Скачати Книгу маразмів України одним файлом

ГЛАВА XIIІ. МАРАЗМИ, НОВИНИ ЕНЕРГЕТИКИ

ПРІОРИТЕТНІ ІНВЕСТИЦІЙНІ ПРОЕКТИ У ПАЛИВНО-ЕНЕРГЕТИЧНОМУ КОМПЛЕКСІ УКРАЇНИ НА 2007 РІК НЕ МІСТЯТЬ ПРОЕКТІВ РОЗВИТКУ АЛЬТЕРНАТИВНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ (КРІМ ГЕС)

Пріоритетні інвестиційні проекти у паливно-енергетичному комплексі України, які затверджено Рiшенням колегiї Мiнiстерства палива та енергетики України від 01.02.2007 N 1.2, не містять проектів розвитку альтернативної енергетики (крім ГЕС): вітрової, сонячної, термальної, біологічної тощо, лише заходи щодо вдосконалення існуючої енергетики.

Віталій МОСЕЙЧУК

Кутки споживача від 99 до 399 грн. + все торговельне законодавство

Універсальний вантажний велосипед + ручний вантажний візок в подарунок

Ротаційна (гортальна) настільна система (промо-стійка), 11 прозорих кишень А4, 250 грн.

КОЛЕГIЯ МIНIСТЕРСТВА ПАЛИВА ТА ЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ

Р I Ш Е Н Н Я

01.02.2007 N 1.2

Пріоритетні інвестиційні проекти у паливно-енергетичному комплексі України

В цьому році Міністерством визначено амбітні цілі, що мають на меті масштабну розбудову інфраструктури, нарощування експортного потенціалу енергетики України, збільшення генеруючих потужностей, інтеграцію українського ПЕК до європейського енергетичного простору тощо. Провідне значення у реалізації цих завдань, які є невід’ємною складовою енергетичної стратегії, надається саме інвестиційній програмі, розробленій Міністерством. В свою чергу — запорукою успіху інвестиційної програми в цілому є успішна реалізація інвестиційних проектів кожним з причетних підприємств. Адже, загальна вартість проектів перевищує 33 млрд. грн., з яких понад 18 млрд. припадає на проекти енергетичної галузі та більше 15 млрд. — нафтогазової.

Втім, на шляху до втілення таких потужних проектів необхідно подолати низку перешкод, зацікавивши інвесторів:

Україна має більш ніж достатній ресурсний потенціал для генерації: це -

і значні родовища нафти та газу;

і шосте місце в світі за розвіданими покладами урану;

і понад 110 млрд. тонн. вугільних запасів.

Проте, через брак коштів та досвіду видобування вуглеводної сировини з великих глибин, Україна досі не досягла належного рівня власної енергетичної безпеки.

Зазначеною програмою передбачено залучення інвестицій та провідного світового досвіду у видобуток вуглеводнів. Зокрема облаштування Одеського та Безіменного газових родовищ, розробка площі Субботіна та Палласа забезпечить власний видобуток природного газу на рівні майже 6 млрд. м куб. щорічно, що дозволить заощаджувати на імпорті газу понад 3,2 млрд. грн. на рік.

2. Україна має профіцит генеруючих потужностей, проте вони “закриті” всередині країни, оскільки можливості експорту обмежено технічно. Для зняття цих перешкод необхідно модернізувати та добудувати інфраструктуру. Проекти “Укренерго” дозволять оптимізувати регіональні перетоки в енергосистемі України; підвищать надійність її роботи за різних режимів; забезпечать видачу потужностей з АЕС і ГАЕС; сприятимуть поліпшенню електропостачання до регіонів, зокрема Кримського та Південно-західного; створять умови до виконання технічних вимог UCTE для паралельної роботи енергосистем України та ЄС.

3. Серед вагомих проблем галузі — виснаженість генеруючих потужностей, магістральних та розподільчих мереж. Капітальні вкладення останніх років не задовольняли необхідного рівня. Тому, серед першочергових завдань програми є збільшення інвестицій в енергетичну галузь, зокрема державних, але передусім — іноземних. Так, лише в гідроенергетиці інвестиційною програмою передбачено реабілітацію 46 гідроагрегатів загальною потужністю 2010 МВт.

Для успішної реалізації інвестиційної програми недостатньо розраховувати винятково на кошти бюджету та міжнародних фінансових організацій. Ми маємо обрати якісно новий рівень співпраці з провідними вітчизняними банками, в частині залучення коротко- та середньострокового фінансування інвестиційних проектів. Задля залучення довгострокових фінансових ресурсів, без яких неможливе повне виконання інвестиційної програми, необхідною умовою є повномасштабна співпраця з приватними міжнародними фінансовими установами — інвестиційними банками та фондами.

Отже, на часі запровадження принципово нових механізмів фінансування інвестиційних проектів. Насамперед — проектного, за допомогою яких фінансується переважна кількість світових паливно-енергетичних проектів. Першими кроками на цьому шляху є угоди про розподіл продукції з компаніями Shell та Vanco. Проте, світовий досвід застосування механізмів проектного фінансування доцільно поширювати і на інфраструктурні проекти, і на проекти модернізації та будівництва нових енергогенеруючих потужностей.

Створення прозорих, гнучких та ефективних умов для інвестицій та розширення бізнесу є визначальною складовою нашої стратегії. Міністерство взяло на себе обов’язки координатора взаємодії з фінансовими установами, ініціатора та куратора необхідних удосконалень правової бази. Зокрема у квітні поточного року Міністерством ініційовано запровадження щорічного Міжнародного енергетичного форуму, який має забезпечити партнерський діалог між компаніями ПЕК України та провідними світовими фінансовими установами.

Варто наголосити на недоліки наявної законодавчої бази, що гальмує реалізацію стратегічних завдань розвитку та перешкоджає інвестиційній привабливості паливно-енергетичного комплексу. Зокрема відповідних змін потребують Закони України “Про оподаткування прибутку підприємств”, “Про закупівлю товарів, робіт і послуг за державні кошти” та інші нормативно-правові акти, в частині удосконалення цінової, тарифної кредитної та фіскальної політики. Впровадження прозорого механізму визначення економічно-обґрунтованого рівня цін і тарифів на енергоносії сприятиме реалізації стратегічних завдань розвитку паливно-енергетичного комплексу, технічного оновлення і модернізації основних фондів, а також широкомасштабному залученню інвестицій.

Підсумовуючи викладене Колегія В И Р I Ш И Л А:

1. Підтримати пропозиції НАК “Енергетична компанія України” (Глущенко I.М.), ДП НЕК “Укренерго” (Лучніков В.А.), ВАТ “Укргідроенерго” (Поташник С.I.), ВАТ “Крименерго” (Груба Г.I.), НАК “Нафтогаз України” (Шелудченко В.I.), ДК “Укртрансгаз” (Марчук Я.С.), ДК “Укргазвидобування” (Бакулін Є.М.), ВАТ “Укртранснафта” (Кирюшин I.В.), ДАТ “Чорноморнафтогаз” (Присяжнюк А.Й.) щодо реалізації протягом 2007-2008 років інвестиційних проектів (додаток N 1).

