безпечної експлуатації, підтримання в належному стані та розвиток ГТС з метою задоволення очікуваного попиту суб’єктів ринку природного газу на послуги транспортування природного газу, – у відповідності до Кодексу газотранспортної системи України та Cтратегії оператора газотранспортної системи на 2020-2024 роки. Стратегія, серед іншого, ставить цілі оптимізувати та модернізувати інфраструктуру ГТС у відповідності до ринкових умов, забезпечуючи надійне та ефективне функціонування, та сприяти переходу на «зелену енергію» в Україні.

Цей план був розроблений з урахуванням:

● прогнозів видобутку, споживання та імпорту природного газу в Україні та Європі, та відповідної оцінки попиту на послуги транспортування природного газу. Прогноз видобутку природного газу в Україні, використаний у цьому документі, був наданий Асоціацією газовидобувних компаній України, прогноз споживання газу був зроблений на основі історичної інформації та припущень, закладених до Національного плану скорочення викидів від великих спалювальних установок (НПСВ) затвердженого розпорядженням Кабінету Міністрів України від 8 листопада 2017 р. № 796-р, Енергетичної стратегії України до 2035 року. Прогнози щодо ринку газу в Європі були взяті з ENTSOG TYNDP 2020, який формується на основі десятирічних планів розвитку всіх країн-членів ЄС та основних принципів з безпеки постачання природного газу передбачених Регламентом (ЄС) №2017/1938;

● десятирічних планів розвитку суміжних операторів газотранспортних систем та планів з розбудови газової інфраструктури в Європі. Значну увагу було приділено проведенню консультацій з основними учасниками енергетичного та газового ринку, а саме: з НАК «Укренерго», ГС «Асоціація газовидобувних компаній України», ГС «Енергетична асоціація «Українська воднева рада», ГС «Біоенергетична асоціація України», АТ «Укравтогаз»;

● технічного стану об’єктів ГТС України на час розробки цього плану.

Даний План розвитку був розроблений з дотриманням законодавства України, у т.ч. ЗУ

«Про ринок природного газу» та Кодексу газотранспортної системи України, та враховує результати відкритого обговорення з учасниками ринку природного газу.

РОЗДІЛ 1. ФАКТИЧНИЙ СТАН ОСНОВНИХ ОБ'ЄКТІВ ГАЗОВОЇ ІНФРАСТРУКТУРИ

1.1. Огляд газотранспортної системи України

1.1.1. Лінійна частина

Україна має потужну розгалужену газотранспортну систему, сумарна протяжність магістральних газопроводів та газопроводів-відводів станом 01.01.2021 р. складає 33 088 км. Мережа магістральних газопроводів України є однією з найбільших в Європі і за своєю протяжністю поступається лише ГТС Німеччини (бл. 40 000 км).

Основні газопроводи ГТС України продемонстровані на Рис. 1.

Рис.1.Основні газопроводи ГТС України

Магістральні газопроводи (МГ) Союз, Уренгой-Помари-Ужгород, Союз та Прогрес діаметром 1420 мм є основними транзитними магістральними газопроводами, решта газопроводів забезпечують транспортування природного газу для українських споживачів та внутрішнього видобутку, більшість з яких мають діаметр понад 500 мм; та мають проєктну потужність від 4,5 до 30 млрд куб. м. на рік, розраховані на робочий тиск 5,5 МПа та 7,5 МПа. Структура МГ за діаметром показана на рис. 2.

Рис.2 Структура магістральних газопроводів та газопроводів-відводів за діаметром

Важливо рисою ГТС України є її стійкість до надзвичайних режимів роботи та аварійних ситуацій. Наявність резервуючих маршрутів та перемичок дають можливість Оператору ГТС України (далі – ОГТСУ) гарантувати безперебійний транспорт газу внутрішнім споживачам та через точки міждержавних з’єднань.

Більшість газопроводів мають значний термін експлуатації - понад 33 роки (Рис.3), незважаючи на значний термін експлуатації, результати діагностичних обстежень підтверджують, що лінійна частина ГТС України за своїм технічним станом спроможна забезпечити стабільний та безпечний транспорт газу, як в режимі транскордонного коридору так і споживачам України.

Рис.3 Структура магістральних газопроводів та газопроводів-відводів за терміном експлуатації

ОГТСУ приділяє велику увагу проведенню періодичних діагностичних обстежень як окремих елементів газопроводів, таких як надземні та підводні переходи через природні і штучні перешкоди, так і лінійної частини газопроводу в цілому.

Найбільш досконалим, комплексним методом діагностування лінійної частини магістральних газопроводів на сьогоднішній день є внутрішньотрубне діагностування (далі

- ВТД). Оператор ГТС України уклав угоду на проведення ВТД магістральних газопроводів з одним зі світових лідерів у галузі інженерних і технологічних рішень на діагностику 4,5 тис. км газопроводів діаметром умовним 1400 мм. Також планується укладання додаткових угод на обстеження ще 3,8 тис. км газопроводів меншого діаметру Ду 1200 мм, Ду 1000 мм, Ду 800 мм та Ду 700 мм. Загалом до кінця 2024 року має бути обстежено 8,3 тис. км газопроводів що становить 25 % усіх газопроводів. Також цією програмою ВТД передбачається діагностування 100% усіх транзитних магістральних газопроводів.

ВТД з використанням інтелектуального поршня дозволить провести оцінку стану металу і зварних з’єднань магістральних газопроводів, виявити всі критичні дефекти, що дозволить більш точно спланувати заходи з підтримання працездатності та безпеки роботи ГТС. Станом на 28.09.2021 року завершено пропускання діагностичних поршнів одним з

основних транзитних газопроводів Уренгой-Помари-Ужгород діаметром 1420 мм.

Рис.4 Програма з проведення внутрішньотрубної діагностики,км.

1.1.2. Компресорні станції

ГТС України включає 57 компресорних станцій (86 компресорних цехів), на яких встановлено 524 газоперекачувальних агрегати (ГПА) загальною потужністю 4 580,5 МВт. Дві компресорні станції - Луганська та Новодар’ївська, на яких розташовано 2 КЦ та 29 ГПА із загальною потужністю 162,5 МВт, перебувають на території проведення Операції об’єднаних сил і не контролюються ОГТСУ.

Парк ГПА ОГТСУ включає в себе різнотипні агрегати: газотурбінні, електропровідні та газомотокомпресори. Структура парку ГПА ОГТСУ за типом показана на рис. 5.

Структура ГПА за типом приводу, МВт

Газомотокомпресори

Електропровідні… 16.6

Газотурбінні…

Рис.5 Структура парку ГПА

Основні потужності компресорних станцій розміщено вздовж найбільших магістральних газопроводів, які використовуються для транзиту природного газу з території Російської Федерації до Європи:

§ Прогрес – 9 КС, 43 ГПА номінальною потужністю 681,5 МВт;

§ Союз – 12 КС, 82 ГПА номінальною потужністю 820 МВт;

§ УПУ – 9 КС, 27 ГПА номінальною потужністю 675 МВт.

Сумарно на компресорних станціях, розташованих вздовж зазначених газопроводів, встановлено 152 ГПА номінальною потужністю 2176,5 МВт, що становить 47% від загальної потужності парку ГПА ОГТСУ.

Переважна більшість ГПА має термін експлуатації від 31 до 40 років – в основному це ГПА транзитних газопроводів – Союз, УПУ, Прогрес, АТІ.

49

9

1

1 3

26

14

13

1 4

67

10

15

13

6

30

15

11

4

17

3

3

2

16

3

13

10

7

23

9

10

ШДКРІ ШДК, ШПК, ЄДК

УПУ

Союз Прогрес КЗУ-ІІ

КЗУ-І, КЗУ-ІІ

КАЧБ ЄККР ЄКК ЄКД ДУД-2

АТІ

<50% 50%-75% 75%-100% >100%

Рис. 6 Парк ГПА на основних магістральних газопроводах за напрацюванням відносно продовженого ресурсу роботи у відсотках, станом на початок 2021року.

Незважаючи на значний термін експлуатації більшості ГПА, можливість їх подальшої роботи забезпечується за рахунок проведення своєчасного діагностичного обстеження, капітальних і поточних ремонтів, регламентного технічного обслуговування.

Історично транзит російського газу був нижчий від проєктних потужностей української ГТС, а в останні роки значно скоротився. Враховуючи розбудову трубопровідних маршрутів в обхід України, збільшення обсягів транзиту через територію України до показників попередніх років є малоймовірним. Зважаючи на це, XXXXX було проведено аналіз перспективної завантаженості КС. При цьому враховано необхідність забезпечення маневреності при змінах режимів роботи технологічного обладнання у відповідності до умов діючої угоди з ПАТ «Газпром», а також резервування потужностей на випадок ремонтних робіт та пікових навантажень газоспоживання.

У результаті проведеного аналізу було визначено компресорні станції (КС)/компресорні цехи (КЦ), які в майбутньому не плануються до використання у транспортуванні газу. З метою оптимізації операційних витрат Оператора ГТС, заплановано проведення техніко-економічного обґрунтування (ТЕО) виведення з експлуатації об’єктів ГТС, що не будуть задіяні в транспортуванні газу, з подальшою

передачею результатів аналізу Міністерству енергетики для прийняття рішення про виведення з експлуатації. Зараз проводиться робота з розробки ТЕО повного виведення з експлуатації 16 КС (22 КЦ) та ще 11 КЦ інших КС, що складає сумарно 195 ГПА. Більшість КС/КЦ, що розглядаються до виведення з експлуатації, розташовані на газопроводах Івацевичі–Долина-ІІ. Xxxxxxxxx-Xxxxxx-XXX, Xxxxx-Xxxxxxxxx-Кривий Ріг, Кременчук- Ананьїв-Чернівці-Богородчани, Ананьїв-Тираспіль-Ізмаїл, Шебелинка-Дніпропетровськ- Кривий Ріг-Ізмаїл.

1.1.3. Газорозподільні станції (ГРС)

На балансі ОГТСУ знаходиться 1389 ГРС. Проєктна потужність всіх ГРС, що експлуатуються ОГТСУ, становить 1,3 млрд куб. м на добу (середня потужність становить 941 тис куб. м на добу), що значно перевищує пікове споживання України: як наслідок, більшість ГРС недовантажені 96% ГРС (1333 од.) експлуатуються з рівнем завантаженості нижче 50% від проєктної потужності. Структуру ГPС за ступенем завантаженості в 2020 році відображено на рис. 7.

Рис. 7 Завантаженість ГРС

Конструктивно переважна більшість ГРС - це блочні газорозподільні станції (1039 ГРС, 75%), в основному випуску підприємств Радянського Союзу. Серед ГРС, що збудовані за індивідуальним проєктом, решта ГРС відносяться до капітального типу. Основна частина ГРС була введена в експлуатацію за часів Радянського Союзу та в подальшому реконструйована. Розподіл ГРС за терміном експлуатації показано на рис. 8.

Рис. 8. Розподіл ГРС ОГТСУ за терміном експлуатації

Переважна більшість ГРС обслуговуються операторами. Для впровадження централізованої форми обслуговування (без постійної присутності персоналу) необхідна реконструкція з заміною технологічного обладнання та впровадження сучасних систем автоматичного керування (далі – САК) і каналів передачі даних. Наразі сучасні САК встановлено на 321 ГРС, що складає 23 % від їхньої загальної кількості. Сучасними автоматичними приладами вимірювання витрати і обсягу газу обладнано 100% ГРС ОГТСУ.

Наразі ОГТСУ планує провести заміну частини ГРС на нові автоматичні блочно- модульні. Нові ГРС дозволять підвищити ефективність експлуатації та скоротити витрати на обслуговування за рахунок підвищення рівня автоматизації, посилення контролю за фактичним рівнем завантаженості та точністю комерційного обліку, оптимізації пропускної потужності у відповідності до фактичних та планових потреб.

1.1.4. Газовимірювальні станції (ГВС)

ГТС України має значну кількість точок з’єднання з ГТС суміжних держав. Облік обсягів транспортованого газу в точках з’єднання забезпечують газовимірювальні станції та пункти виміру витрати газу (ПВВГ), перелік та коротка характеристика наведена в Таблиці 1.

Таблиця 1 Перелік та характеристика ГВС та ПВВГ

Напрямок руху газу	Суміжна країна	Назва ГВС/ПВВГ	Газопровід
Приймання газу в ГТС України	Російська Федерація	ГВС Сохранівка	Союз, Оренбург-Новопсков
		ПВВГ Лозне	Краснодарський край-Серпухів 1н.

