Order No. 796-r of the Cabinet of Ministers “On National plan for emission reduction from big combustion plants”

КАБІНЕТ МІНІСТРІВ УКРАЇНИ РОЗПОРЯДЖЕННЯ від 8 листопада 2017 р. № 796-р Київ Про Національний план скорочення викидів від великих спалювальних установок 1. Схвалити розроблений Міністерством енергетики та вугільної промисловості Національний план скорочення викидів від великих спалювальних установок з метою виконання зобов’язань України в рамках Договору про заснування Енергетичного Співтовариства в частині обмеження викидів забруднюючих речовин. Визначити Міністерство енергетики та вугільної промисловості координатором виконання зазначеного Національного плану. 2. Міністерству енергетики та вугільної промисловості подати до 1 грудня 2017 р. Кабінетові Міністрів України проект плану заходів на 2018 рік щодо впровадження Національного плану скорочення викидів від великих спалювальних установок. Прем'єр-міністр України В.ГРОЙСМАН Інд. 37 СХВАЛЕНО розпорядженням Кабінету Міністрів України від 8 листопада 2017 року № 796-р НАЦІОНАЛЬНИЙ ПЛАН скорочення викидів від великих спалювальних установок 1. Вступ Україною, як членом Енергетичного Співтовариства з 1 лютого 2011 року, прийнято зобов'язання дотримуватися положень Договору про заснування Енергетичного Співтовариства та додатків до нього. Згідно з Додатком II до Договору всі великі спалювальні установки після 31 грудня 2017 року мають відповідати вимогам Директиви 2001/80/ЄC про обмеження викидів деяких забруднюючих речовин у повітря від великих спалювальних установок (далі – Директива 2001/80/ЄC). http://zakon5.rada.gov.ua/laws/show/ru/994 926 http://zakon5.rada.gov.ua/laws/show/ru/994 926 Термін часу, що залишився до введення в дію вимог Директиви 2001/80/ЄC, поточний стан обладнання існуючих великих спалювальних установок в Україні, кількість яких перевищує 220, значний обсяг робіт та обмежені фінансові ресурси операторів, що обслуговують великі спалювальні установки, не дозволяють Україні вчасно виконати вимоги Директиви 2001/80/ЄC. Через недотримання вимог українського екологічного законодавства переважна більшість великих спалювальних установок має бути виведена з експлуатації, що призведе до зменшення наявних потужностей в національній енергетичній системі та зниження виробітку електричної і теплової енергії. Можливість для України тимчасового відступу від вимог Директиви 2001/80/ЄC (згідно зі статтею 4) шляхом впровадження Національного плану скорочення викидів має суттєве значення для енергетичної безпеки держави. Директивою 2010/75/ЄС про промислові викиди (далі – Директива 2010/75/ЄС), що прийнята на зміну Директиви 2001/80/ЄC, внесено принципові зміни до чинного законодавства ЄС. Одна з найбільш важливих змін полягає у більш жорстких допустимих граничних значеннях викидів діоксиду сірки, оксидів азоту та пилу від великих спалювальних установок. Ці вимоги набувають чинності в країнах ЄС для великих спалювальних установок з 1 січня 2016 року. При цьому країнам ЄС дозволяється застосування перехідного національного плану (стаття 32 Директиви 2010/75/ЄС) з пролонгацією строку досягнення деякими спалювальними установками вимог Директиви 2010/75/ЄС до 30 червня 2020 року. Згідно з рішенням Ради Міністрів Енергетичного Співтовариства від 24 жовтня 2013 року вимоги Директиви 2010/75/ЄС набувають чинності в Енергетичному Співтоваристві для великих спалювальних установок після 31 грудня 2027 року. 2. Визначення Наведені в цьому документі терміни вживаються в такому значенні: викид – надходження в атмосферне повітря забруднюючих речовин або суміші таких речовин; відхідні гази – газоподібні виділення, що містять тверді, рідкі або газоподібні викиди; граничний обсяг викиду забруднюючої речовини – граничне значення валового викиду забруднюючої речовини за рік; вимірюється в тоннах за рік; димова труба – вертикально розташований трубний пристрій для відведення продуктів спалювання палива в атмосферне повітря; забруднююча речовина – речовина хімічного або біологічного походження, що присутня або надходить в атмосферне повітря і може прямо або опосередковано справляти негативний вплив на здоров'я людини та стан навколишнього природного середовища; номінальна теплова потужність – енергетичний вміст палива, введеного за одиницю часу в спалювальну установку для отримання встановленої вихідної потужності; вимірюється в МВт; оператор – будь-яка фізична або юридична особа, яка здійснює експлуатацію спалювальної установки; паливо – будь-який твердий, рідкий або газоподібний горючий матеріал, крім відходів; спалювальна установка – будь-який технічний агрегат, в якому