2. Керівникам НАК “Енергетична компанія України” (Глущенко I.М.), ДП НЕК “Укренерго” (Лучніков В.А.), ВАТ “Укргідроенерго” (Поташник С.I.), ВАТ “Крименерго” (Груба Г.I.), НАК “Нафтогаз України” (Шелудченко В.I.), ДК “Укртрансгаз” (Марчук Я.С.), ВАТ “Укртранснафта” (Кирюшин I.В.), ДАТ “Чорноморнафтогаз” (Присяжнюк А.Й.), ДК “Укргазвидобування” (Бакулін Є.М.):

2.1. Затвердити графіки залучення та погашення кредитів для фінансування та впровадження відповідних інвестиційних проектів після узгодження з фінансовими установами механізму надання кредитів.

Термін - 19 лютого 2007 року

2.2. Укласти з зарубіжними та вітчизняними банківськими установами необхідні угоди, відповідно до чинного законодавства, та забезпечити безумовне спрямування кредитних коштів на реалізацію зазначених проектів.

Термін - протягом 2007 року

2.3. Взяти під особистий контроль підготовку нових інвестиційних проектів на 2008 рік та подальші роки.

2.4. Внести зміни до організаційної структури підприємств ПЕК та створити окремі підрозділи, відповідальні за формування інвестиційної політики, залучення кредитних ресурсів і впровадження інвестиційних проектів.

Визначити відповідального за реалізацію та впровадження інвестиційної політики, на рівні заступника керівника компанії.

Здійснити організаційно-технічне забезпечення реалізації інвестиційних проектів та матеріального заохочення працівників компанії.

Внести зміни до контрактів з керівниками, в частині відповідальності за розроблення і реалізацію інвестиційних проектів.

2.5. Передбачити розгляд стану підготовки та реалізації інвестиційних проектів підприємств ПЕК на засіданнях:

правлінь, дирекцій — щомісяця;

наглядових рад компаній — не рідше разу у квартал;

загальних зборах акціонерів — розглядати окремим питанням;

відповідних секцій науково-технічної ради Мінпаливенерго — за планом роботи.

2.6. Забезпечити щомісячне (не пізніше 5 числа місяця, наступного за звітним) інформування Мінпаливенерго про стан реалізації інвестиційної політики, окремих проектів тощо.

3. Заступнику Міністра Шеберстову О.М., Департаменту стратегічної політики та перспективного розвитку ПЕК (Фролов К.Ю.), НАК “Нафтогаз України” (Шелудченко В.I.), НАК “Енергетична компанія України” (Глущенко I.М.), ДП “НАЕК “Енергоатом” (Деркач А.Л.), ДП НЕК “Укренерго” (Лучніков В.А.): скласти тематичні плани та зорганізувати методичні семінари з підготовки інвестиційних проектів, зокрема які фінансуються міжнародними фінансовими організаціями, іншими зарубіжними та вітчизняними установами.

Термін - до 23 лютого 2007 року

4. НАК “Енергетична компанія України” (Глущенко I.М.), ДП НЕК “Укренерго” (Лучніков В.А.), ВАТ “Укргідроенерго” (Поташник С.I.), НАК “Нафтогаз України” (Шелудченко В.I.), ДК “Укртрансгаз” (Марчук Я.С.), ВАТ “Укртранснафта” (Кирюшин I.В.), ДК “Укргазвидобування” (Бакулін Є.М.): вжити заходів щодо залучення кредитів МФО, зокрема Європейського інвестиційного банку, Європейського банку реконструкції та розвитку у 2007-2008 роках.

5. Заступнику Міністра Шеберстову О.М., Департаменту стратегічної політики та перспективного розвитку ПЕК (Фролов К.Ю.) Департаменту з питань електроенергетики (Меженний С.Я.), Департаменту з питань нафтової, газової та нафтопереробної промисловості (Косянчук Л.В.), Департаменту ядерної енергетики та атомної промисловості (Шумкова Н.Ю.): (відповідно до повноважень) забезпечити:

узагальнення графіків, наведених в п. 2.1;

Термін - 01 березня 2007 року

аналіз розгляду стану підготовки та впровадження інвестиційних проектів підприємствами ПЕК, а також підготовки відповідних доповідних записок на ім’я Міністра;

Термін - щоквартально

внесення питань інвестиційної політики до планів роботи відповідних секцій науково-технічних рад Мінпаливенерго на 2007 рік;

Термін - 19 лютого 2007 року

розроблення єдиних форм звітності про стан підготовки та реалізації інвестиційних проектів;

Термін - 19 лютого 2007 року

пожвавити роботу за новими проектами, зауваживши на використанні альтернативних джерел енергії, диверсифікації споживання енергоресурсів тощо.

6. Заступнику Міністра Шеберстову О.М., Департаменту стратегічної політики та перспективного розвитку ПЕК (Фролов К.Ю.), Департаменту економічного і фінансового регулювання ПЕК (Нестер Л.Д.), Департаменту з питань юридичного забезпечення (Ахметов Р.С.), Департаменту з питань електроенергетики (Меженний С.Я.), Департаменту з питань нафтової, газової та нафтопереробної промисловості (Косянчук Л.В.), Департаменту ядерної енергетики та атомної промисловості (Шумкова Н.Ю.):

визначити перелік нормативно-правових актів, які гальмують просування проектів та залучення кредитних ресурсів, знижують економічну доцільність реалізації проектів (ускладнюють тендерні процедури, оподаткування інвестиційних витрат, відшкодування податку на додану вартість, митне оформлення товарів і послуг тощо);

розробити та надати Уряду пропозиції стосовно вдосконалення нормативно-правової бази в частині усунення перешкод реалізації інвестиційних проектів за рахунок залучення кредитних ресурсів.

Термін - 28 лютого 2007 року

7. Заступнику Міністра Шеберстову О.М., НАК “Енергетична компанія України” (Глущенко I.М.), Департамент стратегічної політики та перспективного розвитку ПЕК (Фролов К.Ю.), Департаменту з питань електроенергетики (Меженний С.Я.), ТОВ “Східенерго” (Туранов Г.Ю.): проаналізувати виконання розпорядження Кабінету Міністрів України від 08.09.2004 N 648-р “Про заходи щодо реконструкції та модернізації теплоелектростанцій у період до 2010 року”, наказу Мінпаливенерго від 12.08.2006 N 300 “План реконструкції та модернізації теплоелектростанцій у період до 2010 року” щодо реалізації графіків визначених раніше проектів та внесення до них у разі потреби, необхідних змін.