		ГВС Суджа	Курськ-Київ, Єлець-Курськ-Диканька, Уренгой-Помари-Ужгород, Прогрес, Єлець-Курськ-Кривий Ріг
		ГВС Валуйки	Острогожськ-Шебелинка
		ПВВГ Волчанськ	Шебекіно-Вовчанськ
	Республіка Молдова	ГВС Капушани	Ананьїв-Тираспіль-Ізмаїл Роздільна-Ізмаїл
	Республіка Польща	XXX Xxxxxxxxxxx	Xxxxxxx-Xxxxxxxxxx
	Угорщина	ПВВГ Берегдароц	Газопровід-відвід на район м. Берегово
	Словаччина	ГВС Велькі Капушани+Руска	КС Велькі-Капушани
		ГВС Будінце	Вояни-Ужгород
	Румунія	ГВС Ісакча	Шебелинка-Дніпропетровськ-Кривий Ріг
Передача газу з ГТС України	Словаччина	ГВС Ужгород	Союз, Прогрес, Уренгой-Помари- Ужгород, Долина-Ужгород- Держкордон-2
	Угорщина	ГВС Берегово	Газопровід-відвід на Угорщину
	Румунія	ГВС Теково	Хуст-Сату-Маре
	Польща	ГВС Дроздовичі	Комарно-Держкордон
		ПВВГ Устилуг	Xxxxxxxxxx-відвід до ПВВГ Устилуг
	Республіка Молдова	ГВС Олексіївка	Ананьїв-Чернівці-Богородчани
		ГВС Гребеники	Ананьїв-Тираспіль-Xxxxxx Xxxxxxxxx-Дніпропетровськ-Кривий Ріг-Ізмаїл
		ГВС Ананьїв	Ананьїв-Чернівці-Богородчани
		ПВВГ Лиманське	Тираспіль-Одеса-3
	Румунія	ГВС Орловка	Ананьїв-Тираспіль-Xxxxxx Xxxxxxxxx-Дніпропетровськ-Кривий

Ріг-Ізмаїл Роздільна-Xxxxxx Xxxxxxx-Ізмаїл

На точках входу на міждержавних з’єднаннях, де вимірювання здійснюється газовимірювальними станціями, що експлуатуються суміжними операторами ГТС, представники ОГТСУ мають можливість постійного контролю за їхньою роботою.

Крім вищезгаданих ГВС, ОГТСУ експлуатується внутрішні ГВС та ПВВГ, які дають можливість відслідковувати рух газу в межах ГТС України, надають інформацію для оперативного балансування газу в системі.

Всі ГВС достатньою мірою обладнано сучасними автоматичними приладами вимірювання витрат газу.

Загалом ОГТСУ, станом на 01.01.2021 року, експлуатувало 3578 лічильників природного газу різних типів: ультразвукових, турбінних, роторних і мембранних. Відсоткове співвідношення лічильників по типах наведено на рис10.

Рис. 9 - Оснащення систем вимірювання витрат газу за типами лічильників

Для контролю якості природного газу, в ОГТСУ працює 54 хіміко-аналітичних лабораторії, що оснащені 76 лабораторними хроматографами, 142 вологомірами та іншими сучасним вимірювальним і аналітичним обладнанням. Крім того, безпосередньо на об'єктах

– на ГВС та ГРС зі значним витратами газу – встановлено 67 автоматичних потокових хроматографів та 47 потокових вологомірів.

В загальному, на даний час стан вимірювання витрат, обсягу та якості газу відповідає сучасним вимогам газової галузі.

1.1.5. Протикорозійний захист

Оператор ГТС України реалізує комплексний підхід до забезпечення максимального рівня захищеності від корозії об’єктів ГТС, що включає:

● первинний контроль якості захисного покриття при будівництві нових та ремонті існуючих газопроводів;

● підтримання належних режимів роботи установок катодного захисту, забезпечення захисного поляризаційного потенціалу сталевих трубопроводів по всій їх протяжності;

● періодичне проведення комплексних обстежень засобів протикорозійного захисту та корозійного стану газопроводів;

● оперативну верифікацію та усунення виявлених дефектів.

Станом на 01.01.2021р. ОГТСУ експлуатує систему електрохімічного захисту в складі:

● 3944 установки катодного захисту

● 88 установок дренажного захисту

● 1677 установок протекторного захисту

● ліній електропередач постійного струму - 2276 км

Робота системи електрохімічного захисту забезпечує нормативний рівень захищеності 99,01% протяжності лінійної частини газопроводів. Захищеність комунікацій проммайданчиків компресорних санцій становить 99,26 %.

Значна увага приділяється проведенню обстеження корозійного стану об’єктів ГТС. У 2021 році розпочато роботи з комплексного обстеження засобів протикорозійного захисту та корозійного стану на 5 585,51 км газопроводів.

1.1.6. Енергетичне господарство

Для реалізації безперебійного процесу транспортування газу та забезпечення енергією своїх об’єктів, Оператор ГТС експлуатує розгалужене, велике за обсягами та потужністю енергетичне господарство. Об’єкти енергогосподарства охоплюють весь діапазон можливих потужностей - від великих мережевих підстанцій для живлення електропривідних газоперекачувальних агрегатів до розподільних мереж побутово- господарського призначення.

Основні об’єкти, що забезпечують транспортування газу ГТС України, під’єднано до енергомереж по І категорії надійності з обов’язковою наявністю резервних вводів. Їх енергопостачання здійснюється напряму від магістральних енергомереж високої напруги.

Загалом ОГТСУ експлуатує 1977 підстанцій сумарною потужністю 818,5 МВт. Структура парку підстанцій відносно вхідної напруги показана на рис. 10.

Рис. 10. Структура парку підстанцій

Системи, від яких залежить безпека технологічного процесу транспортування газу,

забезпечені резервним та аварійним живленням від автономних електростанцій та акумуляторних батарей. ЕнергогосподарствоОГТСУ налічує:

● 183 аварійні та резервні електростанції сумарною потужністю 92,44 МВт

● 306 установок акумуляторних батарей сумарною ємністю 90013 А*год.

Живлення електроустановок, розміщених вздовж лінійної частини магістральних газопроводів (в першу чергу установок електрохімзахисту) здійснюють 1667 силових трансформаторів сумарною потужністю 21,4 МВт.

Об’єднання електроустановок в енергосистему забезпечує протяжна мережа силових повітряних та кабельних ліній різної напруги. Протяжність повітряних ліній електропередач складає 1729,3 км, кабельних ліній - 3579 км. Структура енергомереж в залежності від робочої напруги показана на рис. 11.

Рис. 11. Протяжність ЛЕП в залежності від напруги, км

Теплопостачання будівель здійснюється як за рахунок газоспоживаючих котлів, так і з використанням теплового потенціалу викидних газів газотурбінних агрегатів. Всі компресорні станції ОГТСУ, де встановлено газотурбінні агрегати, обладнані системами утилізації тепла викидних газів. Всього встановлено 335 утилізаторів тепла сумарною тепловою потужністю 789 Гкал на годину. При непрацюючих газотурбінних агрегатах та на об’єктах, де такі агрегати відсутні, теплопостачання забезпечує 209 промислових та 2106 малометражних газових котлів сумарною тепловою потужністю 225,9 Гкал на годину

РОЗДІЛ 2. ЗАХОДИ З РОЗВИТКУ ГАЗОТРАНСПОРТНОЇ СИСТЕМИ

2.1. Оцінка попиту на послуги транспортування

2.1.1. Оцінка ринку газу України

2.1.1.1. Споживання газу в Україні

За обсягами споживання газу в Європі Україна посідає 6-те місце, після Німеччини (89 млрд куб. м), Великої Британії (73 млрд куб. м), Італії (71 млрд куб. м), Нідерландів (44 млрд куб. м) та Франції (39 млрд куб. м).

У 2020 році споживання природного газу в Україні становило 29,84 млрд куб. м, порівняно з 28,29 млрд куб. м. у 2019 році.

Таблиця 2 Структура споживання природного газу в Україні, млрд куб.м.

		-0,3%	-3,0%	-6,0%	4,0%
	2016	0000	0000	0000	0000
Населення безпосередньо	35%	35%	33%	32%	25%
Підприємства ТКЕ для населення	17%	14%	15%	15%	14%
Підприємства ТКЕ для інших споживачів та виробництва електроенергії	6%	6%	7%	9%	16%
Бюджетні та релігійні організації	1%	2%	2%	1%	1%
Промисловість	29%	29%	29%	27%	28%
Технологічні витрати (на видобування, транспортування та розподіл газу)	11%	14%	15%	15%	16%
Всього:	32,3	30,8	30,7	28,8	29,8

Загалом же протягом останніх п’яти років спостерігається скорочення обсягів споживання газу. Найбільше скорочення відбулося по категорії «Населення» з 11,9 млрд куб. м. у 2016 році до 8,2 млрд куб. м у 2020, або на 3,7 млрд куб. м.(на 31%). Скорочення споживання газу населенням у 2020 році пов’язано передусім із економією газу приватними домогосподарствами, та підвищенням середньорічної температури, що проявляється в нетипових для України теплих зимових періодах в окремі роки.

На фоні загального скорочення споживання газу, відмічається зростання по категорії

«Підприємства ТКЕ для інших споживачів та виробництва електроенергії» з 2,0 млрд куб.

м у 2016 році до 5,1 млрд куб. м (на 155%). Також у 2020 році зросло споживання газу промисловим сектором на 1,0 млрд куб. м (+ 12%) до 9,1 млрд куб. м.

У 1 кварталі 2021 року обсяг валового споживання природного газу склав 12,1 млрд м3

, що на 23,2 % більше ніж у 4 кварталі 2020 року та на 11,5 % більше ніж в аналогічному періоді попереднього року. Попит на природний газ у 1 кварталі 2021 року покривався з трьох джерел постачання: імпорт та власний видобуток (разом 62%) та відбори з ПСГ.1

2.1.1.2 Видобуток газу в Україні

Україна має значні обсяги газу у надрах, яких може повністю вистачити на забезпечення власних потреб. Незважаючи на це, протягом останніх 10 років щорічний видобуток природного газу становить в середньому 20 млрд куб. м, що є недостатнім обсягом для покриття внутрішнього споживання газу. Тим не менше, приватні виробники газу неухильно збільшують свою частку у загальному видобутку з року в рік за рахунок значних капітальних інвестицій в буріння нових газових свердловин. Значний поштовх до розвитку газовидобувна галузь отримала завдяки ринковому ціноутворенню та запровадженню стимулюючого оподаткування.2

За даними Державного балансу запасів корисних копалин України, українські надра можуть містити близько 1,2 трлн куб. м3 газу (враховуючи категорію родовищ С1 та С2) при річній потребі до 32 млрд куб. м. Теоретично Україна зможе відмовитися від імпорту газу при умові, що внутрішній видобуток газу зросте на половину.

За результатами 2020 року. загальний обсяг видобутого газу в Україні становив 20,2 млрд куб. м, що є на 0,5 млрд куб. м (-2,4%) менше, ніж за попередній рік. У 2020 році АТ «Укргазвидобування» видобуло 14,2 млрд куб. м, що на 4,7% менше ніж у 2019 році. Слідом за АТ «Укргазвидобування» за обсягами видобутого газу йде ПрАТ

«Нафтогазвидобування» (ДТЕК Нафтогаз) - найбільша приватна газовидобувна компанія в Україні - з річним обсягом видобутку в 1,8 млрд куб. м (приріст на 11,3% у 2020 році). ПАТ «УКРНАФТА» у 2020 році видобула 1,1 млрд куб. м природного газу, що на 3,0% (або 33 млн куб. м) менше, ніж 2019 року.

Окрім того, приватні газовидобувні компанії продовжують нарощувати обсяги видобутку, у сукупності їх обсяг видобування у 2020 році склав близько 4,86 млрд куб. м (включаючи ПрАТ «Нафтогазвидобування»), що на 5% більше, ніж у попередньому році.

Таблиця 3 Структура видобутку газу в Україні в 2016-2020р., млрд куб.м.

		2,0%	2,0%	-1,0%	-2,4%
	2016	0000	0000	0000	0000
Укргазвидобування	14,6	15,3	15,5	14,9	14,2

1 xxxxx://xxx.xxxx.xxx.xx/xxxx/xxxxxxxx/xxxxxxxxxx/xxx/0000/xxxxxxxxxx_xxx_X-0000.xxx

2 xxxxx://xxxx.xxx.xx/xxxxxx/xxx/xxxxx00-xxx.xxx?xxxxxxxXxXX0x0xXxX000xxXxX0xXxXxXxXXxXXXxXxX- dPyUlt4n3ipwTzq_x8gKdyU

3 xxxxx://xxxx.xxx.xx/xxxxxx/xxx/xxxxx00-xxx.xxx

Нафтогазвидобування	1,6	1,7	1,7	1,7	1,8
Укрнафта	1,3	1,1	1,1	1,2	1,1
Інші приватні видобувні компанії	2,6	2,4	2,6	2,9	3,1
Всього:	20,1	20,5	20,9	20,7	20,2

У 1 кварталі 2021 року обсяг видобутку природного газу зменшився на 148 млн м3 (або на 3,1 %) порівняно з 4 кварталом 2020р. та на 243 млн м3 (або на 5 %) у порівнянні з аналогічним періодом минулого року.4

Імпорт природного газу в Україну

Оскільки видобуток природного газу в Україні не повністю перекриває потреби (наприклад. станом на 2020 рік видобуток зміг перекрити потреби ринку лише на 67,7%), відповідно для України важливим залишається питання імпорту природного газу. До 2015 року основним напрямком імпорту природного газу був східний кордон України, звідки здійснювалося постачання російського та середньоазійського газу. Починаючи з 25.11.2015 року Україна припинила імпорт природного газу з Росії.