здійснюється високотемпературне окислення палива з метою використання виробленого таким чином тепла. До спалювальних установок не відносяться (стаття 28 Директиви 2010/75/ЄС): установки, в яких продукти згоряння використовуються для безпосереднього нагрівання, сушіння або будь-якої іншої обробки об'єктів і матеріалів, зокрема печі для підігріву чи печі для теплової обробки; установки, в яких спалюються продукти згоряння, тобто будь-які технічні апарати, призначені для очищення відхідних газів шляхом спалювання; установки для регенерації каталізаторів для каталітичного крекінгу; установки для перетворення сульфіду водню в сірку; реактори, що використовуються у хімічній промисловості; батарейні коксові печі; каупери; будь-які технічні апарати, які використовуються на автомобілях, кораблях чи літаках; газові турбіни та газові двигуни на морських платформах; установки, в яких спалюються рідкі та тверді відходи, за виключенням біомаси та відходів вуглезбагачення. 3. Мета Національного плану скорочення викидів. Метою НПСВ є поступове скорочення викидів діоксиду сірки (далі – SO2), оксидів азоту (далі – NOx) та речовин у вигляді суспендованих твердих частинок, недиференційованих за складом, (далі – пил) від існуючих великих спалювальних установок, номінальна теплова потужність яких становить 50 МВт і більше, а перший дозвіл на викиди або дозвіл на проектування установки видано до 01 липня 1992 року. Після завершення терміну дії Національного плану скорочення викидів всі спалювальні установки мають відповідати вимогам Директиви 2010/75/ЄС по викидах перелічених вище забруднюючих речовин. Для операторів, які експлуатують спалювальні установки, Національний план скорочення викидів встановлює обмеження річних граничних обсягів викидів щонайменш по одній із таких забруднюючих речовин: SO2, NOx і пил. Національний план скорочення викидів як документ представляє наміри України, як члена Енергетичного співтовариства, суттєво скоротити викиди від існуючих великих спалювальних установок. Відповідно до пункту 11 Висновків засідання Ради Міністрів Енергетичного Співтовариства від 24 жовтня 2013 року – «на прохання України Рада Міністрів прагнутиме розглянути рішення на основі статті 24 Договору про заснування Енергетичного Співтовариства і врахувати конкретну ситуацію цієї Договірної Сторони, що стосується здійснення аcquis communautaire (спільного доробку) зі скорочення викидів від існуючих великих спалювальних установок». Національний план скорочення викидів визначає наміри України, як члена Енергетичного Співтовариства, суттєво скоротити викиди від існуючих великих спалювальних установок. Національний план скорочення викидів поширюється на великі спалювальні установки, оператори яких добровільно прийняли рішення взяти участь у цьому механізмі відступу від негайного виконання вимог щодо граничних обсягів викидів, які визначено в Директиві 2010/75/ЄС. Національний план скорочення викидів є базовим документом для міжнародних фінансових інституцій та потенціальних інвесторів, які планують інвестувати в енергетичний сектор України. 4. Строк дії Національного плану скорочення викидів. Строк дії Національного плану скорочення викидів з 1 січня 2018 року по 31 грудня 2033 року. Цей строк: базується на Енергетичній стратегії України на період до 2035 року “Безпека, енергоефективність, конкурентоспроможність”, затвердженій розпорядженням Кабінету Міністрів України від 18 серпня 2017 року № 605, та визначає плани повної реконструкції всієї енергетичної галузі; ґрунтується на необхідності забезпечення збалансованості енергетичної мережі України: для забезпечення безперебійного надійного енергопостачання з 90 енергоблоків ТЕС України, які мають у своєму складі найбільші спалювальні установки, одночасно може виводитися щорічно з експлуатації для реконструкції чи заміни не більше 5 енергоблоків. При цьому також враховано, що Об’єднана енергетична система України не синхронізована з ENTSO-E, за виключенням Бурштинського енергетичного острова. Строк дії Національного плану скорочення викидів (до 31 грудня 2033 року) розповсюджується на реалізацію заходів зі скорочення викидів NOx через значну складність і вартість їх впровадження. Для викидів пилу і SO2 строк дії Національного плану скорочення викидів закінчується 31 грудня 2028 року. Продовження строків для України узгоджено в рамках Договору про заснування Енергетичного Співтовариства стосовно Договірних Сторін (один додатковий рік для викидів пилу і SO2 та 6 додаткових років для викидів NOx), обумовлено необхідністю забезпечення збалансованості енергетичної мережі України і пояснюється високими