Термін - 01 березня 2007 року

8. Керівникам НАК “Енергетична компанія України” (Глущенко I.М.), ДП “Укрінтеренерго” (Пашкевич М.О.), ВАТ “Донбасенерго” (Смірнов I.Х.), ВАТ “Центренерго” (Попов С.А.), ДП “Кримські генеруючи системи” (Пилипенко I.О.) (додаток N 2), а також ДП “НАЕК “Енергоатом” (Деркач А.Л.), ДП “Дирекція підприємства, що будується на базі Новокостянтинівського родовища уранових руд” (Жданов В.М.): надати до Мінпаливенерго скориговані інвестиційні проекти.

Термін - 30 липня 2007 року

9. Першому заступнику Міністра Чупруну В.П., заступникам Міністра Шеберстову О.М., Недашковському Ю.О., Департаменту стратегічної політики та перспективного розвитку ПЕК (Фролов К.Ю.), НАК “Енергетична компанія України” (Глущенко I.М.), НАК “Нафтогаз України” (Шелудченко В.I.), ДП “НАЕК” Енергоатом” (Деркач А.Л.): підготувати протягом I півріччя окремі проекти під залучення Кредитної допомоги Євросоюзу в обсязі 45 млн. на 2008 рік.

Термін - 30 червня 2007 року

10. Заступнику Міністра Шеберстову О.М., Департаменту стратегічної політики та перспективного розвитку ПЕК (Фролов К.Ю.), Департаменту з питань електроенергетики (Меженний С.Я.), Департаменту з питань нафтової, газової та нафтопереробної промисловості (Косянчук Л.В.), Департаменту ядерної енергетики та атомної промисловості (Шумкова Н.Ю.), НАК “Енергетична компанія України” (Глущенко I.М.), НАК “Нафтогаз України” (Шелудченко В.I.) ДП “НАЕК” Енергоатом” (Деркач А.Л.): докласти вичерпних зусиль до розв’язання проблем оподаткування інвестиційних коштів. Зокрема з’ясувати можливість звільнення від відрахувань частини прибутку та дивідендів інвестиційної складової для реалізації інвестиційних проектів на виконання рішень Уряду, міжнародних договорів, яка встановлюється НКРЕ.

11. Першому заступнику Міністра Чупруну В.П., заступнику Міністра, Тітенку С.М., Департаменту стратегічної політики та перспективного розвитку ПЕК (Фролов К.Ю.), НАК “Енергетична компанія України” (Глущенко I.М.), НАК “Нафтогаз України” (Шелудченко В.I.), ДП “НАЕК” Енергоатом” (Деркач А.Л.), ДП НЕК “Укренерго” (Лучніков В.А.): забезпечити належну підготовку до організації (та участі) Міжнародного енергетичного форуму — 2007 (м. Київ, квітень 2007).

12. В.о. заступника Міністра Iоффе Ю.Я., помічникам Міністра Татаренку О.В., Грищенко О.К., ДП “ГРIФРЕ” (Сова К.В.): забезпечити видання інформаційних матеріалів — інвестиційних проектів на електронних носіях та друком.

13. Відділу взаємодії з Верховною Радою України та зв’язків з громадськістю (Постніков С.М.), Сектору взаємодії із засобами масової інформації (Грищенко М.О.): забезпечити оприлюднення рішення колегії на веб-сайті Мінпаливенерго, в інформаційному бюлетені “Відомості Міністерства палива та енергетики України” та в інших засобах масової інформації.

Голова колегії

Міністр Ю.Бойко

Додаток N 1

до рішення колегії

Мінпаливенерго

01.02.2007 N 1.2

ПРIОРИТЕТНI ПРОЕКТИ

в паливно-енергетичному комплексі України, на які пропонується залучення кредитних коштів

Пріоритетні проекти енергетичної галузі

-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

¦ N ¦Найменування інвестиційного проекту ¦Термін ¦Загальна¦Джерела ¦Необхідний обсяг ¦Обґрунтування ¦

¦з/п¦ ¦реалізації¦вартість¦фінансування ¦ фінансування ¦необхідності реалізації ¦

¦ ¦ ¦проекту ¦проекту ¦ ¦ (млн. грн.) ¦проекту ¦

¦ ¦ ¦ ¦(згідно ¦ ¦-----------------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦з ТЕО ¦ ¦ 2007 ¦ 2008 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦млн. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦грн.) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦---+-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ ¦ Позичальник ДП НЕК "Укренерго" ¦

¦---+-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ 1 ¦ПС 750 кВ "Київський" з ПЛ 750-330 кВ ¦2006-2007 ¦ 739,4 ¦власні кошти ¦143,40 ¦0,00 ¦Зв'язки перетину ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦Захід-Вінниця є єдиним ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦каналом для передачі ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦надлишків потужності ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦електростанцій ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦143,40 ¦ ¦Західного регіону в ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦суміжні райони ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦об'єднання. Видача ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦350,00 ¦ ¦повної потужності ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦Рівненської та ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦Хмельницької АЕС на ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦даний час обмежується ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦350,00 ¦ ¦пропускною спроможністю ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦зазначеного перетину. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦Будівництво ПЛ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦493,40 ¦0,00 ¦дозволить збільшити ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------¦пропускну спроможність ¦

¦ 2 ¦ПС 750 кВ Рівненська АСЕ-Київська з ¦2007-2009 ¦ 1576,8 ¦власні кошти ¦150,00 ¦130,00 ¦перетину Захід-Вінниця, ¦

¦ ¦розширенням ПС 750 кВ "Київська" та ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦підвищить надійність ¦

¦ ¦заходами ПЛ 750 кВ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦електропостачання ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦споживачів центральної ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦частини ОЕС України, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦150,00 ¦130,00 ¦забезпечить винесення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦мережі 750 кВ із ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦забрудненої зони ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦240,00 ¦660,00 ¦Чорнобильської АЕС. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦240,00 ¦660,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦390,00 ¦790,00 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 3 ¦Встановлення пристрою повздовжньої ¦ 2007 ¦ 70 ¦власні кошти ¦69,60 ¦0,00 ¦Реалізація зазначених ¦

¦ ¦компенсації (ППК) реактивного опору ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦заходів дозволить ¦

¦ ¦міжсистемної ПЛ 330 кВ на ПС 330 кВ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦збільшити пропускну ¦

¦ ¦"Джанкой" ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦спроможність перетину ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦Україна-Крим та в ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦69,60 ¦ ¦комплексі зі ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦встановленням БСК на ПС ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦Криму та будівництвом ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦заходів ВЛ 330 кВ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦Мелітополь - Сімферополь¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦на ПС "Джанкой" ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦забезпечить покриття ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦навантаження АР Крим до ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦2010 року. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦69,60 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 4 ¦Переведення напруги 330 кВ ПЛ ¦2007-2008 ¦ 262 ¦власні кошти ¦40,00 ¦12,00 ¦Для підвищення ¦

¦ ¦Сімферополь-Севастополь з реконструкцією ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦надійності та ¦

