Довідкові матеріали

до проекту

ЕНЕРГЕТИЧНА СТРАТЕГІЯ УКРАЇНИ ДО 2035 РОКУ “БЕЗПЕКА, ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТЬ, КОНКУРЕНТОСПРОМОЖНІТЬ”

2

Ілюстрації

8

2431

85

411

18

Біомаса

ВЕС/СЕСАтомна енергіяГаз

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

Рис. 3. Питоме споживання електроенергії (порівняння України з окремими країнами

світу)

36

82

Споживання на власті потреби та втрати

5Поставкив Крим

Населення

31

Промисловість

15836

Експорт 4

Всього 122

Споживання електроенергіїТВт-годин

3%

52%

23%

19%

3%

Рис. 4. Споживання електроенергії (2015р.)

Словаччина

МВт-год/рікнадомогосподарство,2014 Мкал/рікнадомогосподарство,2014

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-годНаявні 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 прибуток3 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

1234699101111131415

2023232727272828282829292930303131313335

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-1ЗАЕС-1

ЮАЕС-1

ЗАЕС-2

ЮАЕС-2Калінін-1

Нововоронеж-5

Ростов-3Куданкулам-1

Ростов-1Темелін-1

Тайвань-2Тайвань-1

Калінін-3

РАЕС-4ХАЕС-2

Темелін-2

Бушехр-1

Ростов-2Калінін-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

Рис. 7. Порівняльний аналіз шкідливих викидів у енергетиці в Україні та світі

206 679

134

7 809

198 736

Сумарнапротяжність /число ПС

Низьканапруга1

Середнянапруга2

23Високанапруга3

114

889

752

Порівняння українських мереж з мережами країн Європи

Словач.

0,37 0,5

ЧехіяПольща

0,530,39

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 КЛТис. км

Число підстанційОд.

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

0.20.50.20.50.30.10.1

ЄСсере-днє(2013)

ЧехіяПольща ЄСсере-днє(1990)

Литва УкраїнаРум-унія

Угор-щина

Німе-ччина

5,12,9

1,1

11,9

1,7 1,85,0

0,5 0,9

1,7

0,8

1,7 1,51,21,4 1,2

2,2

1,0

європейськихкраїнГ/ГВт-год

6

255

987367426815

527

NA 1002

159.7212.8122.855.315.97.2

737.0

139.1 Ø 161NA

НезапланованийSAIDI1хв / рік, 2013

ПлановийSAIDI,кількість на рік, 2013

Втрати в мережах,%, 2014

7.06.77.59.2

6.77.6

3.8

10.912.3

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 УкраїниТис. євро на км на рік

SAIDI1хв. 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

17413,0

Фра

нція

Х 10

11,5

Сло

вач.

1,3

Укра

їна

2020

Укра

їна

9,9

Пол

ьща

Італ

ія

15,5

Нор

вегія

21,03

Чехі

я

21,121,5

617

9,1

400

8,9 Втрати%

Італ

ія

1,2

Сло

вач.

1,6

Пол

ьща

Фра

нція

1,9

Чехі

я

Нор

вегія

Укра

їна

2,6

1,20,7

Х 2,5

Укра

їна

20

20

0,3

1,3 1,64

Магістральні мережі

Розподільні мережі

Рис. 10. Аналіз інвестицій в електромережу в Україні

7

Рис. 11. Порівняння України є європейськими країнами за показником швидкості

підключення до мережі

Рис. 12. Структура видатків енергетичних компаній у 2015 р.

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

Рис. 15. Споживання газу (2015 р.)

Рис. 16. Баланс споживання та видобутку газу (2015р.)

Рис. 17. Структура видобутку газу в Україні (2015р.)

10

Рис. 18. Вікова структура обладнання на балансі газорозподільних підприємств

Рис. 19. Використання потужностей ГРМ

11

Рис. 20. Обсяги прокачування газу через українську ГТС (в т. ч. для внутрішнього

споживання)

Рис. 21. Потужності українських газосховищ

12

Рис. 22. Баланс енергетичного вугілля України1 (млн т., 2015р.)

Рис. 23. Видобуток енергетичного вугілля в Україні

1 Готове товарне енергетичне вугілля

13

Рис. 24. Прогноз споживання енергетичного вугілля

49 505152

77 7777777790 90909090

30

80

40

130

90

140

50

30

20 2040

120

70

1020050

15 35

100

25

10

60

110

150160

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

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/sAverage wind

speed

KyivLviv

Uzhgorod

Lutsk Rivne

TernopilIvano-Frakivsk

Chernivtsi

Khmelnytskyi

Zhytomyr

Vinnytsia

ChernigivSumy

KharkivPoltavaCherkasy

Kirovograd Dnipropetrovsk

OdesaMykolaiv

Kherson

Zaporizhzhia

SimferopolSevastopol

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 радіаціївизначено питомі енергетичніпоказники потенціалу сонячноговипромінювання 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-учасниківпрограми