витратами на впровадження заходів зі скорочення викидів забруднюючих речовин. Протягом строку дії Національного плану скорочення викидів оператори мають забезпечити поступове скорочення граничного обсягу викидів від усіх спалювальних установок, які включені до Національного плану скорочення викидів, та досягти нормативів гранично допустимих викидів забруднюючих речовин та інших вимог, викладених у Директиві 2010/75/ЄС, – до 31 грудня 2028 року для пилу і SO2 та до 31 грудня 2033 року для NOx. Після завершення строків дії Національного плану скорочення викидів оператори великих спалювальних установок мають дотримуватися граничних значень викидів відповідно до вимог Додатку V Директиви 2010/75/ЄС. Існуючим спалювальним установкам, для яких експлуатуючими їх операторами на основі аналізу техніко-економічних характеристик обладнання встановлено обмежений час експлуатації (до 40000 годин, починаючи з 1 січня 2018 року), дозволяється дотримуватися нормативів гранично допустимих викидів забруднюючих речовин, встановлених дозволами, які є дійсними на 31 грудня 2017 року. По завершенню зазначеного обмеженого часу експлуатації спалювальні установки мають бути виведені з експлуатації або замінені на нові спалювальні установки, які мають відповідати вимогам Директиви 2010/75/ЄС. 5. Сфера застосування Національного плану скорочення викидів. Національний план скорочення викидів відповідає принципам, які регулюються статтею 4 Директиви 2001/80/ЄC та статтею 32 Директиви 2010/75/ЄС. До часу завершення терміну дії Національного плану скорочення викидів протягом 16 років, починаючи з 1 січня 2018 року, Україна планує забезпечити дотримання вимог Директиви 2010/75/ЄС безпосередньо без проміжного виконання Директиви 2001/80/ЄС. 5.1. Загальні дані. На цей час в Україні працює 223 великі спалювальні установки (після групування на одне джерело викидів – димову трубу) загальною номінальною тепловою потужністю 115.894 ГВт (додаток 1). При цьому: 90 великих спалювальних установок загальною номінальною тепловою потужністю 64.814 ГВт включено до Національного плану скорочення викидів, на яких планується забезпечити скорочення викидів забруднюючих речовин шляхом впровадження відповідних заходів (додаток 2); для 32 вугільних великих спалювальних установок загальною номінальною тепловою потужністю 45.420 ГВт операторами надана інформація про заплановані заходи щодо зменшення викидів (вид заходу, термін впровадження) (додаток 3); на 3 існуючих великих спалювальних установок загальною номінальною тепловою потужністю 1.785 ГВт планується виконання вимог Директиви 2010/75/ЄС після 1 січня 2018 року; 135 існуючих великих спалювальних установок загальною номінальною тепловою потужністю 46.880 ГВт планується вивести з експлуатації до 31 грудня 2033 року, з них: 17 існуючих вугільних великих спалювальних установок загальною номінальною тепловою потужністю 15.118 ГВт планується вивести з експлуатації до 31 грудня 2033 року та замінити на нові вугільні спалювальні установки (додаток 4). 4 вугільні великі спалювальні установки номінальною тепловою потужністю 3.694 ГВт будуть виведені з експлуатації до 31 грудня 2023 року (додаток 4, Таблиця А1), для них буде встановлено обмежений час роботи протягом 20000 годин. Для інших 13 великих спалювальних установок номінальною тепловою потужністю 11.424 ГВт встановлюється обмежений час експлуатації у 40 000 годин до 31 грудня 2033 року; 13 газоспалювальних установок загальною номінальною тепловою потужністю 3.401 ГВт планується вивести з експлуатації до 31 грудня 2023 року (додаток 4, Таблиця A1) і замінити на нові вугільні великі спалювальні установки. Для них буде встановлено обмежений час роботи протягом 20000 годин; для 41 великої спалювальної установки номінальною тепловою потужністю 22.373 ГВт до 31 грудня 2033 року встановлюється обмежений час експлуатації - 40000 годин (додаток 4, Таблиця В); 58 газотурбінних установок загальною номінальною тепловою потужністю 4.088 ГВт, які отримали дозвіл на викиди до 27 листопада 2002 року, не включено до додатку 4 Національного плану скорочення викидів (згідно статті 1 Директиви 2001/80/ЄС), але їх планується вивести з експлуатації до 31 грудня 2033 року після 40000 годин роботи, починаючи з 1 січня 2018 року. 5.2. Установки, які включаються до Національного плану скорочення викидів. До Національного плану скорочення викидів на основі письмової заяви оператора, яка подається до центрального органу виконавчої влади, що відповідає за діяльність в рамках Енергетичного Співтовариства, до 30 червня 2016 року, включено 90 існуючих великих спалювальних установок номінальною тепловою