У 2020 році Україна імпортувала 15,9 млрд куб. м природного газу, що на 11% більше, ніж у 2019 році. У 2020 році імпортований природний газ заходив в Україну лише через європейські країни, а саме через Словаччину – 10,2 млрд куб. м, через Угорщину 4,2 млрд куб. м та через Польщу - 1,5 млрд куб. м. Основним джерелом надходження імпорту уже багато років поспіль є Словаччина, у 2020 році словацька частка імпорту газу становила 65% в загальній структурі.

На початку 2020 року вперше став доступним віртуальний реверс (back-haul), за допомогою якого було імпортовано 7,3 млрд куб. м природного газу, тобто 46% від загального обсягу.

У 2020 році в підземні сховища для зберігання в режимі «митний склад» було спрямовано 10,1 млрд куб. м імпортованих обсягів. Із них 60% (або 6,1 млрд куб. м) надійшли в режимі «shorthaul – митний склад» і 40% (4,0 млрд куб. м) в режимі «кордон – митний склад».

Таблиця 3 Імпорт природного газу за точками входу, млрд куб. м

		27%	-25%	34%	11%
	2016	0000	0000	0000	0000
Словаччина	9,1	10,0	6,5	9,1	10,2

Угорщина	1,0	2,8	3,4	3,7	4,2
Польща	1,0	1,3	0,7	1,4	1,5
Всього:	11,1	14,1	10,6	14,2	15,9

У свою чергу, у 1 кварталі 2021 року загальний обсяг імпорту природного газу становив близько 2,9 млрд куб. м , що на 0,4 млрд куб. м менше ніж у 4 кварталі 2020 р. та на 0,4 млрд куб. м менше ніж в аналогічному періоді минулого року.5

2.1.2 Прогноз попиту на послуги транспортування

Прогнози щодо видобутку природного газу були розроблені на основі планів та прогнозів з видобутку до 2030, наданих частиною газовидобувних компанійю Також сценарії видобутку природного газу було опрацьовано спільно з Асоціацією газовидобувних компаній України.

Прогнози видобутку природного газу ґрунтуються на трьох сценаріях: позитивному, базовому та негативному. Згідно позитивного сценарію прогнозується зростання обсягів видобутку з поточних 19,6 млрд куб. м до 35,5 млрд куб. м в 2030 р., за рахунок реалізації програми зі збільшення видобутку природного газу Групою Нафтогаз, в тому числі на чорноморському шельфі, а також сприятливою податковою політикою (розміром рентної ставки). При базовому та негативному сценаріях рентна ставка залишається незмінною, ціна на газ за першим сценарієм знаходитися в межах $250-350 за тис куб. м, за другим – менше 200 за тис куб. м.

Таблиця 4 Прогноз видобутку природного газу з 2021 по 2030 рік, за трьома сценаріями, млрд м3

Позитивний сценарій

	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Група Нафтогаз1	13,5	13,5	12,9	12,7	13,3	14,8	17,8	19,8	23,4	24,9
ПАТ «Укрнафта»4	1,1	1,1	1,7	2,0	2,3	2,4	2,6	2,6	2,7	2,8
Приватні компанії5	5,0	5,3	5,5	5,8	6,1	6,4	6,7	7,0	7,4	7,8
Всього	19,6	19,9	20,1	20,5	21,7	23,6	27,1	29,4	33,5	35,5

5 xxxxx://xxx.xxxx.xxx.xx/xxxx/xxxxxxxx/xxxxxxxxxx/xxx/0000/xxxxxxxxxx_xxx_X-0000.xxx

Негативний сценарій

	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Група Нафтогаз2	13,5	12,9	11,7	10,3	9,6	9,0	8,5	7,6	6,5	5,5
ПАТ «Укрнафта»4	1,1	1,1	1,4	1,5	1,4	1,4	1,3	1,3	1,3	1,3
Приватні компанії5	5,0	5,0	4,9		4,8	4,7	4,5	4,4	4,2	4,1	3, 9
Всього	19,6	19,0	18,0		16,6	15,7	14,9	14,2	13,1	11,9	10 ,7

Базовий сценарій

	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Група Нафтогаз3	13,5	13,5	12,8	12,3	12,6	13,0	13,9	15,0	15,8	15,9
ПАТ «Укрнафта»4	1,1	1,1	1,4	1,5	1,5	1,6	1,7	1,7	1,7	1,8
Приватні компанії5	5,0	5,1	5,1	5,2	5,4	5,5	5,7	6,0	6,3	6,6
Всього	19,6	19,7	19,3	19,0	19,5	20,1	21,3	22,7	23,8	24,3

При розробці сценаріїв видобутку природного газу було використані наступні джерела даних:

1. Дані щодо прогнозного видобутку природного газу Групи Нафтогаз (з врахування реалізації інвестиційних проєктів до 2030 року, таких як: 4 ділянки УРП, Юзівська площа, Шельф Чорного моря, Tight gas, Greenfield, Карпати, Deep horizons та інших проєктів до 2030 року).

2. Дані щодо базового рівня видобутку природного газу АТ «Укргазвидобування» та НАК «Нафтогаз України» (без врахування реалізації інвестиційних проєктів до 2030 року).

3. Дані щодо прогнозного видобутку природного газу Групи Нафтогаз (з врахування реалізації інвестиційних проєктів до 2030 року, таких як: УРП, Юзівка, Greenfield, Карпати, Deep horizons та інших проєктів до 2030 року, за виключенням таких проєктів: Шельф

Чорного моря та tight gas, як найбільш ризикових, та таких, що потребують значних інвестицій або зниженої ренти для видобутку газу колекторів щільних порід (tight gas).

4. Дані ПАТ «Укрнафта» щодо оцінки впливу стимулюючих ставок рентної плати на видобуток нафти та конденсату з нових свердловин.

5. Дані ГС “Асоціація газовидобувних компаній України”

Відповідно до підписаного 30.12.2019 року «Соглашения об оказании услуги по организации транспортировки природного газа через территорию Украины между ПАО «Газпром» (далі – Договір) и НАК «Нафтогаз Украины», передбачається транзит природного газу на рівні 65 – 40 млрд куб. м протягом 2020 – 2024 рр. Також Договором передбачено можливість його подальшого продовження на 10 років. Проте перспективи після 2025 року в теперішній час є невизначеними. В разі реалізації такого сценарію в Україні після 2025 року стануть вільними значні обсяги потужностей магістральних газопроводів.

Продовження транзиту після 2025 року залежить від рівня використання поточної транспортної інфраструктури, яка здатна забезпечувати транзит російського природного газу до Європи, поза межами ГТС України та реалізації проєкту «Північний потік ІІ».

Консалтинговою компанією «Tetra Tech ES, Inc.» в рамках програми USAID щодо проєктів енергетичної безпеки було розроблено 3 сценарії, транзиту природного газу:

• Сценарій транзиту 1: 2021-2024 рр. = 40 млрд куб. м, 2025-2029 рр. = 0 млрд куб. м;

• Сценарій транзиту 2: 2021-2024 рр. = 40 млрд куб. м, 2025-2029 рр. = 15 млрд куб. м;

• Сценарій транзиту 3: 2021-2024 рр. = 40 млрд куб. м, 2025-2029 рр. = 35 млрд куб. м.

Зазначені сценарії були розроблені на основі проведеного аналізу рівня завантаженості газопроводів – «Турецький потік І та ІІ», «Блакитний потік», «Північний потік І та ІІ»,

«Ямал-Європа». З метою оцінку попиту на потужності слід розглянути:

• Використання «Газпромом» XXXX обмежено до 50%, в той час як попереднє використання (кінець 2017 – вересень 2019 року) становило 100% при вході в XXXX.

• Використання трубопроводу NEL було і залишається на рівні 100%.

• Використання трубопроводу EUGAL не обмежується нормативно, а отже, надається повна потужність в 55 млрд. куб. м на рік.

Пропускну здатність газопроводу EUGAL, становить 55 млрд куб. м з яких попередньо заброньована для виходу до Німеччини, включаючи газопроводи JAGAL та/або NEL, становить 9,9 млрд. куб. м. Передбачається, що це не вплине на український транзит, оскільки він використовується, наприклад, для задоволення зростаючого імпортного попиту в Західній Європі та скорочення видобутку на родовищі Ґронінґен в нідерландах і для конкуренції з поставками LNG. Решта потужностей 45,1 млрд куб. м буде доступна на німецько-чеському кордоні (35,4 млрд куб. м на міждержавній точці з’єднання

Дойхнейдорф, решта 9,7 з використанням поточної потужності в інших точках міждержавного з’єднання) 6

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Договір Сценарій 1 Сценарій 2 Сценарій 3

Рис. 12. Сценарії транзиту природного газу

2.1.3. Оцінка ринку газу Європи та Туреччини

2.1.3.1 Споживання.

У відповідності до аналізу проведеному Міжнародним енергетичним агентством (IEA) у 2020 році світовий попит на природний газ скоротився на 75 млрд куб. м (або на 1,9% у порівнянні з 2019 роком). Стрімке падіння попиту на природний газ відбувалось у першій половині року, коли світове споживання газу скоротилося приблизно на 4% у порівнянні з аналогічним періодом попереднього року, що було обумовлено досить теплою погодою та пандемією Covid-19.7

За прогнозом Міжнародного енергетичного агентства світовий попит на природний газ у 2021 році відновиться на 3,6%. Якщо не будуть відбуватись серйозні політичні зміни щодо стримування світового споживання газу, попит на природний газ продовжуватиме зростати у найближчі роки, але меншими темпами, та до 2024 року досягне майже 4300 млрд кубометрів, що на 7% більше, ніж до пандемії Covid-19.

Згідно з даними опублікованими Європейською Комісією та національним енергетичним регулятором Туреччини (EPDK), у 2020 році споживання газу в Європі та Туреччині становило 533 млрд куб. м, що на 23.7 млрд куб. м (5,3 %) менше порівняно з 2019 роком., в основному у зв’язку з теплою погодою та тривалими локдаунами, які вплинули на всі бізнес-процеси Європи. Найбільше зниження можна було спостерігати у Великобританії (8,7 млрд куб. м або -11%), Німеччині (6, 3 млрд куб. м, -7 %), Італії (3,6

6 xxxxx://xxx.xxxxx.xx/xx/xxxxx-xxxxxxxx/

7 xxxxx://xxx.xxx.xxx/xxxxxxx/xxxxxx-xxxxxx-xxxxxx-0000/xxxxxxx-xxx

млрд куб. м, або -5%), Іспанії (3,9 млрд куб. м, -10%), Франції (4,1 млрд куб. м, -9%) порівняно з аналогічним періодом 2019 року8

Протягом періоду 2005-2017 рр. показники споживання природного газу в Туреччині здебільшого зростали. До 2017 року споживання досягло піку в 53,9 мільярда кубометрів, що більш ніж удвічі перевищувало рівень споживання, зареєстрований у 2005 році.9 Починаючи з 2017 року рівень споживання почав падати та у 2019 р. цей показник сягнув 45,26 млрд куб. м. газу. Але у 2020 році рівень споживання знов зріс та дорівнює 48,26 млрд куб. м.10

Таблиця 5 Споживання природного газу Європи та Туреччині за 2016-2020рр, млрд куб. м

	2016	0000	0000	0000	0000
Німеччина	87,9	95,0	94,7	95,6	89,3
Велика Британія	83,0	80,7	81,8	81,2	72,5
Італія	70,9	75,2	72,7	74,5	70,9
Туреччині	47,3	55,0	50,6	46,1	48,3
Франція	47,0	46,9	44,8	45,5	41,4
Нідерланди	42,2	43,4	42,7	44,6	44,1
Іспанія	30,9	33,4	33,2	38,0	34,1
Польша	19,0	20,1	20,2	20,7	22,0
Бельгія	17,8	18,2	18,7	18,8	18,6
Румунія	11,3	11,9	11,8	11,0	11,8
Угорщина	10,3	10,9	10,5	10,5	10,8
Інші	65,4	70,4	68,6	69,9	68,5

8 xxxxx://xx.xxxxxx.xx/xxxxxx/xxxxx/xxxxxxx/xxxxx/xxxxxxxxx_xxxxxx_xx_xxxxxxxx_xxx_xxxxxxx_x0_0000_xxxxx.xxx

9 xxxxx://xxx.xxxxxxxx.xxx/xxxxxxxxxx/000000/xxxxxxx-xxx-xxxxxxxxxxx-xxxxxx/#xxxxxxxxxXxxxxxxxx

10 xxxxx://xxx.xxxx.xxx.xx/Xxxxx/Xxxxxx/0-0000/xxxxxxx-xxxxxxxxxx

Всього 533,0 561,1 550,3 556,6 532,9

Споживання газу в ЄС у першому кварталі 2021 року зросло на 7,6% (10 млрд куб. м) у порівнянні з аналогічним періодом минулого року, після практично стагнації у третьому кварталі 2020 року та незначного зростання у 2,4% у 4 кварталі 2020 року. Споживання газу в першому кварталі 2021 р. склало 141,8 млрд. куб. м., порівняно з 131,7 млрд. куб. м. у 1- му кварталі 2020 року. У виробництві електроенергії попит на газ зріс на 3,4% у порівнянні з аналогічним періодом минулого року (збільшившись на 4,9 ТВт-год). Погода у першому кварталі 2021 року в Європі була теплішою, ніж зазвичай, але в січні та лютому періодичні похолодання вплинули на потреби опалення житла. Однак поширена практика дистанційної роботи може також сприяти збільшенню споживання природного газу в житловому секторі в порівнянні з минулим роком.