▪ Отримані цілі коригуються з урахуванням прогнозів щодо розвитку галузі

▪ Додаткові фільтри застосовуються для оцінки досяжності оновлених прогнозівз урахуванням конкретної країни

16

14

12

14

Інститут відновл. енергетики,2010

IRENA REmap,2015

Black & Veatchfor USELF,2012

4

10

8

7

Рис. 26. Оцінки економічно доцільного потенціалу ВДЕ в Україні

Рис. 27. Порівняння різних видів генерації

15

Рис. 28. Порівняння собівартості батареї-накопичувача і побудови нових генераційних

потужностей

Базовий Оптимістич-нийПесимістичнийБез НКТ

2025

2035

11 9 10 11 13

9 7 7 8 85

4 4 4 4

1110 11 12 1331

373532

35

Чисте споживання енергії, млн т нафтового еквіваленту

Факт 2015

11 10 10 14 16

9 6 66 7

54

44

1111 12

1417

383230

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

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

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

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

Потенціалекономії1

-

0,025

0,025

0,022

0,202

0,054

0,076

10-15%

Втрати,Гкал за ОП/ на м2

Потенціалекономії1

~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 заходиВтрати,Гкал за ОП/ на м2

-Встановлення ІТП у багато-кв. будинках

Рис. 36. Головні заходи зі скорочення споживання теплової енергії

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 потужностейРеконст-рукціяАЕС і ТЕС

-9 -1-0 11-13 21-25 29-36 29-36

0 12 15 14 13 3

Наявніпотужності (без дод.інвестицій) таспоживанняв 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-йованіпотужності

Нове будівництво

36

86

90

40

33

34 24

АЕС

10515

14

ПГУ

100

70

59

АЕС

ТЕС

ТЕС 54143

16

20146

2ГЕС 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

Рис. 39. Аналіз консервації потужностей ТЕС

Рис. 40. Структура потужностей генерації електроенергії на 2015-2025 рр.

21

9-11

5-6

25-32

30-50

5-22

ВДЕ

ГЕС

ГАЕС

ТЕС/ТЕЦта ПГУ

АЕС

Потенційна структура потужностейгенерації 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 нароститигенерацію АЕС до 2025-2030 років, та ВДЕ у довгостроковій перспективі

До 2040 року 11 ГВт АЕС та ~25 ГВт ТЕСдосягне 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

Необхідніпотужностіу 2025 році

Потужності, що не мають газоочисного обладнання у 2025 році

7

Потужності підреконструкцію у 2016-20251

6-10

9-13

3-53

13-17

Нові потужності 1

Наявні потужності у 2016 році

Вибуття/консерваціяу 2016-2025 роках

24 31

18-22

7

11-15 7

Активні потужності ТЕС та ТЕЦ у 2025 роціГВт

ТЕС ТЕЦ

Потужності з газоочиснимобладнанням

2025Ціль

247

76Зола ~90

2025Прогноз4

2015

NOx

193

~70

125

~400334SO2

1 059

Шкідливі викидиТис. тон

Рис. 42. Аналіз викидів ТЕС

22

Рис. 43. План-схема інвестиційної програми для магістральних мереж енергопостачання

1 375

200

Факт на 2015 рік

Потенціал врахований в плані розвиткудо 2020 року

569806

Досяжно до 2025 року 550-715

460-620

Важелі операційної ефективності

Очікуваний вплив на загальний SAIDIХв на рік на абонента

Всього ефект

39-52

Організація робіт

5-8

Обслугов. мережі

Реагування на поломки

15-17 7-9

Робота з клієнтами

7-105-8

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

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 1,20060050

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

1,300

Розрахункова собівартість окремих котелень Києвагрн на Гкал (без ПДВ)

76 котелень можуть бути оптимізовані на користь більш-ефективних джерел

15

30

31

Перехід наприбудинкові(ліквідація ЦТП)

Переключення наінші котельні

Переключенняна ТЕЦ

Плато з найнижчим ККДокремих 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

Рис. 51. Аналіз потужностей газосховищ європейських країн

Рис. 52. Сценарний аналіз економічної доцільності ліквідації державних шахт із видобутку

вугілля до 2025р.

26

Рис. 53. Крива витрат виробництва урану світових гравців

Рис. 54. Обсяги запасів і виробничі потужності українських уранових шахт

27

Рис. 55. Економічна доцільність заводу фабрикації ядерного палива

392

Витрати на зберігання ВЯП в Україні

CAPEX

372

OPEX

20

Витрати назберігання 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 забезпеченнявсіх АЕС України потужностямизберігання до кінця терміну їхексплуаталціі

Рис. 56. Порівняння витрат на зберігання ВЯП в Україні та РФ за 10 років

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

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

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).