потужністю не менше 50 МВт, яким було надано перший дозвіл на викиди до 1 липня 1992 року і на яких планується досягти нормативів гранично допустимих викидів для NOx згідно з вимогами Директиви 2010/75/ЄС до 1 січня 2034 року та викидів пилу і SO2 до 1 січня 2029 року. 5.3. Установки, які не включаються до Національного плану скорочення викидів. До Національного плану скорочення викидів не включаються нові спалювальні установки та існуючі спалювальні установки, оператори яких задекларували з 1 січня 2018 року дотримуватися нормативів гранично допустимих викидів для пилу, SO2 і NOx відповідно до вимог Додатку V Директиви 2010/75/ЄС. До Національного плану скорочення викидів також не включаються існуючі спалювальні установки, оператори яких зобов'язалися в письмовій заяві, поданій до Міненерговугілля України, не пізніше 30 червня 2016 року експлуатувати такі установки загалом не більше 40000 годин у період з 1 січня 2018 року до 31 грудня 2033 року (додаток 4). По завершенню зазначеного обмеженого часу експлуатації спалювальні установки мають бути виведені з експлуатації. До додатку 4 не включено великі спалювальні установки з обмеженим часом експлуатації газотурбінні установки, які отримали дозвіл на викиди до 27 листопада 2002 року (підпункт j пункту 7 статті 2 Директиви 2001/80/ЄC). 6. Правила розрахунку граничних обсягів викидів 6.1. Підхід до визначення граничних обсягів викидів у 2018 році Обсяги викидів великих спалювальних установок у 2018 році визначалися на основі статистичних даних про викиди забруднюючих речовин у 2012 році, отриманих від операторів спалювальних установок (Форма державної звітності 2ТП-повітря). В Україні для звітності про викиди забруднюючих речовин використовується розрахункова методика згідно з Галузевим керівним документом 34.02.305-2002 «Викиди забруднювальних речовин в атмосферу від енергетичних установок. Методика визначення», який базується на методології та базі даних європейської інвентаризації CORINAIR-90. Для спалювальних установок обсяги викидів NOx та SO2 у 2018 році визначалися згідно з даними за 2012 рік. Для спалювальних установок обсяги викиду пилу в 2018 році визначалися згідно з даними за 2012 рік з урахуванням введення в експлуатацію нових електростатичних фільтрів до 2018 року згідно з додатком 3. У разі, коли для спалювальної установки граничні обсяги викиду забруднюючої речовини в атмосферу, розраховані за алгоритмом, який встановлено у пункті 3 розділу 6.2 цього Національного плану скорочення викидів на 2033 рік для NOx і на 2028 року – для пилу та SO2, є більшими за значення 2012 року, то на 2018 рік встановлювалися граничні обсяги викиду забруднюючої речовини як на 2033 рік для NOx і на 2028 рік для пилу та SO2. 6.2. Підхід до розрахунку викидів в останній рік виконання Національного плану скорочення викидів. Згідно з Енергетичною стратегією України на період до 2035 року “Безпека, енергоефективність, конкурентоспроможність”, затвердженою розпорядженням Кабінету Міністрів України від 18 серпня 2017 року № 605, в теплоенергетичній галузі не очікується істотного зростання виробітку електричної та теплової енергії до 2035 року. Тому для оцінки викидів від великих спалювальних установок, які працюватимуть до 2033 року, береться щорічне споживання енергії палива як середнє за 2008-2012 роки (ТДж/рік). 1. Значення нормативів гранично допустимих викидів забруднюючих речовин у 2028/2033 р. для існуючих спалювальних установок для кожного i го палива, яке планується використовувати, вибираються за даними частини 1 Додатку V Директиви 2010/75/ЄС. 2. Застосовується правило групування (підхід «єдиної димової труби»). Тому, граничні значення викиду забруднюючої речовини визначаються для сумарної номінальної теплової потужності усіх підключених до однієї димової труби спалювальних установок. 3. Граничний обсяг викиду забруднюючої речовини для спалювальної установки визначається за таким алгоритмом: Вибирається значення питомого об’єму сухих димових газів (на одиницю енергії палива) vДГ (нм 3/МДж), яке наведено в Таблиці 1. Таблиця 1. Значення питомого об’єму димових газів для різних палив Паливо Коефіцієнт Вміст кисню Тверде паливо 0.358 6 % Біомаса 0.344 6 % Рідке паливо 0.285 3 % Газоподібне паливо 0.280 3 % Рідке паливо для газових турбін 0.855 15 % Газоподібне паливо для газових турбін 0.840 15 % Визначення річної витрати сухих димових газів для спалювальної установки, VДГ (нм 3/рік) як суми витрат димових газів для всіх палив базувалось на формулі: VДГ = 10 6 × ΣPi × vДГi (1) для котлів: VДГ = 10 6 (Psolid × 0.358 + Pbio × 0.344 + Pliq × 0.285 + Pgas × 0.280) (2) для