Незважаючи на складну динаміку попиту на природний газ в Європі, його роль залишається значною. Споживання природного газу в Європі останнім часом визначається заходами направленими на скорочення видів парникових газів і цьому контексті природний газ є більш чистим видом палива. Спалення природного газу не призводить до викидів сажі та вугільного пилу, має на 30 – 45% менший рівень викиду СО2 в порівнянні з мазутом та в 3 рази менший рівень викиду СО2 в порівнянні з вугіллям, також використання природного газу значно знижує викиди в атмосферу оксидів сірки та азоту, які по впливу на довкілля значно небезпечніші ніж СО2.

2.1.3.2 Видобуток

У 2020 році видобуток газу в Європі разом з Туреччиною становив 213,9 млрд куб. м. порівняно з 239,4 млрд куб. м. у 2019 році. Власний видобуток природного газу в Європі та Туреччині на 40,1% покриває споживання. Згідно з даними наданими Європейською Комісією, найбільшим виробником природного газу у 2020 році були Нідерланди, які видобули 24 млрд кубометрів газу (проти 33,4 млрд кубометрів роком раніше), потім 9 млрд куб. м. у Румунії (10 млрд куб. м. у 2019 році) та Німеччина (4,9 млрд куб. м. проти 5,9 млрд куб. м. роком раніше).11

Станом на кінець 2020 року у Туреччині налічувалось 9 газовидобувних компаній, які видобули - 441,27 млн куб. м. природного газу. Кількість видобутого та запропонованого для продажу газу зменшилася на 6,9% порівняно з 2019 роком, коли виробництво було на рівні 474 млн куб. м. 12 Власний видобуток Туреччини покриває споживання лише на 1%.

Таблиця 5 Видобуток природного газу в Європі та Туреччині за 2016-2020 рр, млрд куб. м

	2016	0000	0000	0000	0000
Норвегія	129.5	137.7	135.5	127.8	124.8

11 xxxxx://xx.xxxxxx.xx/xxxxxx/xxxxx/xxxxxxx/xxxxx/xxxxxxxxx_xxxxxx_xx_xxxxxxxx_xxx_xxxxxxx_x0_0000_xxxxx.xxx

12 xxxxx://xxx.xxxx.xxx.xx/Xxxxx/Xxxxxx/0-0000/xxxxxxx-xxxxxxxxxx

Нідерланди	53.1	45.5	38.8	33.4	24.0
Велика Британія	42.5	42.9	41.8	40.4	33.4
Румунія	9.8	10.6	10.3	10.0	9.0
Німеччина	9.0	8.2	6.5	6.0	4.9
Польша	5.8	5.7	5.7	5.7	5.6
Італія	5.8	5.5	5.4	4.8	3.9
Данія	4.9	5.2	4.4	3.4	1.5
Ірландія	3.1	3.6	3.5	2.7	2.1
Угорщина	1.9	1.9	1.9	1.7	1.7
Хорватія	1.7	1.5	1.3	1.0	0.9
Австрія	1.2	1.3	1.1	0.9	0.8
Сербія	0.5	0.5	0.5	0.4	0.4
Інші	0.9	0.9	1.0	1.1	0.9
Всього	269.7	271.0	257.6	239.4	213.9

У першому кварталі 2021 року видобуток газу в ЄС досяг приблизно 13,8 млрд куб. м., що на 11% (1,7 млрд куб. м) менше, ніж у тому ж кварталі 2020 року. Загальний обсяг видобутого газу в ЄС у першому кварталі 2021 року був другим найнижчим квартальним показником протягом останніх семи років.. Загалом, протягом останніх років в ЄС прослідковується чітка динаміка до скорочення видобутку природного газу, що в першу чергу пов’язано із виснаженням найбільш продуктивних родовищ природного газу, в особливості газового родовища Гронінген на території Нідерландів, де на піку продуктивності у 1976 році видобувалось 88 млрд куб.м. газу, а вже з жовтня 2021 планується видобувати лише 8,1 млрд куб.м. газу на рік. 13 В 2022 році планується повна зупинка видобутку на родовищі Гронінгер (окрім частини родовища, яке залишиться відкритою як резервне джерело газу до 2028 року) через високі сейсмічні ризики в регіоні14.

У найбільшого виробника газу в ЄС - Нідерландах видобуток у першому кварталі 2021 року значно скоротився - на 13% (0,9 млрд куб. м) та склав 6,1 млрд куб. м. У Румунії, як у другого за величиною виробника газу в ЄС, видобуток знизився на 7% (0,2 млрд куб. м), впавши до 2,4 млрд кубометрів у першому кварталі 2021 року, що дорівнювало рівню видобутку попереднього кварталу. Видобуток газу дещо зменшився (на 2%, 0,04 млрд куб. м) у Польщі у першому кварталі 2021 р. та становив 1,4 млрд куб. м.

2.1.3.3 Імпорт

13 xxxxx://xxx.xxxxxxx.xxx/xxxxxxx/xx-xxxxxxxxxxx-xxx-xxxxxxxxx-xxXXXXX0XX0XX

14 xxxxx://xxx.xxxxxxxx.xxx/xxxxxx/xx/xxxxxx-xxxxxxxx/xxxxxx-xxxx/xxxxxxx-xxx/000000-xxxx-xxxxxxxxx-xxx-xxxxx- closure-possible-as-early-as-2023-dutch-gts

У 2020 році рівень залежності Європи, разом з Туреччиною, від енергії, що виробляється поза їх територією дорівнював 60%. Це означає, що більше половини енергетичних потреб Європи, разом з Туреччиною, задовольнялися за рахунок імпорту. Країни Європи, разом з Туреччиною, в основному залежать від Росії щодо імпорту сирої нафти, нафтопродуктів, природного газу та твердого палива, та від Норвегії щодо сирої нафти та природного газу.15

Загалом у 2020 році імпорт газу в Європу та Туреччину скоротився на 9% у порівнянні з аналогічним періодом минулого року внаслідок зменшення імпорту з Росії на 18%, в той же час відбулось збільшення норвезького імпорту на 1%, зменшення імпорту на 3 % з Алжиру та різке падіння імпорту на 21% з Лівії. Імпорт СПГ в ЄС у 2020 році скоротився на 5% у порівнянні з аналогічним періодом минулого року.

Аналізуючи джерела поставок газу до Європи та Туреччини у 2020 році, стає очевидним, що країни Європи є залежними від імпорту російського газу. Відсоткове відношення щодо джерел постачання виглядає наступним чином: російський газ посідає перше місце з часткою 43%, за ним йде норвезький газ (23%) та газ у формі СПГ (23%), газопровідний газ з Алжиру (6%) та Лівії (1%).16

Таблиця 6 Основні джерела надходження природного газу в Європі та Туреччині по країнам постачальникам 2020 рік, млрд куб. м

	Разом	СПГ	Трубопровідний газ
Норвегія	107.2	4.4	102.8
Росія	183.7	16.0	167.8
Алжир	39.8	18.1	21.7
Лівія	4.5	0.0	4.5
Єгипет	0.5	0.5
Нігерія	19.0	19.0
Решта країн Африки	2.6	2.6
США	20.4	20.4
Решта країн Америки	5.1	5.1
Азербайджан	11.8		11.8
Іран	5.4	0.0	5.4
Катар	30.2	30.0	0.2
Решта країн Азії	0.0	0.0

15 xxxxx://xx.xxxxxx.xx/xxxxxxxx/xxxxx/xxxxxxxxxx/xxxxxx/xxxx-0x.xxxx?xxxxxxx

16 xxxxx://xx.xxxxxx.xx/xxxxxx/xxxxx/xxxxxxx/xxxxx/xxxxxxxxx_xxxxxx_xx_xxxxxxxx_xxx_xxxxxxx_x0_0000_xxxxx.xxx

Неідентифікований газ 1.2 1.1 0.1

Туреччина повністю залежить від імпорту газу та має довгострокові контракти на імпорт природного газу з Росією, Азербайджаном, Іраном та Катаром, а також довгострокові контракти на поставки СПГ з Алжиром та Нігерією. У 2020 році відбулося помітне скорочення імпорту трубопровідного газу до 31,3 млрд куб. м так і СПГ знизився до 12,9 млрд куб. м. У 2020 році імпорт природного газу до Туреччини становив 48,12 млрд кубометрів, з них 69 % імпортувало трубопроводами, а 31 % - СПГ. Основним постачальником трубопровідного газу до Туреччини є АТ «Газпром», обсяг імпорту від якого у 2020 році становив 16,2 млрд куб. м – це 33,7% від усього імпорту, слідом за ним йде імпорт з Азербайджану 11,6 млрд куб. м. з часткою 24%.17

За даними Євростату, чистий імпорт газу в ЄС зменшився на 3% (2,5 млрд куб. м) у першому кварталі 2021 року (у порівнянні з аналогічним періодом минулого року), навіть не зважаючи на те, що споживання газу зросло, а внутрішнє виробництво в ЄС продовжувало падати. Чистий імпорт у різних країнах ЄС у першому кварталі 2021 р. сильно варіюється. У Нідерландах чистий імпорт скоротився з 2,2. млрд куб. м до 0,1 млрд куб. м у порівнянні з минулим роком, тоді як у Словаччині за той самий період воно впало з 0,9 млрд куб практично до нуля. Серед великих країн-споживачів газу чистий імпорт зменшився у Німеччині (на 10%, на 2,3 млрд куб. м), тоді як чистий імпорт збільшився у Польщі (на 30%, 1,1 млрд куб. м), Франції (на 21%, 1,7 млрд куб. м), Італії (на 7%, 1,1 млрд куб. м) та Іспанії (на 3%, 0,2 млрд куб. м).18

Імпорт СПГ у ЄС у першому кварталі 2021 р. скоротився на 29% у порівнянні з аналогічним періодом минулого року та склав 17 млрд куб. м. Значне скорочення імпорту СПГ відбулось у січні та лютому, коли азіатські оптові ринки газу мали значну цінову премію у порівнянні з Європою, що призвело до перенаправлення вантажів з СПГ до ринків Азії. Найбільшим імпортером СПГ у ЄС залишається Іспанія (з імпортом 4,3 млрд куб. м), на другому місці Франція (4,2 млрд куб. м) та Італія (2,1 млрд куб. м). США були найбільшим джерелом СПГ для ЄС, забезпечуючи імпорт 4,2 млрд куб. м, потім йшли Росія

17 xxxxx://xxx.xxxx.xxx.xx/Xxxxx/Xxxxxx/0-0000/xxxxxxx-xxxxxxxxxx

18 xxxxx://xx.xxxxxx.xx/xxxxxx/xxxxx/xxxxxxx/xxxxx/xxxxxxxxx_xxxxxx_xx_xxxxxxxx_xxx_xxxxxxx_x0_0000_xxxxx.xxx

(3,7 млрд куб. м) та Катар (3,1 млрд куб. м). ЄС залишився третім за величиною ринком СПГ після Японії (36 млрд куб. м) та Китаю (32 млрд куб. м) у першому кварталі 2021 року. Імпорт СПГ у Великобританії у першому кварталі 2021 р. помітно впав, хоча і меншою мірою, ніж у континентальній Європі, на 14%, досягнувши майже 5,1 млрд куб. м. Велика Британія завжди відігравала важливу роль як місце причалу суден для СПГ для континентальної Європи, оскільки газ з Великобританії транспортується до Європи за допомогою газових інтерконекторів з Бельгією та Нідерландами. Однак у зимовий період поставки СПГ швидше служать для внутрішнього споживання у Великобританії, особливо

з огляду на обмежені можливості зберігання.