¦ ¦та розширенням ПС "Севастополь" та ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦економічності роботи ¦

¦ ¦"Сімферополь" ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ОЕС України необхідно ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦збільшити кількість ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦40,00 ¦12,00 ¦високоманеврених ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тариф ¦ ¦ ¦генеруючих потужностей. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦В першу чергу для ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦130,00 ¦77,50 ¦вирішення проблем ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦дефіциту маневреного ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦130,00 ¦77,50 ¦обладнання, необхідно ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦прискорити добудову ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦пускового комплексу ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦Дністровської ГЕС з ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦відповідними лініями ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦170,00 ¦89,50 ¦електропередач для ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------¦закачки та видачі ¦

¦ 5 ¦Заходи ПЛ 330 кВ Дністровська ГЕС - ¦2006-2007 ¦ 95,7 ¦власні кошти ¦63,00 ¦0,00 ¦потужності. ¦

¦ ¦Ладижинська ТЕС на Дністровську ГАЕС ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦63,00 ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦63,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------¦ ¦

¦ 6 ¦ПЛ 330 кВ Дністровська ГАЕС-Бар ¦2007-2008 ¦ 135 ¦власні кошти ¦3,00 ¦4,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦3,00 ¦4,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦67,00 ¦53,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦67,00 ¦53,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦70,00 ¦57,00 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 7 ¦ПЛ 330 кВ Новоодеська-Арциз з кабельним ¦2007-2008 ¦ 450 ¦власні кошти ¦2,50 ¦4,00 ¦В результаті реалізації ¦

¦ ¦переходом через Дністровський лиман ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦проекту збільшиться ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦надійність ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦електропостачання ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦споживачів ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦2,50 ¦4,00 ¦південно-західної ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦частини Одеської області¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦а в умовах роздільної ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦246,00 ¦192,00 ¦роботи з енергосистемою ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦Молдови, зменшиться ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦246,00 ¦192,00 ¦недовипуск ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦електроенергії ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦споживачам Криму. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦248,50 ¦196,00 ¦ ¦

¦-------------------------------------------------------------------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦Загальна сума необхідного фінансування інвестиційних проектів по ДП¦власні кошти ¦471,50 ¦150,00 ¦ ¦

¦НЕК "Укренерго" 2637 млн. грн. ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- амортизаційні ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- інвестиційна ¦471,50 ¦150,00 ¦ ¦

¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦залучені кошти ¦1 033 00¦982,50 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити МФО ¦683,00 ¦982,50 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити ¦350,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦Разом ¦1 504 50¦1 132 50¦ ¦

¦---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ Позичальник ВАТ "Укргідроенерго" ¦

¦---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ 1 ¦Добудова першої черги Дністровської ГАЕС ¦2007-2011 ¦3547,094¦власні кошти ¦200,00 ¦200,00 ¦Основні функції ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦Дністровської ГАЕС - ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦участь у регулюванні ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦частоти, напруги, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦виконання аварійного ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦200,00 ¦200,00 ¦резерву, регулювання ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦графіка навантажень та ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦зовнішніх перетоків в ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦650,00 ¦544,35 ¦енергосистемі. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦Реалізація проекту ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦створить умови для ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦544,35 ¦надійної роботи ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦енергосистеми України, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦надасть можливість ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦650,00 ¦ ¦зменшити витрати палива ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦енергосистеми України ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦на щодобові нічні зупини¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦850,00 ¦744,35 ¦енергоблоків. ¦

¦-------------------------------------------------------------------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦Загальна сума необхідного фінансування інвестиційних проектів по ¦власні кошти ¦200,00 ¦200,00 ¦ ¦

¦ВАТ "Укргідроенерго" 1594,35 млн.грн. ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- інвестиційна ¦200,00 ¦200,00 ¦ ¦

¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦залучені кошти ¦650,00 ¦544,35 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦544,35 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити ¦650,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦Разом ¦850,00 ¦744,35 ¦ ¦

¦---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ Позичальник ВАТ "Західенерго" ¦

¦---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ 1 ¦Реконструкція та технічне переоснащення ¦2007-2008 ¦ 157,15 ¦власні кошти ¦18,23 ¦13,20 ¦Підвищення надійності ¦

¦ ¦енергоблока N 7 Бурштинської ТЕС ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦роботи та маневреності ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦енергоблоку, покращення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦техніко-економічних та ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦екологічних показників, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦18,23 ¦13,20 ¦збільшення експортного ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦потенціалу. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦72,92 ¦52,80 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦72,92 ¦52,80 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦91,15 ¦66,00 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 2 ¦Реконструкція та технічне переоснащення ¦2005-2008 ¦ 141,3 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦Підвищення надійності ¦

¦ ¦енергоблоку N 9 Бурштинської ТЕС ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦роботи та маневреності ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦енергоблоку, покращення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦техніко-економічних та ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦екологічних показників, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦збільшення експортного ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦потенціалу. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦40,87 ¦32,50 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦40,87 ¦32,50 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦40,87 ¦32,50 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 3 ¦Технічне переоснащення обладнання ¦2007-2008 ¦ 35,58 ¦власні кошти ¦3,12 ¦4,00 ¦Створення додаткової ¦

¦ ¦відкритого розподільчого пристрою ВРП - ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦електричної потужності ¦

¦ ¦220, 330, 400 кВ Бурштинської ТЕС ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦(100 МВт) з числом годин¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦використання додаткової ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦електричної потужності -¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦3,12 ¦4,00 ¦4500 год/рік, річним ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦відпуском додаткової ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦електроенергії з шин - ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦12,46 ¦16,00 ¦405,6 млн. кВт, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦підвищення експортного ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦потенціалу. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦12,46 ¦16,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦15,58 ¦20,00 ¦ ¦

¦-------------------------------------------------------------------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦Загальна сума необхідного фінансування інвестиційних проектів ВАТ ¦власні кошти ¦21,35 ¦17,20 ¦ ¦

¦"Західенерго" 266,1 млн.грн. ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- інвестиційна ¦21,35 ¦17,20 ¦ ¦

¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦залучені кошти ¦126,25 ¦101,30 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити ¦126,25 ¦101,30 ¦ ¦

¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦Разом ¦147,60 ¦118,50 ¦ ¦

¦---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ Позичальник ВАТ "Східенерго" ¦

¦---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ 1 ¦Поузлова реконструкція блоку N 2 Зуївської ¦2007-2008 ¦ 129,8 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦Основне обладнання ¦

¦ ¦ТЕС ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦енергоблоків ст. N 2 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦Зуївської ТЕС та N 5 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦Курахівської ТЕС ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦знаходиться в ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦незадовільному стан, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦морально застаріло, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦фізично зношене та має ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦55,30 ¦74,50 ¦техніко-економічні ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦показники роботи нижчі в¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦порівнянні з проектами, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦що не дає їм змоги ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦55,30 ¦74,50 ¦адаптуватися до нових ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦економічних відносин. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦Реалізація інвестиційних¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦55,30 ¦74,50 ¦проектів передбачають ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------¦підвищення встановленої ¦