газотурбінних спалювальних установок: VДГ = 10 6 (Pliq × 0.855 + Pgas × 0.840) (3) Визначення річного значення граничних обсягів викиді забруднюючої речовини за останній рік дії Національного плану скорочення викидів від спалювальної установки як добуток витрати димових газів (VДГ), на суму добутку частки i-го палива в паливному балансі (mi) та норматив гранично допустимого викиду забруднюючої речовини (НВ) при спалюванні i-го палива визначалось відповідно до формули: E [т/рік] = 10–9 × VДГ [м 3/рік] × Σ(mi × НВi [мг/м 3]) (4) 4. Значення граничного обсягу викиду NOx для спалювальної установки, яка включена до Національного плану скорочення викидів, у проміжні роки між 2018 і 2033 роками визначалося за формулою: E [20XX] = E [2018] – (20XX – 2018) × (E [2018] – E [2033])/(2033 – 2018). (5) Для визначення граничних обсягів викидів SO2 і пилу використовувалася така формула: E [20XX] = E [2018] – (20XX – 2018) × (E [2018] – E [2028])/(2028 – 2018). (6) 7. Робота установок протягом строку дії Національного плану скорочення викидів. Оператори існуючих спалювальних установок, які включені до Національного плану скорочення викидів, не зобов’язані протягом 2018–2033 років дотримуватися нормативів гранично допустимих викидів забруднюючих речовин, викладених у Частині I Додатку V Директиви 2010/75/ЄС. Ці установки мають враховувати нормативи гранично допустимих викидів для SO2, NOx і пилу, зазначені у дозволах на викиди станом на 31 грудня 2017 року. На цих установках оператори мають забезпечити дотримання річних граничних обсягів викидів NOx (2018-2033 роки) та викидів SO2 і пилу (2018 2028 роки), встановлених у Національному плані скорочення викидів, на строк його дії. Для виконання своїх зобов'язань з обмеження річних обсягів викидів оператори спалювальних установок протягом року можуть обмінюватися між собою обсягами викидів за умови дотримання національних граничних обсягів викидів для усіх установок, що включені до Національного плану скорочення викидів. Не допускається перенесення частини обсягів викидів на наступні звітні роки, або їх використання раніше за рахунок наступних звітних років. 8. Оцінка викидів та звітування за Національним планом скорочення викидів. 8.1. Оцінка та моніторинг викидів. Оцінка та моніторинг викидів спалювальних установок, які включені до Національного плану скорочення викидів, мають виконуватися на основі безперервних вимірювань відповідно до вимог Директиви 2001/80/ЄС. За відсутності таких вимірювань, правила та обсяги оцінок регулюються Галузевим керівним документом України 34.02.305-2002 «Викиди забруднювальних речовин в атмосферу від енергетичних установок. Методика визначення». Річні обсяги викидів забруднюючих речовин визначаються відповідно до розрахунку граничних обсягів викидів, які базуються на кількості спаленого палива, витратах димових газів із застосуванням тих самих коефіцієнтів, як і для розрахунку граничних обсягів викидів та середніх фактичних концентрацій в димових газах. Фактичні концентрації визначаються для: установок з безперервним контролем викидів на основі середньомісячних обсягів викидів, усереднених за один рік; установок без постійного моніторингу на основі періодичних вимірювань. При обліку викидів повинні бути взяті до уваги всі види палива, які спалюються установкою в даному році. Кількість спаленого палива визначається на основі звітів про витрату палива та його якість або на основі звітів про викиди CO2 у звітному році. При обліку викидів паливо на підсвічення не береться до уваги. Граничні обсяги викидів і фактичні обсяги викидів забруднюючих речовин визначаються з точністю до 0.1 т. Перевірка обсягів викидів здійснюється щороку протягом строку дії Національного плану скорочення викидів шляхом порівняння звітів про обсяги викидів від спалювальних установок з відповідними граничними обсягами викидів, встановленими в Додатку 2 до Національного плану скорочення викидів. Якщо річний сукупний обсяг викидів від усіх великих спалювальних установок, які включені до Національного плану скорочення викидів, не перевищує суми граничних обсягів викидів, які визначено у частинах 2-4 додатку 2 до Національного плану скорочення викидів, то до операторів не застосовуються стягнення. 