2.1.4 Оцінка транзиту російського газу до ЄС

Імпорт газу в ЄС з Росії здійснюється чотирма основними трубопровідними маршрутами постачання: Україною (яка включає трубопровід Братство), Білорусією (переважно газопровід Ямал-Європа), «Північним потоком - 1» та Турецьким потоком.

Запуск «Північного Потоку - 1» позбавив Україну 55 млрд куб. м транзиту на рік, а перша черга «Турецького потоку» призвела до втрати 15 млрд куб. м транзиту до Туреччини, Болгарії та Греції. У 2021 року було запущено «Турецький потік - 2» з продовженням через Болгарію і Сербію до Угорщини. Це означає потенційні втрати транзиту до 15 млрд куб. м - обсяги, які раніше надходили до Угорщини, Сербії та Хорватії. Окрім того, загальна потужність двох ниток «Північного потоку – 2» становить 55 млрд кубометрів газу на рік, і у разі введення їх в експлуатацію українська ГТС може залишитись без транзиту російського газу взагалі. Варто зазначити, що газопроводи в обхід території України не сприяють диверсифікації європейського газового ринку, а, скоріше, посилюють залежність від російського газу.

Так, поставки через Північний потік та Ямал-Європа залишились відносно стабільними, у порівнянні з попередніми періодами, тоді як поставки через Україну суттєво скоротилися, незважаючи навіть на існуючу угоду на період 2020-2024, що встановлює мінімальний обсяг транзиту російського газу через Україну (65 млрд кубометрів у 2020 рік, та по 40 млрд кубометрів в період 2021-2024 років). Яскравим підтвердженням реалізації реального (а не теоретичного) «сценарію нульового транзиту» є факт скорочення до 0 транзитних обсягів через південну гілку української ГТС після запуску Турецького потоку

в січні 2020. Балканські країни, Туреччина, Греція, Болгарія, і навіть наші безпосередні сусіди по кордону – Румунія, взагалі перестали отримувати російський газ по Трансбалканському газопроводу з України.

Тож у 2020 році транзит газу з РФ до Європи українською ГТС склав 55,8 млрд куб. м., що на 38% менше у порівнянні з 2019 роком. Враховуючи, що транзитна угода з ПАТ “Газпром” передбачає бронювання потужностей в обсязі 65 млрд куб. м у 2020 році та по 40 млрд куб. м у 2021-2024 роках, фактичний транзит за 2020 рік склав на 14% менше, ніж передбачено угодою.

У першому кварталі 2021 року обсяг імпорту російського газу в ЄС зріс на 9% у порівнянні з 1 кварталом 2020 року. Транзит через територію України зменшився на 7% у порівнянні з аналогічним періодом 2020 року. Протягом першого кварталу 2021 р. через Україну щомісячно транспортувалось в середньому 2,7 млрд куб. м газу російського походження, що менше ніж у першому кварталі 2020 року (2,9 млрд куб. м) та значно менше ніж у останньому кварталі 2020 року (4,6 млрд куб. м), коли імпорт збільшився на початку зимового сезону та до кінця року, виконуючи щорічне договірне зобов’язання щодо поставки 2020 року.

Як наслідок, у першому кварталі 2021 року «Північний потік» залишався основним маршрутом постачання російського газу до Європи, оскільки його частка склала 41% від загального імпорту російського трубопровідного газу до ЄС, хоча і була меншою у порівнянні з 45% роком раніше. Білоруський транзитний маршрут став другим за значимістю маршрутом постачання, який становив 29% у першому кварталі 2021 року проти 25% у першому кварталі 2020 року. Частка транзиту через Україну знову впала на третє місце, забезпечуючи лише 22% загального обсягу російського трубопроводу транзиту газу порівняно з 26% роком раніше. Частка "Турецького потоку" практично подвоїлася за рік, досягнувши 8% у першому кварталі 2021 року порівняно з лише 4% у першому кварталі 2020 року, оскільки ПАТ "Газпром" почало забезпечувати частину своїх балканських клієнтів (наприклад, Сербію, Боснію) за допомогою газопроводу через Болгарію замість маршруту через Україну та Угорщину.

Про виключно політичний контекст будівництва обхідних газопроводів свідчить і те, що в даних обхідних проєктів-газопроводів відсутні бізнес-стратегії для їх впровадження, вони споруджуються як збиткові в довготривалій перспективі, не розраховуються на самоокупність, знаходяться в режимі очікування і мають значну недозавантаженість впродовж тривалого періоду експлуатації, і являються, де-факто, інструментами політичного тиску на залежних від імпорту природного газу країн Європи.

2.1.5 Прогноз споживання та виробництва газу в ЄС19

Згідно прогнозів TYNDP ENTSOG 2020 в Європі планується зменшення залежності від імпорту енергії шляхом подальшого поліпшення енергоефективності та розбудови нових потужностей відновлюваної електроенергії та газу. Планом розвитку ENTSOG 2020 передбачає три сценарії: національна тенденція, енергетичний розподіл та глобальна амбіція.

19 xxxxx://xxx.xxxxxx.xx/xxxxx/xxxxxxx/xxxxx/0000-00/XXXXX_0000_Xxxxxxxx_Xxxxxx_xxxxxx-xxxxx-x.xxx

Легенда до графічних матеріалів наведених нижче (рис. 15 – 17) щодо прогнозу споживання, імпорту, видобутку та виробництва газу до 2050 року в ЄС згідно зазначених сценаріїв:

в-во водню	імпорт водню
в-во синтетичного метану	імпорт метану
в-во біометану	імпорт газів (без Норвегії)
видобуток природного газу

Національні тенденції

Сукупність поставок газу, що розглядається в національних тенденціях, відображає поточні європейські цілі та проєкти відповідних держав -членів ENTSOG. Надана інформація щодо складу суміші поставок газу може бути дуже різною залежно від того, які цілі та проєкти встановлені у національних планах розвитку членів ENTSOG. Таким чином, через відсутність узгодженості між проєктами в національних планах розвитку членів ENTSOG, склад суміш газу в прогнозі для національних тенденцій не поділяється на різні групи газу.

Рис. 15. Прогноз споживання, імпорту, видобутку та виробництва газу до 2050 року в ЄС згідно сценарію – Національні тенденції

У будь -якому випадку, виходячи з інформації, доступної для попиту та національного виробництва, «Національні тенденції» демонструють зростаючу залежність від імпорту газу, яка досягла свого піку в 2030 році з 4300 ТВт год (380,5 млрд куб. м), а потім знизилася до 3000 ТВт (265,5 млрд куб. м) год у 2040 році.

Енергетичний розподіл

В якості сценарію енергетичного розподілу розглядається високий рівень власного виробництва відновлюваного газу. Імпорт скорочується на 70% між 2020 та 2050 роками, що складає 2000 ТВт год у 2040 році та 1100 ТВт -год у 2050 році. Рівень імпорту є найнижчим із усіх сценаріїв. Таким чином, досягнення вуглецевої нейтральності до 2050 року означає, що імпорту, відновлюваного або декарбонізованого газу, обмежується 1100

ТВт -год. Однак, метою декарбонізації є необхідність значного збільшення виробництва відновлюваної електроенергії для задоволення попиту на P2G.

Рис. 16. Прогноз споживання, імпорту, видобутку та виробництва газу до 2050 року в ЄС згідно сценарію – Енергетичний розподіл

Глобальна амбіція

Як базовий сценарій, глобальна амбіція розглядає більш високий рівень загального імпорту енергії із зниженням імпорту газу на 20% до 2050 року порівняно з поточним рівнем ( - 1100 ТВт год). Зростання імпорту до 4000 ТВт -год у 2030 році компенсує падіння природного газу. Щоб досягти вуглецевої нейтральності у 2050 році, імпорт газу, який до того часу повинен бути низьковуглецевим або з відновлювальних джерел енергії, повинен мати більший масштаб, ніж згідно сценарію Енергетичного розподілу (2700 ТВт -год/рік).

Рис. 17. Прогноз споживання, імпорту, видобутку та виробництва газу до 2050 року в ЄС згідно сценарію – Глобальна амбіція

2.2. Заходи з розвитку ГТС України

2.2.1. Ключові проєкти капітальних інвестицій

2.2.1.1. Реконструкція КС

Рис. 18. Карта реконструкції КС

1) РЕКОНСТРУКЦІЯ КС ЯГОТИН

Реконструкція КС Яготин
Статус проєкту:	Виконання будівельно-монтажних робіт, монтаж технологічного обладнання
Планова дата реалізація проєкту:	2018-2022
Рік введення в експлуатацію	1974-76 рр.
КПД	25-26%
Викиди СO/NОх (допустима норма по європейським директивам до 100/75 мг/нм3 - від50 МВт, до -/50 мг/нм3–від1-50 МВт теплової потужності)	243/174 мг/норм. куб. м
Перенапрацювання призначеного ресурсу	понад 120 000 м/год
Мета проєкту: Необхідність реконструкції КС «Яготин» визначається назрілою потребою підвищення безпеки транспортування газу та значного покращення економічних показників транзиту газу. Технологічне обладнання експлуатується вже понад 45 років. Газоперекачувальні агрегати ГТ-750-6 відпрацювали початково призначений заводський моторесурс 100 000

Реконструкція КС Яготин

мотогодин (напрацювання ГПА – понад 200 тис мотогодин). Виконуються роботи з

продовження їх моторесурсу. Фактичний ККД ГПА ГТ-750-6 складає близько 25-26%, що значно менше ККД сучасних агрегатів.

2) РЕКОНСТРУКЦІЯ КС ДИКАНЬКА

Реконструкція КС Диканька
Статус проєкту:	Завершено розробку ТЕО. Підготовка до проведення процедури закупівлі
Планова дата реалізація проєкту:	2020-2024
Пріоритетність проєкту	1-а черга
Рік введення в експлуатацію	2000 р.
КПД	29-30%
Викиди СO/NОх (допустима норма по європейським директивам до 100/75 мг/нм3 -від50 МВт, до -/50 мг/нм3–від1-50 МВт теплової потужності)	248/244 мг/норм. куб. м
Перенапрацювання призначеного ресурсу	понад 4 000 м/год
Мета проєкту: Існуюче обладнання має значний знос, яке експлуатується вже 20 років. Газоперекачувальні агрегати ГПА Ц-6,3С відпрацювали початково призначений заводський моторесурс 100 тис. годин. ГТД-ДТ71П3 більшість відпрацювали призначений ресурс 60 тис. годин. Термін експлуатації неодноразово продовжувався на основі проведення відповідних планових робіт, проте робочий ресурс навіть з цими роботами є значно вичерпаним, що зменшує надійність роботи КС в цілому. САК ГПА 1999р.в. фізично та морально застаріла (її термін експлуатації становить 12 років).

3) РЕКОНСТРУКЦІЯ КС БЕРДИЧІВ

Реконструкція КС Бердичів
Статус проєкту:	Завершено розробку ТЕО. Підготовка до проведення процедури закупівлі
Планова дата реалізація проєкту:	2020-2024
Пріоритетність проєкту	1-а черга
Рік введення в експлуатацію	1973 р.
КПД	27-28%
Викиди СO/NОх (допустима норма по європейським директивам до 100/75 мг/нм3 -	247/310 мг/норм. куб. м

Реконструкція КС Бердичів
від50 МВт, до -/50 мг/нм3–від1-50 МВт теплової потужності)
Перенапрацювання призначеного ресурсу	понад 115 000 м/год
Мета проєкту: Необхідність реконструкції КС «Бердичів» визначається назрілою потребою підвищення безпеки транспортування газу та значного покращення економічних показників транспортування. Технологічне обладнання експлуатується вже понад 40 років, найменший термін експлуатації обладнання складає понад 25 років Газоперекачувальні агрегати ГТК-10 відпрацювали початково призначений заводський моторесурс 100 000 мотогодин. Виконуються роботи з продовження їх моторесурсу. Фактичний ККД ГПА ГТК-10 складає близько 28%, що значно менше ККД сучасних агрегатів. За результатами проєкту очікується значне підвищення ефективності роботи ГПА. Зниження витрати паливного газу, зменшення витрат на проведення ремонту ГПА, значне покращення екологічних показників.