¦ 2 ¦Поузлова реконструкція блоку N 5 ¦2007-2008 ¦ 173,5 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦електричної потужності ¦

¦ ¦Курахівської ТЕС ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦енергоблоку; зниження ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦питомих витрат палива, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦зниження собівартості ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦електроенергії, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦підвищення маневреності ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦блоку, подовження ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦терміну роботи ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦45,60 ¦127,90 ¦обладнання, підвищення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦техніко-економічних ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦показників та рівня ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦надійності роботи ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦45,60 ¦127,90 ¦обладнання, зниження ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦трудоємності ремонтних ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦робіт та витрат. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦45,60 ¦127,90 ¦ ¦

¦-------------------------------------------------------------------+------------------+--------+--------¦ ¦

¦Загальна сума необхідного фінансування інвестиційних проектів ТОВ ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦"Східенерго" 303,3 млн.грн. ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- інвестиційна ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦залучені кошти ¦100,90 ¦202,40 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити ¦100,90 ¦202,40 ¦ ¦

¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦Разом ¦100,90 ¦202,40 ¦ ¦

¦---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ Позичальник ВАТ "Крименерго" ¦

¦---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ 2 ¦Реабілітація електричних мереж 110-0,4 кВ ¦2007-2017 ¦ 1000 ¦власні кошти ¦31,30 ¦45,00 ¦Реалізація зазначеного ¦

¦ ¦ВАТ "Крименерго" в рамках програми ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦проекту забезпечить ¦

¦ ¦"Морський берег АРК" ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦надійність ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦електропостачання ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦споживачів регіону. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦31,30 ¦45,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦0,00 ¦170,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦170,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦31,30 ¦215,00 ¦ ¦

¦-------------------------------------------------------------------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦Загальна сума необхідного фінансування інвестиційних проектів ВАТ ¦власні кошти ¦31,30 ¦45,00 ¦ ¦

¦"Крименерго" 246,3 млн.грн. ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- амортизаційні ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- інвестиційна ¦31,30 ¦45,00 ¦ ¦

¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦залучені кошти ¦0,00 ¦170,00 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦170,00 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦Разом ¦31,30 ¦215,00 ¦ ¦

¦-------------------------------------------------------------------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ Всього сума необхідного фінансування інвестиційних проектів по ¦власні кошти ¦724,15 ¦412,20 ¦ ¦

¦ енергетичній галузі 5047,05 млн. грн. ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- амортизаційні ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- інвестиційна ¦724,15 ¦412,20 ¦ ¦

¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦залучені кошти ¦1 910 15¦2 000 55¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити МФО ¦683,00 ¦1 696 85¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити ¦1 227 15¦303,70 ¦ ¦

¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦Разом ¦2 634 30¦2 412 75¦ ¦

¦---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ Пріоритетні проекти нафтогазової галузі ¦

¦---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ ¦ Позичальник ДК "Укргазвидобування" ¦

¦---+-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ 1 ¦Облаштування Одеського та Безіменного ¦ 2 роки ¦ 1384,7 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦Збільшення обсягів ¦

¦ ¦газових родовищ в північно-західному шельфі¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦власного видобутку ¦

¦ ¦Чорного моря ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦природного газу на 22 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦млрд. м куб. що при ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ціні придбання ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦російського газу у 130 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦дол. дозволить ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦зекономити 2860 млн. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦567,90 ¦0,00 ¦дол. за весь період ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦реалізації проекту (без ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦врахування витрат ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦товариства на реалізацію¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦567,90 ¦ ¦проекту). ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦567,90 ¦0,00 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 2 ¦Дослідно-промислова розробка площі ¦ 7 років ¦ 3552,5 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦Економічна доцільність ¦

¦ ¦Субботіна (із придбанням СПБУ) ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦зростання обсягу ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦реалізації нафти ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦власного видобутку ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦споживачам України до ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦2030 року на 44 млн. тн.¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦Економія значних ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦фінансових ресурсів у ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦34,70 ¦522,90 ¦порівнянні із витратами ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦на оренду СПБУ для ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦виконання ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пошуково-розвідувального¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦та експлуатаційного ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦34,70 ¦522,90 ¦буріння на шельфі ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦Чорного та Азовського ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦морів за весь період ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦34,70 ¦522,90 ¦експлуатації установки. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 3 ¦Облаштування Хрещенського ГРК. ¦ 4 роки ¦ 452 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦Видобуток, підготовка ¦

¦ ¦Реконструкція ДКУ-3 Хрещенської ДСК ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦та транспортування газу ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦в обсязі 4 млрд. м куб. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦на рік. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦135,00 ¦317,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦135,00 ¦317,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦135,00 ¦317,00 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 4 ¦Будівництво установки ізомеризації легкого ¦ 3 роки ¦ 534,5 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦Виробництво 300 тис. ¦

¦ ¦бензину на Шебелинському ГПЗ по ліцензії ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦тонн в рік ¦

¦ ¦Компанії UOP (США) ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦високооктанового ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ізомеризату для ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦виготовлення бензинів ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦марок Євро-3, Євро-4 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦267,25 ¦267,25 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦267,25 ¦267,25 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦267,25 ¦267,25 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 5 ¦Придбання бурового обладнання ¦ 1 рік ¦ 539 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦Дозволить прискорити ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦розвідку та введення в ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦експлуатацію ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦високоперспективних ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦родовищ із ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦глибокозалягаючими ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦(понад 6,0 м ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦горизонтами). ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦593,00 ¦0,00 ¦Забезпечить приріст та ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦додатковий видобуток ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦вуглеводнів. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦593,00 ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦593,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦-------------------------------------------------------------------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦Загальна сума необхідного фінансування інвестиційних проектів ДК ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦"Укргазвидобування" 2705 млн.грн. ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- амортизаційні ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- інвестиційна ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦залучені кошти ¦1 597 ¦1 107 ¦ ¦

¦ ¦ ¦85 ¦15 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити МФО ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити ¦1 597 85¦1 107 15¦ ¦

¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦Разом ¦1 597 85¦1 107 15¦ ¦

¦---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ ¦ Позичальник ДАТ "Чорноморнафтогаз" ¦

¦---+-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ 1 ¦Облаштування Одеського та Біземенного ¦ 2 роки ¦ 1384,7 ¦власні кошти ¦0,00 ¦75,80 ¦Збільшення обсягів ¦

¦ ¦газових родовищ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦власного видобутку ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦рефінансування ¦ ¦75,80 ¦природного газу на 22 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦витрат від ДК ¦ ¦ ¦млрд. м куб. що при ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Укргазвидобування"¦ ¦ ¦ціні придбання ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦російського газу у 130 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦дол. дозволить ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦зекономити 2860 млн. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦дол. за весь період ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦246,00 ¦90,00 ¦реалізації проекту (без ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦врахування витрат ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦товариства на реалізацію¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦проекту). ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦246,00 ¦90,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦246,00 ¦165,80 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 2 ¦Дослідно-промислова розробка площі ¦ 7 років ¦ 3552,5 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦Економічна доцільність ¦