8.2. Зміни до Національного плану скорочення викидів. У разі закриття спалювальної установки, яка включена до Національного плану скорочення викидів, або виключення такої установки з Національного плану скорочення викидів, відповідні значення обсягів викидів повинні бути відняті від величини національних граничних обсягів викидів і, в такому разі, повинні бути внесені необхідні зміни в перелік спалювальних установок України, а також поновлено дані щодо величини національних граничних обсягів викидів всіх забруднюючих речовин. У період дії Національного плану скорочення викидів спалювальна установка може бути виключена з Національного плану скорочення викидів за рішенням оператора. Виключення з Національного плану скорочення викидів установки повинно бути оформлено заявою оператора Міненерговугіллю до 1 липня року, який передує року, з початку якого відповідна установка буде виключена з Національного плану скорочення викидів, і доведено до відома Мінприроди. Виключення з Національного плану скорочення викидів означає, що експлуатація спалювальної установки відбуватиметься відповідно до вимог Директиви 2010/75/ЄС і від такої установки вимагається дотримуватись нормативів гранично допустимих викидів забруднюючих речовин згідно з Додатком V Директиви 2010/75/ЄС. Установка, яку було виключено із Національного плану скорочення викидів, не може повторно бути включена в Національний план скорочення викидів. Дані про граничні обсяги викидів спалювальних установок, які включені до Національного плану скорочення викидів, а також дані про операторів спалювальних установок підлягають щорічним оновленням. 8.3. Звітування перед Секретаріатом Енергетичного Співтовариства. Під час дії Національного плану скорочення викидів Міненерговугілля готує та відправляє щорічний звіт про виконання Національного плану скорочення викидів на розгляд Секретаріату Енергетичного Співтовариства протягом 12 місяців після закінчення звітного року. Звіт має містити: список установок, які включені до Національного плану скорочення викидів; порівняння між граничними обсягами викидів і фактичними обсягами викидів за рік по установках, які включені до Національного плану скорочення викидів, та країні в цілому; інформацію про штрафні санкції, накладені на операторів спалювальних установок, які не змогли виконати свої зобов'язання; інформацію про інвестиції в газоочисне обладнання на установках, які включені до Національного плану скорочення викидів; список установок, виключених з Національного плану скорочення викидів і причини виключення; список оновлених технічних даних і граничних обсягів викидів для установок, що включені до Національного плану скорочення викидів; резюме. Форми звітності операторів та країни приведені в додатках 5 і 6. Оператори спалювальних установок, які включені до Національного плану скорочення викидів, та спалювальних установок, які працюватимуть обмежний термін, надають звітні дані Міненергговугілля, до 1 квітня наступного року після закінчення звітного року. Якщо спалювальна установка, яка використовує паливо з низьким вмістом сірки та не обладнана установкою сіркоочищення, вимушена в результаті раптового припинення постачання штатного палива як виняток використовувати для надійності енергопостачання певний період часу інше паливо, то утворений за цей період обсяг викиду SO2 не включається до річного звіту про викиди спалювальної установки. Міненерговугілля до 1 липня наступного року після закінчення звітного року здійснює перевірку отриманих даних і готує звіт до Секретаріату Енергетичного Співтовариства. 9. Загальні граничні обсяги викидів та засоби досягнення завдань. Виконання Національного плану скорочення викидів призведе до значного скорочення викидів SO2, NOx та пилу для всіх великих спалювальних установок України, які включені до Національного плану скорочення викидів, шляхом удосконалення управління та впровадження технічних заходів, спрямованих на зменшення викидів забруднюючих речовин та пов'язаних з переобладнанням спалювальних установок. Для досягнення цілей Національного плану скорочення викидів передбачені такі технічні заходи: модернізація існуючих спалювальних установок з метою підвищення ефективності використання енергії палива; спільне спалювання біомаси з твердим паливом (вугіллям); заміна існуючих пиловловлювачів на нові апарати пилоочищення димових газів (електрофільтри, тканинні фільтри); будівництво установок сіркоочищення димових газів для установок номінальною тепловою потужністю: від 50 до 500 МВт доцільно використовувати вугілля з низьким вмістом сірки та будувати установки напівсухої чи мокрої десульфуризації димових газів залежно від індивідуальних умов; P > 500 МВт доцільно застосовувати установки мокрої десульфуризації димових газів; первинні заходи: удосконалення процесів горіння палива з метою скорочення викидів NOx (режимно-технологічні заходи – ступінчаста подача повітря та палива, низько-емісійні пальники, рециркуляція димових газів та їх комбінація); вторинні заходи: будівництво установок