4) РЕКОНСТРУКЦІЯ КС-16 ОЛЕКСАНДРІВКА

Реконструкція КС-16 Олександрівка
Статус проєкту:	Без остаточного інвестиційного рішення (Розробка ТЕО)
Планова дата реалізація проєкту:	2020-2024
Пріоритетність проєкту	1-а черга
Рік введення в експлуатацію	1979 р.
КПД	25-26%
Викиди СO/NОх (допустима норма по європейським директивам до 100/75 мг/нм3 -від50 МВт, до -/50 мг/нм3–від1-50 МВт теплової потужності)	10/214 мг/норм. куб. м
Перенапрацювання призначеного ресурсу	понад 60 000 м/год
Мета проєкту: Забезпечення надійної та ефективної роботи КС-16 Олександрівка, що викликано значним зносом обладнання, яке експлуатується вже понад 40 років. Газоперекачувальні агрегати ГТК - 10І відпрацювати початково призначений заводський моторесурс 100 тис. мотогодин. Термін експлуатації неодноразово продовжувався на основі проведення відповідних планових робіт, проте робочий ресурс навіть з цими роботами є значно вичерпаним, що зменшує надійність роботи XX. Фактичний ККД приводу ГПА ГТК-101 складає близько 25-26%, що значно менше ККД сучасних агрегатів. Враховуючи те, що більшість запасних частин та вузлів ГПА іноземного виробництва проведення ремонтів та

Реконструкція КС-16 Олександрівка

ТО обладнання потребує значних капіталовкладень. САК компресорної станції 1978 р.в. фізично та морально застаріла (зазвичай її термін експлуатації становить 10 років), крім того

на деяких ГПА термін корисного використання САК ГПА добігає кінця у 2018-2022 рр.

5) РЕКОНСТРУКЦІЯ КС КОМАРНО

Реконструкція КС Комарно
Статус проєкту:	Без остаточного інвестиційного рішення (Розробка ТЕО)
Планова дата реалізація проєкту:	2020-2024
Пріоритетність проєкту	1-а черга
Рік введення в експлуатацію	1980 р.
КПД	21-22%
Викиди СO/NОх (допустима норма по європейським директивам до 100/75 мг/нм3 -від50 МВт, до -/50 мг/нм3–від1-50 МВт теплової потужності)	239/103 мг/норм. куб. м
Перенапрацювання призначеного ресурсу	понад 60 000 м/год
Мета проєкту: Компресорна станція Комарно з трьома ГПА ГТ-6-750 знаходиться в експлуатації з 1980 р. Наразі напрацювання агрегатів становить від 153 000 до 161 000 м/год. Даний тип ГПА був розроблений в 70 роках 20 ст., заводом УТЗМ ім. Xxxxxxxxxx (Росія). Дані типи ГПА зняті з виробництва. На сьогоднішній час агрегати мають дуже низький фактичний ККД – 21-22% (проєктний – 24 %). Сучасний технічний стан ГПА характеризується низькою потужністю агрегатів, яка навіть після проведення середніх та капітальних ремонтів максимально складає від 4,9 до 5,4 МВт при проєктному значенні 6,2 МВт. Низький ККД, недостатня фактична потужність і той факт, що основні запасні частини та вузли ГПА російського виробництва ускладнює і збільшує вартість проведення ремонтів та ТО, і відповідно, приводить до висновку про моральну і фізичну зношеність агрегатів та необхідність їхньої заміни. З метою підвищення продуктивності, ефективності та надійності КС Комарно необхідна заміна існуючих ГПА на сучасні економічні та високоефективні. Використання сучасних ГПА з економічним приводом дозволить збільшити продуктивність, зменшити кількість аварійних зупинок ГПА, зменшить розхід паливного газу на роботу ГПА та витрати матеріалів і запасних частин для виконання відновлювального ремонту.

6) РЕКОНСТРУКЦІЯ КС-21 БОГОРОДЧАНИ

Реконструкція КС-21 Богородчани
Статус проєкту:	Без остаточного інвестиційного рішення (Розробка ТЕО)
Планова дата реалізація проєкту:	2020-2024
Пріоритетність проєкту	2-а черга
Рік введення в експлуатацію	1978 р.
КПД	25-26%
Викиди СO/NОх (допустима норма по європейським директивам до 100/75 мг/нм3 -від50 МВт, до -/50 мг/нм3–від1-50 МВт теплової потужності)	15/264 мг/норм. куб. м
Перенапрацювання призначеного ресурсу	понад 60 000 м/год
Мета проєкту: Необхідність реконструкції КС-21 Богородчани (МГ "Союз") визначається назрілою потребою підвищення безпеки транспортування газу та значного покращення економічних показників транзиту ГТС України. Робота КС-21 Богородчани розглядається в найближчій перспективі транзиту природного газу як до західних європейських споживачів так і для внутрішнього ринку України (реверсний режим роботи). Більшість основного та допоміжного обладнання та систем КС експлуатується вже понад 40 років (КС введена в експлуатацію в 1978р). Газоперекачувальні агрегати ГТК-10І (привід MS3002, нагнітач RF-2BB-30) відпрацювали початково призначений заводський моторесурс 100 000 м/год. (станом на 01.10.2020 р. напрацювання т/а становить від 144 000 до 160 000 м/год.) Фактичний ККД приводу ГПА ГТК-10І складає близько 24%, що значно менше ККД сучасних агрегатів. З метою підвищення продуктивності, ефективності, маневреності та надійності КС-21 Богородчани (МГ "Союз") необхідна заміна існуючих ГПА на сучасні економічні та високоефективні. Використання сучасних ГПА з економічним приводом дозволить збільшити продуктивність, зменшити кількість аварійних зупинок ГПА, зменшить розхід паливного газу на роботу ГПА та витрати матеріалів і запасних частин для виконання відновлювального ремонту.

7) РЕКОНСТРУКЦІЯ КС ДОЛИНА

Реконструкція КС Долина
Статус проєкту:	Без остаточного інвестиційного рішення (Розробка ТЕО)
Планова дата реалізація проєкту:	2020-2024

Реконструкція КС Долина
Пріоритетність проєкту	2-а черга
Рік введення в експлуатацію	1975-78 рр.
КПД	27-28 %
Викиди СO/NОх (допустима норма по європейським директивам до 100/75 мг/нм3 -від50 МВт, до -/50 мг/нм3–від1-50 МВт теплової потужності)	237/467 мг/норм. куб. м
Перенапрацювання призначеного ресурсу	понад 65 000 м/год
Мета проєкту: Компресорна станція Долина є великим технологічним вузлом, який поєднує різні магістральні газопроводи і забезпечує транспортування російського газу до країн західної Європи а також закачування та відбір з підземних сховищ газу. Газоперекачувальні агрегати ГТК-10 виробництва СРСР експлуатуються з 1978р і є морально та фізично зношеними. Дані ГПА мають низький коефіцієнт корисної дії і працюють в парі з неповнонапірними нагнітачами та не забезпечують необхідної продуктивності в умовах динамічної зміни завантаження КС (частими змінами номінацій на транзит газу). Робота КС Долина потрібна для ГТС України при будь яких режимах транспортування газу, особливо у випадку скорочення транзиту російського газу. З метою підвищення продуктивності, ефективності та надійності КС Долина необхідна заміна існуючих ГПА на сучасні економічні та високоефективні. Використання сучасних ГПА з економічним приводом дозволить збільшити продуктивність, зменшити кількість аварійних зупинок ГПА, зменшить розхід паливного газу на роботу ГПА та витрати матеріалів і запасних частин для виконання відновлювального ремонту.

8) РЕКОНСТРУКЦІЯ КС КРАСИЛІВ

Реконструкція КС Красилів
Статус проєкту:	Без остаточного інвестиційного рішення (Розробка ТЕО)
Планова дата реалізація проєкту:	2020-2024
Пріоритетність проєкту	2-а черга
Рік введення в експлуатацію	1974 р.
КПД	27-28 %
Викиди СO/NОх (допустима норма по європейським директивам до 100/75 мг/нм3 -від50 МВт, до -/50	409/486 мг/норм. куб. м

Реконструкція КС Красилів
мг/нм3–від1-50 МВт теплової потужності)
Перенапрацювання призначеного ресурсу	понад 90 000 м/год
Мета проєкту: Необхідність реконструкції КС «Красилів» визначається назрілою потребою підвищення безпеки транспортування газу та значного покращення економічних показників транспорту газу. Технологічне обладнання експлуатується вже понад 45 років, найменший термін експлуатації обладнання складає понад 25 років. Газоперекачувальні агрегати ГТК-10 відпрацювали призначений заводський моторесурс 100 тис.год., наразі середнє напрацювання ГПА складає 138 тис.год.. Фактичний ККД ГПА ГТК-10 складає близько 27- 28%, що значно менше ККД сучасних агрегатів. ГПА потребують періодичних ремонтів з використанням запасних частин іноземного виробництва.

9) РЕКОНСТРУКЦІЯ КС УЖГОРОД

Реконструкція КС Ужгород
Статус проєкту:	Без остаточного інвестиційного рішення (Розробка ТЕО)
Планова дата реалізація проєкту:	2020-2024
Пріоритетність проєкту	2-а черга
Рік введення в експлуатацію	1974 р.
КПД	28-30 %
Викиди СO/NОх (допустима норма по європейським директивам до 100/75 мг/нм3 -від50 МВт, до -/50 мг/нм3–від1-50 МВт теплової потужності)	239/466 мг/норм. куб. м
Перенапрацювання призначеного ресурсу	понад 45 000 м/год
Мета проєкту: Компресорна станція Ужгород побудована з семи ГПА Ц6,3С з двигунами ДТ71П, знаходиться в експлуатації з 2002р. Встановлений ресурс двигунів ДТ71П поступово вичерпується, крім цього дані ГПА не забезпечують необхідної продуктивності та маневреності в динамічному режимі та частими змінами замовлень на транзит газу європейськими споживачами (зі сторони Словаччини). Робота КС Ужгород розглядається в найближчій перспективі транзиту природного газу як до західних європейських споживачів так і для внутрішнього ринку України (реверсний режим роботи)

Реконструкція КС Ужгород

З метою підвищення продуктивності, ефективності та надійності КС Ужгород необхідна заміна існуючих ГПА на сучасні економічні та високоефективні.

Використання сучасних ГПА з економічним приводом дозволить збільшити продуктивність, зменшити кількість аварійних зупинок ГПА, зменшить розхід паливного газу на роботу ГПА та витрати матеріалів і запасних частин для виконання

відновлювального ремонту.

2.2.1.2. Реконструкція ГРС

Реконструкція ГРС (заміна діючих ГРС на нові АГНКС)
Статус проєкту:	Розроблено ТЕО
Планова дата реалізація проєкту:	2020-2022
Мета проєкту: Станом на 01.01.2020 року в ТОВ «Оператор ГТС України» експлуатується 1389 ГРС, з яких 838 од. ( 60%) – термін експлуатації частини з яких перевищує 30 років. Орієнтовний термін експлуатації (амортизаційний термін) ГРС у цілому не повинен перевищувати 30 роки. Виходячи з наведеного, навіть якщо зазначений термін завдяки функціонуванню системи технічного обслуговування та ремонтів подвоїти, щорічна по-треба в реконструкції (оновленні технічного стану) ГРС для забезпечення надій-ного газопостачання споживачів складає у середньому 22 одиниці, не враховуючи постійну зміну державних нормативів. Фактичні умови експлуатації ГРС не відповідають проектним потужностям, що призводить до: • неефективної роботи вузлів очищення газу на ГРС; • неефективної роботи вузлів запобігання гідратоутворень на ГРС; • неефективної роботи вузлів редукування тиску газу; • велику похибку вузлів вимірювання витрати газу природного газу. Крім того, враховуючи терміни експлуатації, обладнання ГРС (застосовано обладнання згідно з застарілими стандартами часів СРСР), незадовільний технічний стан запірної, регулюючої та запобіжної арматури (недосконала конструкція ущільнень та приводів), експлуатація підігрівачів природного газу «прямої дії» (що призводить до додаткових втрат газу та не відповідає вимогам без-пеки), невідповідність стану обладнання вимогам чинної нормативно-технічної бази, питання проведення заміни обладнання, капітальних ремонтів/реконструкції чи технічного переоснащення газорозподільних станцій є вкрай актуальним.
Опис проєкту/продукту: Результати комплексного аналізу стану та умов експлуатації кожної ГРС свідчать про необхідність системного підходу з метою приведення окремих ГРС у відповідність до сучасних стандартів, згідно з кращими практиками країн Єв-ропи. Враховуючи згадане вище, ТОВ «Оператор ГТС України» виділив 55 об’єкта ГРС, дотримуючись наступних принципів відбору: • можливість досягнення підвищення ефективності експлуатації відповідно до фактичного завантаження ГРС; • підвищення рівня автоматизації контролю параметрів та керування ГРС; • підвищення точності комерційного обліку природного газу; • мінімізація збитків, що можуть бути завдані споживачам; • сукупність наявності технічних проблем, тощо.