¦ ¦Субботіна (із придбанням СПБУ) ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦зростання обсягу ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦реалізації нафти ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦власного видобутку ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦споживачам України до ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦2030 року на 44 млн. тн.¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦Економія значних ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦фінансових ресурсів у ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦34,70 ¦522,90 ¦порівнянні із витратами ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦на оренду СПБУ для ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦виконання ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пошуково-розвідувального¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦та експлуатаційного ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦34,70 ¦522,90 ¦буріння на шельфі ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦Чорного та Азовського ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦морів за весь період ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦34,70 ¦522,90 ¦експлуатації установки. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦

¦-------------------------------------------------------------------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦Загальна сума необхідного фінансування інвестиційних проектів ДАТ ¦власні кошти ¦0,00 ¦75,80 ¦ ¦

¦"Чорноморнафтогаз" 969,4 млн.грн. ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦рефінансування ¦0,00 ¦75,80 ¦ ¦

¦ ¦витрат від ДК ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦Укргазвидобування"¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- інвестиційна ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦залучені кошти ¦280,70 ¦612,90 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити МФО ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити ¦280,70 ¦612,90 ¦ ¦

¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦Разом ¦280,70 ¦688,70 ¦ ¦

¦---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ ¦ Позичальник ДАТ "Укртнаснафта" ¦

¦---+-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ 1 ¦Вузли обліку нафти ¦ 3 роки ¦ 101,1 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦Підвищення достовірності¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦обліку нафти, приведення¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦визначених якісних ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦показників нафти до ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦положень стандартів ЄС, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦підвищення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦оперативності роботи МНТ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦"Південний". Виконання ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦25,25 ¦30,81 ¦вимог енергетичної ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦митниці України. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦25,25 ¦30,81 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦25,25 ¦30,81 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 2 ¦Ремонт нафтопроводу "Броди-Держкордон" ¦ 2 роки ¦ 456,52 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦Термін експлуатації ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦нафтопроводу становить ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦44 роки. Збереження та ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦підвищення надійності ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦даного об'єкту, як ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦основного засобу ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦постачання нафти до ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦Словаччина та Угорщина і¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦283,81 ¦172,71 ¦далі - до сусідніх з ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ними країн ЄС. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦283,81 ¦172,71 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦283,81 ¦172,71 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 3 ¦Мікропроцесорні АСУТП ¦ 3 роки ¦ 92,92 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦Термін служби обладнання¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦44-роки Модернізація ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦АСУТП послужить базисом ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦для впровадження ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦автоматизованої системи ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦на вищих рівнях ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦управління ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦нафтотранспортною ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦40,40 ¦26,26 ¦системою та дозволить ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦забезпечити безаварійну ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦40,40 ¦26,26 ¦експлуатацію ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦технологічного ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦обладнання. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦40,40 ¦26,26 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 4 ¦Модернізація мережі зв'язку ¦ 1 рік ¦ 59,09 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦Забезпечення Товариства ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦якісним, надійним ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦технологічним і ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦виробничим зв'язком, та ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦можливість отримування ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦доходів за рахунок ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦надання послуг зв'язку. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦59,09 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦59,09 ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦59,09 ¦0,00 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 5 ¦Розробка та впровадження системи управління¦ 2 роки ¦ 456,52 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦Удосконалення ¦

¦ ¦ресурсами ERP ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦організаційної структури¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦компанії та перехід до ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦створення систем ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦управління за єдиними ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦міжнародними стандартами¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦оптимізація процесів ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦планування, розподілу та¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦20,20 ¦13,89 ¦використання ресурсів. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦20,20 ¦13,89 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦20,20 ¦13,89 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 6 ¦Будівництво резервуарів на МНТ "Південний" ¦ 2 роки ¦ 456,52 ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦Підвищення оперативності¦

¦ ¦(20 тис.м.куб) ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦та надійності роботи МНТ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦ ¦"Південний", ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦забезпечення гнучкості ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦системи транспортування ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦нафти у умовах ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦збільшення обсягів її ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦транзиту при ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦5,05 ¦100,00 ¦транспортуванні різних ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦сортів нафти. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦5,05 ¦100,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦5,05 ¦100,00 ¦ ¦

¦-------------------------------------------------------------------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦Загальна сума необхідного фінансування інвестиційних проектів ДАТ ¦власні кошти ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦"Укртранснафта" 777,5 млн.грн. ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- амортизаційні ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- інвестиційна ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦залучені кошти ¦433,80 ¦343,67 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити МФО ¦433,80 ¦343,67 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦Разом ¦433,80 ¦343,67 ¦ ¦

¦---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ ¦ Позичальник ДК "Укртрансгаз" ¦

¦---+-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ 1 ¦Модернізація газоперекачувальних агрегатів ¦ 5 років ¦ 1139,1 ¦власні кошти ¦43,00 ¦23,00 ¦Впровадження нового ¦

¦ ¦на компресорних станціях газопроводу "Союз"¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦енергоефективного, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦43,00 ¦23,00 ¦ресурсозберігаючого ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦обладнання, що дозволить¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦зберегти провідну роль ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦у транзиті російського ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦газу у Європу; ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦забезпечить надійність ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦0,00 ¦256,00 ¦транспорту газу, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦підвищить коефіцієнт ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦корисної дії (ККД) ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦газоперекачувальних ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦256,00 ¦агрегатів до 37 %, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦отримати щорічну ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦економію паливного газу ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦43,00 ¦279,00 ¦близько 0,4 млрд. куб. м¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------¦по кожному газопроводу, ¦

¦ 2 ¦Модернізація газоперекачувальних агрегатів ¦ 6 років ¦ 653,5 ¦власні кошти ¦30,00 ¦11,80 ¦збільшити міжремонтний ¦

¦ ¦на компресорних станціях газопроводу ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ресурс до 25 тис. ¦

¦ ¦"Уренгой-Помари-Ужгород" ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦30,00 ¦11,80 ¦машиногодин знизити ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦забруднення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦навколишнього ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦середовища. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦0,00 ¦196,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦196,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦30,00 ¦207,80 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 3 ¦Комплексна реконструкція Угерського ¦ 3 роки ¦ 789,17 ¦власні кошти ¦22,00 ¦27,00 ¦Забезпечить надійність ¦

¦ ¦підземного сховища газу (XIV-XV) ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦газотранспортної системи¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦22,00 ¦27,00 ¦(ГТС) України в цілому ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦та виконання зобов'язань¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦по транзиту природного ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦газу в Європу. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦210,00 ¦370,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦210,00 ¦370,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦232,00 ¦397,00 ¦ ¦