очищення димових газів від NOx – технології селективного каталітичного відновлення та селективного некаталітичного відновлення залежно від індивідуальних умов. Додаток 3 до Національного плану скорочення викидів включає перелік запланованих заходів зі скорочення викидів SO2, NOx та пилу і дати їх впровадження для 32 великих спалювальних установок. У таблиці 2 приведено загальні граничні обсяги викидів забруднюючих речовин від усіх великих спалювальних установок України, які включено до Національного плану скорочення викидів, на період з 2018 по 2033 роки (Таблиця В.3 Рішення 2012/115/ЄС). Таблиця 2. Загальні граничні обсяги викидів для усіх великих спалювальних установок, включених до Національного плану скорочення викидів [тонн за рік] Дата SO2 NOx Пил 31 грудня 2018 року 1017034.5 191300.3 205878.2 31 грудня 2019 року 920431.5 182133.1 185807.6 31 грудня 2020 року 823968.6 172965.8 165737.0 31 грудня 2021 року 727225.5 163798.5 145666.3 31 грудня 2022 року 630622.5 154631.3 125595.7 31 грудня 2023 року 534019.5 145464.0 105525.1 31 грудня 2024 року 437416.5 136296.7 85454.5 31 грудня 2025 року 340813.5 127129.5 65383.9 31 грудня 2026 року 244210.4 117962.2 45313.2 31 грудня 2027 року 147607.4 108794.9 25242.6 31 грудня 2028 року 51004.4 99627.7 5172.0 31 грудня 2029 року 51004.4 90460.4 5172.0 31 грудня 2030 року 51004.4 81293.1 5172.0 31 грудня 2031 року 51004.4 72125.9 5172.0 31 грудня 2032 року 51004.4 62958.6 5172.0 31 грудня 2033 року 51004.4 53791.3 5172.0 10. Впровадження. Визначення за участі операторів великих спалювальних установок, представників Секретаріату Енергетичного Співтовариства, донорів, міжнародних фінансових установ, банків іноземних країн та України, науково дослідних і громадських організацій, аналітичних центрів комплексу потенційних джерел та інструментів фінансового забезпечення впровадження Національного плану скорочення викидів. Після закінчення строку впровадження Національного плану скорочення викидів спалювальні установки мають дотримуватися нормативів гранично допустимих викидів забруднюючих речовин, встановлених у Частині 1 Додатку V Директиви 2010/75/ЄС. До да то к 1 до На ці он ал ьн ог о пл ан у ск ор оч ен ня ви ки дів від ве ли ки х сп ал юв ал ьн их ус та но во к Основні дані та поточні обсяги викидів забруднюючих речовин від великих спалювальних установок, згрупованих на одне джерело викидів Частина 1: Основні дані № Назва установки Місце розташування (адреса) Оператор Дата введення в експлуатацію (після реконструкції) 1 Зуївська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) м. Зугрес Донецької області ДТЕК Східенерго 1982 2 Луганська ТЕС (енергоблоки 9,10,11) м. Щастя Луганської області ДТЕК Східенерго 1963 3 Луганська ТЕС (енергоблоки 13,14,15) м. Щастя Луганської області ДТЕК Східенерго 1965 4.1 Курахівська ТЕС (енергоблоки 3,4) м. Курахове Донецької області ДТЕК Східенерго 1971 4.2 Курахівська ТЕС (енергоблоки 5) м. Курахове Донецької області ДТЕК Східенерго 1971 5.1 Курахівська ТЕС (енергоблоки 8,9) м. Курахове Донецької області ДТЕК Східенерго 1974 5.2 Курахівська ТЕС (енергоблоки 6,7) м. Курахове Донецької області ДТЕК Східенерго 1974 6 Миронівська ТЕС сел. Миронівське м. Дебальцеве Донецької обл. ДТЕК Донецькобленерго 1956 7 Запорізька ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) м. Енергодар Запорізької обл. ДТЕК Дніпроенерго 1975 8 Запорізька ТЕС (енергоблоки 5,6,7) м. Енергодар Запорізької обл. ДТЕК Дніпроенерго 1982 9 Придніпровська ТЕС (енергоблок 7) м. Дніпро ДТЕК Дніпроенерго 1961 10 Придніпровська ТЕС (енергоблоки 8,9,10) м. Дніпро ДТЕК Дніпроенерго 1961 11 Придніпровська ТЕС (енергоблоки 11,12) м. Дніпро ДТЕК Дніпроенерго 1963 12 Придніпровська ТЕС (енергоблоки 13,14) м. Дніпро ДТЕК Дніпроенерго 1965 13.1 Криворізька ТЕС (енергоблок 1) м. Зеленодольськ Апостолівського р ну Дніпропетровської обл. ДТЕК Дніпроенерго 1964 13.2 Криворізька ТЕС (енергоблок 2) м. Зеленодольськ Апостолівського р ну Дніпропетровської обл. ДТЕК Дніпроенерго 1964 14 Криворізька ТЕС (енергоблоки 3,4) м. Зеленодольськ Апостолівського р ну Дніпропетровської обл. ДТЕК Дніпроенерго 1966 15.1 Криворізька ТЕС (енергоблок 6) м. Зеленодольськ Апостолівського р ну Дніпропетровської обл. ДТЕК Дніпроенерго 1968 15.2 Криворізька ТЕС (енергоблок 5 м. Зеленодольськ Апостолівського р ну Дніпропетровської обл. ДТЕК Дніпроенерго 1968 16.1 Криворізька ТЕС (енергоблок 10) м. Зеленодольськ Апостолівського р ну Дніпропетровської обл. ДТЕК Дніпроенерго 1971 16.2 Криворізька ТЕС (енергоблоки 8,9) м. Зеленодольськ Апостолівського р ну Дніпропетровської обл. ДТЕК Дніпроенерго 1971 17.1 