Реконструкція ГРС (заміна діючих ГРС на нові АГНКС)

Слід зазначити, що об’єкти ГРС є одним з ключових ланок газопостачання споживачів в Україні та не залежать від обсягів транзиту газу територією України.

Передбачається, що після проведення реконструкції ГРС буде змінена форма обслуговування ГРС на централізовану (безлюдну) форму обслуговування що дасть можливість зменшити операційні витрати на заробітну плату операторів ГРС.

Рис. 19 Карта розташування ГРС які підлягають реконструкції

2.2.1.3. Ринкова інтеграція та розширення транспортних можливостей

Створення гарантованої потужності за напрямком Польща-Україна
Статус проєкту:	Погодження проекту
Планова дата реалізація проєкту:	2021-2023
Мета проєкту: Станом на
Опис проєкту/продукту: У 2015-2016 роках діючим на той час оператором ГТС України АТ «Укртрансгаз» та оператором ГТС Польщі GAZ-System S.A. було розроблено проект «будівництва газопроводу-інтерконектору Польща – Україна» з метою створення гарантованої потужності за напрямком Польща-Україна та розширення транспортних можливостей за рахунок доступу д ПСГ «Більче-Волиця». Даний проєкт з української сторони передбачав будівництво газопроводу Ду 1000 довжиною 110 км з підключенням до ГТС Польщі в районі точки міждержавного з’єднання Дроздовичі та до ПСГ «Більче-Волиця». На момент розроблення зазначеного проєкту існували інші ринкові та інфраструктурні умови, з української сторони, існуюча інфраструктура все ще експлуатувалася згідно із спадковим контрактом з «Газпромом». Після 1 січня 2020 року було проведено процедуру анбандлінгу газотранспортного оператора України та було створено як нового незалежного оператора газотранспортної

Створення гарантованої потужності за напрямком Польща-Україна

системи «Оператор газотранспортної системи України»(ОГТСУ). Після процедури анбандлінгу та поділу активів між ОГТСУ та «Укртрансгаз», довелося впровадити інший підхід до реалізації проєкту «будівництва газопроводу-інтерконектору Польща – Україна». XXXXX прийняв рішення реалізовувати інтерконнектор Польща - Україна шляхом повної реконструкції існуючих трубопроводів-DN 700 та DN 500, а також компресорної станції Комарно (див: проект №5 пункту 2.2.1.1.).

З 5 липня оператор ГТС України та GAZ-SYSTEM розпочали сумісну процедуру

«збільшення потужності». 30 серпня оператор ГТС України та GAZ-SYSTEM отримали результати опитування щодо визначення обсягу попиту гарантованої потужності на майбутні періоди від учасників ринку природного газу.

2.2.2. Перспективні напрямки розвитку ГТС

2.2.2.1. Впровадження маневрової генерації на природному газі в Україні.

При проєктній потужності газотранспортної системи в 146 млрд куб. м. транзиту, обсяги транспортування газу через Україну в 2020 році зменшилися до 55,8 млрд куб. м. через заміщення на експорту з РФ на обхідні маршрути («Ямал-Європа», «Північний потік»,

«Турецький Потік І-ІІ»). Відповідно до чинного контракту з компанією «Газпром», обсяги транспортування природного газу територією України з Російської Федерації до європейських країн будуть суттєво зменшуватися впродовж 2020-2024 років, а перспективи після 2025 року в теперішній час є невизначеними. Наразі ТОВ «Оператор ГТС України» реалізує роботи з визначення об’єктів Товариства, які не будуть в майбутньому залучатись до транспортування природного газу магістральними газопроводами України, та розробляє заходи з оптимізації витрат на їх утримання, консервацію та/чи виведенню з експлуатації з наступною ліквідацію. Водночас, частина цих об’єктів – компресорні станції, які розташовані в різних регіонах України, мають всю основну будівельну, газову та електричну інфраструктуру, необхідну для розгляду їх в якості перспективних майданчиків для будівництва нових маневрових генеруючих потужностей. В теперішній час реалізується розробка ТЕО для таких промислових майданчиків, в яких, крім консервації та виведення з експлуатації, розглядається варіант реконструкції об’єкта для виробництва електричної енергії на маневрових генеруючих потужностях.

Аналіз поточного стану генеруючих потужностей та режимів роботи ОЕС України підтверджує наявність значних проблем із забезпеченням балансової надійності через переобтяженість структури генеруючих потужностей базовими потужностями (АЕС та переважна частина застарілих енергоблоків теплової генерації) і з гострим дефіцитом маневрових потужностей, який в перспективі до 2031 року наростає в умовах зниження частки базового навантаження та значного будівництва потужностей на ВДЕ без відповідного впровадження заходів з підтримки їх інтеграції.

Відповідно до звіту з оцінки достатності генерації НЕК Укренерго, який Затверджено Постановою НКРЕКП від 16.06.2021 №975, визначено, що безвідкладне будівництво як мінімум 1 ГВт нових маневрових потужностей із швидким запуском є одним із основних критеріїв забезпечення безпеки постачання електричної енергії в Україні. Одночасно зазначено, що для недопущення проблем з достатністю генеруючих потужностей через

невиконання НПСВ (Національного плану скорочення викидів) на рівні 2025 року, в короткостроковій перспективі необхідно розпочати реконструкцію блоків ТЕС або нове будівництво 1,2–1,5 ГВт напівпікової потужності;

Таким чином, існує нагальний пріоритет у будівництві 2,2 – 2,5 ГВт потужностей на природному газі, з яких 1 ГВт – маневрових потужностей із швидким пуском для балансування системи (Газопршневі агргеати або аеродеривативні газотурбінні установки) та 1,2 – 1,5 ГВт – напівпікових потужностей (комбіновий парогазовий цикл) на природному газі для заміщення енергоблоків вугільних ТЕС, які відпрацювали свій ресурс.

З метою забезпеченням балансової надійності ОЕС України та підтримки подальшої інтеграції ВДЕ, в максимально стислі строки необхідно впровадження високоманеврових потужностей як мінімум 1 ГВт, що здатні не менше чотирьох разів протягом доби забезпечити пуск та зупинення з діапазоном регулювання не менше 80 % від встановленої потужності та часом введення в дію (повної активації) з зупиненого стану не більше 15 хвилин від моменту отримання відповідної команди ОСП. Для максимізації виробництва електроенергії електростанціями з використанням ВДЕ шляхом мінімізації їхнього залучення до надання послуги зі зменшення навантаження, високоманеврових потужностей має бути не менш 2 ГВт;

Частину цих маневрових потужностей доцільно розмістити на майданчиках КС Оператора ГТС України, які в подальшому не будуть використовуватися для транспортування природного газу.

Фахівцями Оператора ГТС та НЕК “Укренерго” було проаналізовано наявні майданчики та визначено такі, що є пріоритетними для будівництва генеруючих потужностей, з урахуванням потенціалу видачі потужності в ОЕС України.

В якості першої черги розміщення маневрових потужностей пропонується розглядати використання майданчиків КС Ромненська та КС Богородчани :

КС-7 Богородчани – 300 МВт КС Ромненська – 100 МВт

Таким чином використання лише 2 майданчиків ОГТСУ дозволить покрити майже 40% загального дефіциту швидкої маневрової потужності в ОЕС України, який офіційно визначено НЕК «Укренерго» (1000 МВт).

Додатково можуть розглядатися інші майданчики КС, які мають необхідну інфраструктуру.

При ККД 40% для газової електростанції потужністю 100 МВт споживання природого газу на годину становитиме 26 5000 тис. куб. м.

Річне загальне споживання природного газа нового парку пікових ГТУ загальною потужністью 1 ГВт які працюють від 1000 годин - 400 млн кубометров газа (0,4 млрд куб.метрів)

Важливо передбачити особливі умови формування ціни на цей об’єм природного газу для об’єктів генерації, які забезпечують надійність енергосистеми України та підтримують інтеграцію ВДЕ.

Рис. 20. Карта розташування перспективних проммайданчиків КС для створення маневрової генерації на природному газі

Оцінка витрат на реалізацію портфеля проєктів із впровадження маневрової генерації на природному газі в Україні:

Варіант 1.

Генеруючі потужності зі швидким стартом для балансування ВДЕ та підвищення надійності ОЕС України : 1000 МВт, з яких:

• 300 МВт – газопоршневі установки, які здатні робити 6-8 пусків впродовж доби. Витрати на ЕРС проєкт - 210 млн евро без вартості підключення до ГТС та ОЕС України

Витрати на технічне обслуговування: 7 евро за МВт*год (від 2 млн евро на рік при роботі 1000 годин)

• 700 МВТ – газотурбінні установки ( наприклад - Siemens), які здатні робити 2-3 пуски впродовж доби.

Вартість на ЕРС проєкт – 350 млн евро без вартості підключення до ГТС та ОЕС України

Витрати на технічне обслуговування: 4 евро за МВт*год ( від 2,8 млн евро на рік при роботі 1000 годин)

Разом: очікувані капітальні витрати 560 млн евро. Терміни будівництва 16- 24 місяця

Витрати на ремонти, ТО та запасні частини – приблизно 5 млн евро на рік.

Варіант 2.

Генеруючі потужності на комбінованому циклі для заміщення вугільної генерації – напівпіковий режим роботи.

Перший етап – 2000 МВт для заміщення ТЕС, які підпадають під дію НСПВ. 4 енергоблоки по 500 МВт (наприклад Siemens 2 ГТУ + 1 парова турбіна) - приблизна вартість 1,5 - 2 млрд евро.

Термін будівництва: 36 місяців

2.2.2.2. Реалізації Оператором ГТС України потенціалу газотранспортної інфраструктури для постачання водню в ЄС

Рада Європейського Союзу зазначила, що до 2050 року «відновлювальні гази» - в основному водень (H2) і біометан - можуть становити до 70% загального споживання газу у ЄС. Після публікації Європейською Комісією «Водневої стратегії ЄС до 2050 року» особливого значення набуває питання розвитку транспортування та зберігання відновлювальних газів (водню, біометану та синтетичного метану), в якому ЄС розглядає Україну в якості перспективного та надійного партнера. Водневі національні стратегії та плани вже розроблено, або перебувають в стадії підготовки, в Австрії, Бельгії, Німеччині, Латвії, Португалії, Іспанії, Франції, Румунії, Польщі, Італії, Нідерландах та Швеції.

У 2020 році Агентство Європейського Союзу з питань співробітництва органів регулювання енергетики ACER випустило звіт, де проаналізовано національні нормативні бази країн ЄС на предмет застосування водню в газових мережах і підходів до адаптації інфраструктури.

Відповідно до результатів дослідження, національні регулятори в більшості країн вважають, що гармонізація лімітів на змішування водню в країнах ЄС була б доцільна. Проте, станом на 2020 рік, 65% держав-членів опитування ACER досі не дозволяють закачування або не передбачають введення обсягів водню в газотранспортну мережу. У більшості країн учасників дослідження (18 з 23, 78%) в регламентах щодо якості газу не згадуються обсяги водню взагалі, Німеччина повідомляє про найвищий граничний рівень концентрації водню при транспортування газу на рівні 10%, за нею йдуть Франція (6%) , Іспанія (5%) 10 і Австрія (4%). Ще чотири країни допускають більш помірну концентрацію водню в своїх газотранспортних мережах: Литва (2%), Італія (1%) 11, Латвія (0,1%), Ірландія (0,1%) і Нідерланди (0,02%). У Словаччині немає чітко визначеного обмеження: водень може бути присутнім в імпортованому газі (максимум до 2%), але не дозволяється закачування безпосередньо в мережу. Більш ніж в 60% країн поточна межа концентрації водню дорівнює нулю (0%), а 23% респондентів (Австрія, Латвія, Словаччина, Іспанія і Швеція) повідомляють, що єдиний ліміт змішання водню застосовується до всіх газотранспортних мереж в їх домені. Тільки Німеччина і Польща вказують, що межа змішування не є однаковою для всієї національної газової інфраструктури

2.2.2.2.1 Воднева ініціатива ТОВ «Оператор ГТС України»

Оператор ГТС України у власній враховує стратегії особливий фокус на декарбонізацію інфраструктури газотранспортної системи та економіки України в цілому. В плануванні свого розвитку компанія приділяє велику увагу технологічним, регуляторним та економічним аспектам впровадження сучасних рішень для забезпечення чистого розвитку у відповідності до «Зеленого курсу» ЄС.