¦-------------------------------------------------------------------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦Загальна сума необхідного фінансування інвестиційних проектів ДАТ ¦власні кошти ¦95,00 ¦61,80 ¦ ¦

¦"Укртрансгаз" 1188,8 млн.грн. ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- амортизаційні ¦95,00 ¦61,80 ¦ ¦

¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- інвестиційна ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦залучені кошти ¦210,00 ¦822,00 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити МФО ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити ¦210,00 ¦822,00 ¦ ¦

¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦Разом ¦305,00 ¦883,80 ¦ ¦

¦---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ ¦ Позичальник НАК "Нафтогаз України" ¦

¦---+-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¦

¦ 1 ¦Будівництво III черги Метрологічного центру¦ 1 рік ¦ 176 ¦власні кошти ¦0,00 ¦36,00 ¦Створення сучасної ¦

¦ ¦НАК "Нафтогаз України" ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦лабораторії для ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦ ¦36,00 ¦проведення незалежної ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦сертифікації якості ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦нафтопродуктів, що ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦сприятиме гармонізації ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦норм і стандартів ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦вуглеводневої галузі ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦70,00 ¦70,00 ¦України та ЄС. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦70,00 ¦70,00 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦70,00 ¦106,00 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 2 ¦Будівництво вхідних контрольних ¦ 4 роки ¦ 398 ¦власні кошти ¦25,00 ¦25,00 ¦Прискорить реформи в ¦

¦ ¦газовимірювальних станцій ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦газовому секторі України¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦25,00 ¦25,00 ¦з врахуванням ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦європейських законів та ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦сприятиме інтеграції в ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦газотранспортному ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦секторі Європи, зміцнить¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦незалежність у обліку ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦57,00 ¦180,00 ¦імпортованого і ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦транзитного газу та ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦57,00 ¦180,00 ¦забезпечить його ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦надійний митний ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦ ¦ ¦контроль. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦82,00 ¦205,00 ¦ ¦

¦---+-------------------------------------------+----------+--------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦ 3 ¦Дооснащення газорозподільних станцій ГРС I ¦ 2 роки ¦ 59,8 ¦власні кошти ¦14,50 ¦14,50 ¦Забезпечить суттєве ¦

¦ ¦категорії системами високоточного обліку ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦покращення достовірності¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- амортизаційні ¦14,50 ¦14,50 ¦обліку природного газу ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦Економія газу після ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦дооснащення складе ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- інвестиційна ¦ ¦ ¦більше 100 млн. м куб. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦природного газу на рік. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залучені кошти ¦15,40 ¦15,40 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити МФО ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦- кредити ¦15,40 ¦15,40 ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Разом ¦29,90 ¦29,90 ¦ ¦

¦-------------------------------------------------------------------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦Загальна сума необхідного фінансування інвестиційних проектів НАК ¦власні кошти ¦39,50 ¦75,50 ¦ ¦

¦"Нафтогаз України" 522,8 млн.грн. ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- амортизаційні ¦39,50 ¦75,50 ¦ ¦

¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- інвестиційна ¦0,00 ¦0,00 ¦ ¦

¦ ¦надбавка до тарифу¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦залучені кошти ¦142,40 ¦265,40 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити МФО ¦127,00 ¦250,00 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити ¦15,40 ¦15,40 ¦ ¦

¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦Разом ¦181,90 ¦340,90 ¦ ¦

¦-------------------------------------------------------------------+------------------+--------+--------+------------------------¦

¦Всього сума необхідного фінансування інвестиційних проектів по ¦власні кошти ¦134,50 ¦213,10 ¦ ¦

¦нафтогазовій галузі 6163,47 млн. грн. ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- амортизаційні ¦134,50 ¦137,30 ¦ ¦

¦ ¦відрахування ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦рефінансування ¦0,00 ¦75,80 ¦ ¦

¦ ¦витрат від ДК ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦Укргазвидобування"¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦залучені кошти ¦2 664 75¦3 151 12¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити МФО ¦560,80 ¦593,67 ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦- кредити ¦2 103 95¦2 557 45¦ ¦

¦ ¦комерційні ¦ ¦ ¦ ¦

¦ ¦------------------+--------+--------¦ ¦

¦ ¦Разом ¦2 799 25¦3 364 22¦ ¦

-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Додаток N 2

до рішення колегії

Мінпаливенерго

01.02.2007 N 1.2

ПРIОРИТЕТНI ПРОЕКТИ

в паливно-енергетичному комплексі України

Пріоритетні проекти енергетичної галузі

------------------------------------------------------------------

¦ N ¦Найменування ¦Термін ¦Загальна ¦Обґрунтування ¦

¦ з/п ¦інвестиційного ¦реалізації¦вартість ¦необхідності ¦

¦ ¦проекту ¦проекту ¦проекту ¦реалізації проекту¦

¦ ¦ ¦ ¦(згідно з ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦ТЕО ¦ ¦

¦ ¦ ¦ ¦млн. грн.)¦ ¦

¦----------------------------------------------------------------¦

¦ Позичальник ВАТ "Донбасенерго" ¦

¦----------------------------------------------------------------¦

¦ 1 ¦Технічне ¦2007-2009 ¦ 170,366 ¦Реалізація проекту¦

¦ ¦переоснащення ¦ ¦ ¦дозволить довести ¦

¦ ¦енергоблока N 7 ¦ ¦ ¦встановлену ¦

¦ ¦Старобешівської ¦ ¦ ¦потужність блока ¦

¦ ¦ТЕС ¦ ¦ ¦до проектної (200 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦МВт) із можливістю¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦збільшення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦потужності ще на ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦10 МВт, збільшити ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відпуск е/е на ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦380 000 тис. ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦кВт.год/рік, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦покращити ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦маневрені ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦характеристики ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦енергоблоку, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦значно зменшити ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦витрати мазуту та ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦газу, що ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦використовуються ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦для стабілізації ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦горіння твердого ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦палива, покращити ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦техніко-економічні¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦показники роботи ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦енергоблоку, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦зокрема, зменшити ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦питомі витрати ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦умовного палива (з¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦416,96 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦г.у.п/кВт.год до ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦388,76 ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦г.у.п/кВт.год), ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦покращити ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦надійність, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ремонтоздатність, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦термін ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦експлуатації ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦енергоблоку; ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦покращити ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦екологічний стан ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦району завдяки ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦зменшенню ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦шкідливих викидів ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦пилу в атмосферу; ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦збільшити відпуск ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦товарної продукції¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦від енергоблоку у ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦середньому на ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦67,87 млн грн/рік.¦