ТОВ «Оператор ГТС України», починаючи з 2020 року, активно співпрацює з міжнародними та українськими асоціаціями: Clean Hydrogen Alliance, EU Hydrogen Backbone, GIE, GERG, MARCOGAZ, Українська воднева рада, Біоенергетична асоціація, - які об’єднують зацікавлені сторони з метою вироблення сучасних стратегій розвитку у відповідності до Зеленого курсу ЕС. Варто відмітити, що ініціатива European Hydrogen Backbone відзначила українську ГТС на власних мапах майбутньої європейської інфраструктури, задіяної для транспортування чистого водню після 2035 року.

Оператор ГТС України активно реалізує співпрацю з операторами ГТС ЄС - Італії компанією Snam S.p.A., Польщі GazSystem, Чехії компанією NET4GAS, Великобританії National Grid, Німеччини Open Grid Europe щодо обміну досвідом в адаптації власної інфраструктури до транспортування відновлювальних газів та використання її повного потенціалу в майбутньому.

В ОГТСУ створено крос-функціональна команда професіоналів, яка вивчає водневі технології, залучає сучасні знання, приймає участь у стратегічному плануванні розвитку ГТС у аспектах декарбонізації та реалізує практичні проєктні ініціативи.

Базуючись на передовому міжнародному досвіді ТОВ «Оператор ГТС України» виконує план заходів щодо водневих технологій, який передбачає:

• Дослідження потенціалу ринку водню України та ЄС.

• Залучення кращих практик адаптації інфраструктури ГТС країн ЄС до транспортування водню з природним газом.

• Дослідження готовності української газотранспортної інфраструктури до участі у транспортуванні суміші водню.

• Співробітництво з виробниками обладнання щодо толерантності до водню.

• Гармонізація підходів до регулювання допустимого вмісту водню в природному газі з країнами-сусідами - Польщею, Угорщиною, Словаччиною, Румунією, Молдовою.

• Налагодження співпраці з операторами газорозподільчих систем та Операторам газосховищ Україні.

• Реалізація пілотних проєктів з метою залучення технологій, знань та інвестицій у напрям розвитку ГТС майбутнього.

• Започаткування партнерства з виробниками та споживачами водню з метою створення перших індустріальних кластерів в Україні та за її межами.

Рис. 21. Воднева політика ОГТСУ в 2020 – 2021 рр.

Оператор ГТС України в теперішній час приєднався до проєкту під егідою ЕБРР, який ставить на меті оцінку потенціалу виробництва та споживання водню в Україні і локалізації пілотних водневих кластерів, поєднаних доцільними транспортними коридорами, в тому числі трубопровідними.

Рис. 22. Дорожня карта з розвитку водневих технологій та інновацій

Оновлення регуляторного середовища ЕС – EU Green Deal, Воднева стратегія ЕС та стратегія інтеграції енергетичних систем ЕС створює нові вимоги до стратегічного планування розвитку газової інфраструктури з фокусом на готовність до транспортування водню. Враховуючи, що ЄС розглядає Україну в якості перспективного виробника та експортера водню, Оператор ГТС України реалізує системний підхід до трансформації власної діяльності, майбутньої адаптації інфраструктури та визначення обсягів необхідних інвестицій.

Для визначення ступеня готовності української газотранспортної інфраструктури до транспортування суміші водню з природним газом, спеціалістами Оператора ГТС України розроблено технічне завдання на проведення відповідної оцінки, визначено перспективні маршрути транспортування. При цьому враховано наявність вільних потужностей, технічний стан магістральних газопроводів, характеристики компресорних станцій, можливість виокремлення маршруту від решти ГТС та забезпечення альтернативних джерел постачання природного газу споживачам України. Найбільш перспективним, на даний момент, вбачається використання для транспортування суміші водню з природним газом магістрального газопроводу “Прогрес” на всій його протяжності в межах України. Для поєднання південних регіонів країни, що мають найвищий потенціал з точки зору розвитку водневої енергетики, з промисловими центрами і згаданим МГ “Прогрес” можливе використання МГ “Шебелинка-Дніпропетровськ-Одеса-2” та МГ “Єлець- Кременчук-Кривий Ріг”. Напрацьовано також інші варіанти транспортних маршрутів, оцінку яких варто провести для розуміння майбутньої схеми транспортування водню в межах України і на експорт. Робота проводиться в складі великого проєкту оцінки ГТС України та підготовки плану її адаптації до перспективних вимог ЄС щодо вмісту водню. Досягнуто домовленості щодо фінансування проєкту в рамках програми технічної допомоги Європейської Комісії. Триває оформлення технічного завдання відповідно до процедур ЄС, очікується погодження виділення гранту до кінця вересня 2021 року та проведення тендерної процедури в червні 2022 року.

Рис. 23. Карта газопроводів та розташованих на них КС, що можуть бути використані для транспортування водню чи його суміші з природним газом.

Паралельно процесу залучення зовнішньої експертизи по лінії Європейської Комісії, планується залучення українського наукового потенціалу до створення методичних та технічних засад оцінки придатності елементів ГТС до роботи в середовищі водню. На даний час розроблено концепцію та стартовий варіант Технічних вимог на розробку методики

оцінки впливу суміші водню з природним газом на конструктивні елементи газопроводів. Передбачається проведення комплексу досліджень для встановлення закономірностей зміни основних фізико-механічних властивостей сталей, по номенклатурі найбільш поширених для виготовлення елементів газопроводів, в середовищі суміші водню з природним газом, виконання оцінки впливу концентрації водню в суміші на залишковий ресурс елементів газопроводів. Ідея полягає в розробці методів “прискореного старіння” сталі в середовищі водню, що дозволить в лабораторних умовах, на зразках матеріалів, відтворити процес деградації міцнісних характеристик реальних елементів газопроводів і, за результатами таких досліджень, спрогнозувати ресурс магістрального газопроводу при транспортуванні суміші водню з природним газом. Подібні дослідження вимагають глибокого теоретичного обґрунтування та експериментального підтвердження, тривалого періоду розробки та відповідного фінансування. На даний час подібні методики в Україні відсутні, як і плани щодо державного фінансування їх розробки. Оператор ГТС має намір, з залученням провідних науково-дослідних установ нашої держави, виступити ініціатором та замовником проведення зазначеної розробки, і, як наслідок, досягти нових компетенцій, нових знань. Результати досліджень стануть методологічними підвалинами для планомірної та науково обгрунтованої роботи з оцінки придатності окремих ділянок ГТС до транспортування водню, визначення технічно обґрунтованих рівнів водню в суміші, встановлення безпечних параметрів роботи ГТС.

Також важливо відзначити високу актуальність питань модернізації вітчизняного машинобудування, продукція якої використовуються при експлуатації ГТС України, необхідність гармонізації нормативної бази, підготовку кадрів, координації планів розвитку зацікавлених сторін.

2.2.2.2.2. Кластер водневих інновацій

Однією з перепон на шляху залучення водню в ГТС України, є відсутність прикладів, хоча б демонстраційних, успішного використання водневих технологій на практиці. В даному питанні Україна сильно відстає від ЄС, де створені і діють десятки пілотних проєктів з виробництва, зберігання, транспортування та використання водню. Корисність таких проєктів безсумнівна - вони дають унікальну можливість відпрацювати нові технології, розробити необхідні заходи безпеки, провести навчання персоналу, а також подолати острах широкої громадськості перед новим і незнайомим - водневою енергетикою. В Україні подібні проєкти відсутні - і тому Оператор ГТС України ставить завдання щодо створення на одному зі своїх проммайданчиків пілотного проєкту водневих технлогій.

Аналіз відкритих джерел показав, що такі проєкти наразі реалізуються в ЄС великою кількістю Операторів ГТС з метою вивчення технологій, залучення знань та адаптації власних компетенцій до майбутніх вимог. До 2025 року оператори газових мереж ЄС планують до 17 проєктів установок Power-2-gas як частину зусиль, спрямованих на скорочення викидів СО2 та підтримання своїх мереж у процесі відходу ЄС від природного газу.

Проєктом, що пропонує ТОВ “Оператор ГТС України”, передбачається будівництво експериментальної установки для виробництва тестових обсягів синтетичного метану та водню на проммайданчику у м. Дніпро. Для живлення електролізера планується використання електричної енергії, отриманої від турбодетандерної установки, встановленої

на газорозподільчій станції «ГРС-7 Дніпро», та перспективної сонячної фотоелектричної станції. Вуглекислий газ, необхідний для синтезу метану, буде уловлюватися з викидних газів існуючої котельні. Вироблений синтетичний метан та водень у науково-дослідних цілях використовуватиметься в контурі існуючої інфраструктури промислового майданчика, а також для проведення випробувань впливу водню у різних концентраціях на зразки матеріалів об’єктів ГТС. Наразі триває процес пошуку грантових коштів для старту реалізації проєкту.

Слід визнати, що подальший розвиток цієї технології викликає питання щодо її регуляторного режиму. Представники Оператора ГТС України вже беруть участь у консультаціях, які наразі відбуваються в галузевих асоціаціях ЄС, щодо оновлення енергетичного законодавства, а саме регулювання відновлювальних газів, таких як водень і синтетичний метан. Велика увага приділяється саме проєктам Power-2-gas. Передбачається, що в ЄС Оператори ГТС зможуть бути партнерами та сприяти розвитку таких проєктів.

Цей проєкт передбачає встановлення електролізера, блоку метанації та блоку уловлювання СО2, будівництво додаткової системи трубопроводів та нової системи очищення води, реконструкцію системи електропостачання на промисловій ділянці Дніпра.

Рис. 24. Схематичне зображення кластеру водневих інновацій

2.2.2.3. Розвиток ринку біометану в Україні

Біометан, разом з воднем, є одним з двох основних видів відновлювального газоподібного палива.

За оцінками Gas for Climate Consortium, можлива реалізація сценарію повного заміщення природного газу у 2050 році біометаном та воднем у Європі. При цьому внесок біометану буде переважати у виробництві тепла в будинках та на транспорті в якості моторного палива. Загальний потенціал виробництва біометану в ЄС складатиме 1170

ТВт·год. Значення водню буде більше в промисловості та виробництві електроенергії. Загальний потенціал виробництва водню в ЄС складатиме 1710 ТВт·год.

На початок 2021 року в Україні діє 53 установки, які виробляють енергію з біогазу та працюють за «зеленим» тарифом. Загальна електрична потужність зазначених установок складає 103,4 МВт. Згідно з Національним планом дій з відновлюваної енергетики на період до 2020 року, очікувані потужності на біогазі до кінця 2020 року повинні були складати 290 МВт, а, отже, очікуване виконання плану становить лише 36%.

Потенціал виробництва біометану в Україні складає 7,8 млрд куб. метрів у рік, за оцінками галузевих асоціацій.

Сумарне валове виробництво біогазу в 2019 році оцінюється у близько 100 млн нм3/рік, і лише 34% потенціалу енергії цього біогазу перетворено в корисну електричну (156 ГВт∙год) та теплову (128 ТДж) енергію.Таким чином, на сьогодні темпи розвитку сектору виробництва електричної енергії з біогазу можна вважати недостатніми.

Вже сьогодні біогаз, очищений до рівня природного газу, технічно можливо подавати до газотранспортної або газорозподільної системи, а виробник очищеного біогазу буде вважатись незалежним виробником природного газу в нерегульованому сегменті. Однак, у чинному законодавстві України відсутній механізм верифікації біометану для забезпечення його подальшої подачі у газотранспортну систему та відсутнє визначення поняття біометану.

Прийняття проєкту Закону забезпечує можливість верифікувати очищений біогаз (біометан), фізико-технічні характеристики якого відповідають стандартам на природний газ, та надавати гарантії походження на певний обсяг поданого в газотранспортну систему біометану, а потім виробляти теплову та електричну енергію на когенераційних установках безпосередньо біля споживача. При цьому, виробник зможе використовувати газ з газотранспортної системи в обсязі, заявленому у гарантії походження біометану.

Проєкт Закону також передбачає запровадження порядку функціонування реєстру біометану та визначення центрального органу виконавчої влади, який буде здійснювати ведення відповідного реєстру.

Для досягнення окреслених цілей законопроєктом передбачається внести відповідні зміни до законів України «Про альтернативні види палива» та «Про ринок природного газу».

Створення регуляторних можливостей для біометану дозволить:

• створити в Україні прозорий ринок біометану, як в європейській практиці прийнято називати очищений біогаз,

• збільшити обсяги виробництва біометану,

• замістити споживання природного газу при виробництві теплової та електричної енергії,

• скоротити імпорт природного газу,

• використовувати українську газотранспортну систему для експорту біометану в країни ЄС,

• підвищити економічну привабливість біоенергетичних проєктів для потенційних інвесторів, у тому числі іноземних,

• зменшити викиди парникових газів.