¦------+----------------+----------+----------+------------------¦

¦ 2 ¦Реконструкція 1 ¦2007-2010 ¦ 363,9 ¦Реалізація проекту¦

¦ ¦черги ¦ ¦ ¦дозволить: ввести¦

¦ ¦Слов'янської ТЕС¦ ¦ ¦в енергетичний ¦

¦ ¦з будівництвом ¦ ¦ ¦баланс України ¦

¦ ¦дубль-блока 125¦ ¦ ¦відходи ¦

¦ ¦МВт з котлами ¦ ¦ ¦вуглезбагачення, ¦

¦ ¦ЦКШ ¦ ¦ ¦які раніше не ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦використовувалися,¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦покращити ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦екологічний стан ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦регіону шляхом ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦зменшення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦кількості викидів ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦шкідливих речовин ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦у атмосферу та ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦доведення їх ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦концентрації до ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦європейських норм,¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦зменшити ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦забруднення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦навколишнього ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦середовища завдяки¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦залученню у ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦паливний баланс ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦шламів, велика ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦кількість яких ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦накопилась у ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦відстійниках ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦збагачувальних ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦фабрик, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦започаткувати ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦вітчизняне ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦котлобудування, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦зменшити ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦собівартість ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦виробництва е/е на¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦5,5%, підвищити ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ступінь ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦маневреності від ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦20 до 100 % від ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦номінальної ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦потужності. ¦

¦----------------------------------------------------------------¦

¦ Позичальник ВАТ "Центренерго" ¦

¦----------------------------------------------------------------¦

¦ 1 ¦Реконструкція ¦2007-2011 ¦ 624 ¦Відновлення ¦

¦ ¦енергоблока N 9¦ ¦ ¦паропродуктивності¦

¦ ¦Зміївської ТЕС з¦ ¦ ¦котла до 950 ¦

¦ ¦установкою ¦ ¦ ¦т/год; - ¦

¦ ¦сіркоочистки ¦ ¦ ¦забезпечення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦можливості ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦спалювання ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦низькокалорійного ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦вугілля без ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦"підсвічування" ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦мазутом чи газом у¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦діапазоні ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦навантажень ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦70-100%, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦збільшення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦електричної ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦потужності ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦турбоагрегата до ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦325 МВт; - ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦зменшення питомих ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦витрат умовного ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦палива (не більше ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦345 гуп/кВт.год, -¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦забезпечення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦коефіцієнту ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦готовності ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦енергоблоку не ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦нижче 0,9, - ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦покращення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦маневреності ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦енергоблоку, - ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦збільшення терміну¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦експлуатації блока¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦на 15-20 років, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦зменшення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦шкідливих викидів.¦

¦------+----------------+----------+----------+------------------¦

¦ 2 ¦Технічне ¦2007-2010 ¦ 624 ¦Відновлення ¦

¦ ¦переоснащення ¦ ¦ ¦паропродуктивності¦

¦ ¦енергоблока N 2 ¦ ¦ ¦котла до 950 ¦

¦ ¦Трипільської ТЕС¦ ¦ ¦т/год; - ¦

¦ ¦з будівництвом ¦ ¦ ¦забезпечення ¦

¦ ¦сіркоочистки ¦ ¦ ¦можливості ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦спалювання ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦низькокалорійного ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦вугілля без ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦"підсвічування" ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦мазутом чи газом у¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦діапазоні ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦навантажень ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦70-100%, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦збільшення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦електричної ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦потужності ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦турбоагрегата до ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦325 МВт; - ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦зменшення питомих ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦витрат умовного ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦палива (не більше ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦345 гуп/кВт.год, -¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦забезпечення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦коефіцієнту ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦готовності ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦енергоблоку не ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦нижче 0,9, - ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦покращення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦маневреності ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦енергоблоку,- ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦збільшення терміну¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦експлуатації ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦енергоблоку на ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦15-20 років, ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦зменшення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦шкідливих викидів.¦

¦----------------------------------------------------------------¦

¦ Позичальник ДП "Кримські генеруючі системи" ¦

¦----------------------------------------------------------------¦

¦ 1 ¦Реконструкція ¦2007-2008 ¦ 24,7 ¦Забезпечення ¦

¦ ¦Сімферопольської¦ ¦ ¦надійності роботи ¦

¦ ¦ТЕЦ перша черга,¦ ¦ ¦Сімферопольської ¦

¦ ¦маневровий блок ¦ ¦ ¦ТЕЦ під час ¦

¦ ¦6 МВт ¦ ¦ ¦системних аварій в¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦кримській ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦енергосистемі ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦(завдяки локальній¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦схемі розвороту ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦потужностей ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦Сімферопольської ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ТЕЦ), а також ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦забезпечення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦економічного ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦ефекту завдяки ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦зменшення питомих ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦витрат палива. ¦

¦------+----------------+----------+----------+------------------¦

¦ 2 ¦Реконструкція ¦2008-2010 ¦ 479 ¦Згідно з Планом ¦

¦ ¦Сімферопольської¦ ¦ ¦розвитку власної ¦

¦ ¦ТЕЦ друга черга,¦ ¦ ¦генерації ¦

¦ ¦ПГУ 230 ¦ ¦ ¦Кримського ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦півострова до 2010¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦року у Криму ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦частка генерації ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦повинна скласти не¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦менше 600 МВт. ¦

¦------+----------------+----------+----------+------------------¦

¦ 3 ¦Реконструкція ¦2007-2009 ¦ 99,91 ¦Забезпечення ¦

¦ ¦Севастопольської¦ ¦ ¦надійності ¦

¦ ¦ТЕЦ, ¦ ¦ ¦енергопостачання ¦

¦ ¦будівництво ¦ ¦ ¦південного берегу ¦

¦ ¦маневрового ¦ ¦ ¦Криму, поліпшення ¦

¦ ¦блока 28 МВт ¦ ¦ ¦графіка ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦навантажень у ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦кримській ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦енергосистемі (за ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦рахунок маневреної¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦потужності), ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦зменшення ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦собівартості ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦електричної та ¦

¦ ¦ ¦ ¦ ¦теплової енергії. ¦

------------------------------------------------------------------

____________

Постійна адреса статті в Інтернеті: http://www.marazm.org.ua/index.html?/enegy/13_42.html

[an error occurred while processing this directive]

Скачати Книгу маразмів України одним файлом

(C) Copyrіght by V.Moseіchuk, 1999-2023. All rіghts reserved. Тел. (067) 673-51-59, (099) 565-62-62, (093) 918-70-99.
Пропозиції та зауваження надсилайте на
Електронним та друкованим ЗМІ дозволяється цитування матеріалів Книги маразмів України за умови посилання на Книгу маразмів України та сайт www.marazm.org.ua Обов'язкове посилання наступного змісту: "За матеріалами Книги маразмів України (www.marazm.org.ua)…". з використанням в Інтернеті гіперпосилання (hyperlink) на Книгу маразмів України (www.marazm.org.ua). Іншим організаціям та приватним особам використання матеріалів для публічних цілей дозволяється за умови окремого дозволу автора з дотриманням вищезгаданих посилань.

Розсилка новин
[an error occurred while processing this directive]

Підтримка проекту:
U634971969297
Z404288205014
E208021446192

Новини
маразмiв