Бурштинська ТЕС (енергоблоки 9,10,11,12) м. Бурштин Галицького р-ну Івано Франківської обл. ДТЕК Західенерго 1968 17.2 Бурштинська ТЕС (енергоблоки 1,4) м. Бурштин Галицького р-ну Івано Франківської обл. ДТЕК Західенерго 1968 18 Бурштинська ТЕС (power units 2,3) м. Бурштин Галицького р-ну Івано Франківської обл. ДТЕК Західенерго 1964 19.1 Бурштинська ТЕС (енергоблок 8) м. Бурштин Галицького р-ну Івано Франківської обл. ДТЕК Західенерго 1967 19.2 Бурштинська ТЕС (енергоблоки 5,6,7) м. Бурштин Галицького р-ну Івано Франківської обл. ДТЕК Західенерго 1967 20 Добротвірська ТЕС (котли 5,6,7,8,9,10) с. Добротвір Кам’янко-Бузького р-ну Львівської обл. ДТЕК Західенерго 1956 21 Добротвірська ТЕС (енергоблоки, котли 11,12) с. Добротвір Кам’янко-Бузького р-ну Львівської обл. ДТЕК Західенерго 1962 № Назва установки Місце розташування (адреса) Оператор Дата введення в експлуатацію (після реконструкції) 22 Ладижинська ТЕС (енергоблоки 1,2,3) м. Ладижин Вінницької обл. ДТЕК Західенерго 1971 23 Ладижинська ТЕС (енергоблоки 4,5,6) м. Ладижин Вінницької обл ДТЕК Західенерго 1972 24 Вуглегірська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) м. Світлодарськ Донецької обл. Центренерго 1972-1973 25 Вуглегірська ТЕС (енергоблоки 5,6,7) м. Світлодарськ Донецької обл. Центренерго 1975-1977 26 Зміївська ТЕС (енергоблоки 1,2) смт Слобожанське Зміївського р-ну Харківської обл. Центренерго 1960-1961 27 Зміївська ТЕС (енергоблоки 3,4) смт Слобожанське Зміївського р-ну Харківської обл. Центренерго 1962-1963 28 Зміївська ТЕС (енергоблоки 5,6) смт Слобожанське Зміївського р-ну Харківської обл. Центренерго 1964-1965 29 Зміївська ТЕС (енергоблоки 7,8) смт Слобожанське Зміївського р-ну Харківської обл. Центренерго 1966-1967 30 Зміївська ТЕС (енергоблоки 9,10) смт Слобожанське Зміївського р-ну Харківської обл. Центренерго 1969 31 Трипільська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) м. Українка Обухівського р-ну Київської обл. Центренерго 1969-1970 32 Трипільська ТЕС (енергоблоки 5,6) м. Українка Обухівського р-ну Київської обл Центренерго 1971-1972 33 Слов’янська ТЕС (енергоблок 7) с Миколаївка м. Слов’янськ Донецької обл. Донбасенерго 1971 34 Слов’янська ТЕС (котли 6&7) с Миколаївка м. Слов’янськ Донецької обл. Донбасенерго 1954 35a Старобешівська ТЕС (енергоблок 4) с. Новий Світ Донецької обл. Донбасенерго 2009 35b Старобешівська ТЕС (енергоблок 5) с. Новий Світ Донецької обл. Донбасенерго 1963 36 Старобешівська ТЕС (енергоблоки 6,7) с. Новий Світ Донецької обл. Донбасенерго 1963 37 Старобешівська ТЕС (енергоблок 8,9,10) с. Новий Світ Донецької обл. Донбасенерго 1965 38 Старобешівська ТЕС (енергоблоки 11,12,13) с. Новий Світ Донецької обл. Донбасенерго 1967 39.1 Білоцерківська ТЕЦ м. Біла Церква Київської обл. Укршина 1971 39.2 Білоцерківська ТЕЦ м. Біла Церква Київської обл. Укршина 1975 40 Дарницька ТЕЦ (ВК-1, ВК-2, к-4) м. Київ ТОВ ЄВРОРЕКОНСТРУКЦІЯ 1954 41 Дарницька ТЕЦ (к-5, к-6, к-7, к-8) м. Київ ТОВ ЄВРОРЕКОНСТРУКЦІЯ 1954 42.1 Дарницька ТЕЦ (к-9, к-10) м. Київ ТОВ ЄВРОРЕКОНСТРУКЦІЯ 1961 42.2 Дарницька ТЕЦ (ПТВМ-100 №1-4) м. Київ ТОВ ЄВРОРЕКОНСТРУКЦІЯ 1966 43 Дніпродзержинська ТЕЦ (3) м. Кам’янське Дніпропетровської обл. ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 1936 44 Дніпродзержинська ТЕЦ (4) м. Кам’янське Дніпропетровської обл. ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 1936 45 Дніпродзержинська ТЕЦ (5) м. Кам’янське Дніпропетровської обл. ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 1937 46 Дніпродзержинська ТЕЦ (6) м. Кам’янське Дніпропетровської обл. ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 1939 47 Дніпродзержинська ТЕЦ (7) м. Кам’янське Дніпропетровської обл. ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 1939 48 Дніпродзержинська ТЕЦ (8) м. Кам’янське Дніпропетровської обл. ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 1939 49 Дніпродзержинська ТЕЦ (9) м. Кам’янське Дніпропетровської обл. ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 1939 № Назва установки Місце розташування (адреса) Оператор Дата введення в експлуатацію (після реконструкції) 50 Дніпродзержинська ТЕЦ (10) м. Кам’янське Дніпропетровської обл. ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 1940 51 Калуська ТЕЦ м. Калуш Івано-Франківської обл. ДПЗД Укрінтеренерго 1968 52 Київська ТЕЦ 5 м. Київ ПАТ Київенерго 1971 53 Київська ТЕЦ 5 м. Київ ПАТ Київенерго 1974 54 Київська ТЕЦ 6 м. Київ ПАТ Київенерго 1979 55 Київська ТЕЦ 6 м. Київ ПАТ Київенерго 1981 56 Краматорська ТЕЦ м. Краматорськ Донецької обл. ТОВ Краматорськтеплоенерго 1976 57.1 Кременчуцька ТЕЦ (котли 1-5) м. Кременчук Полтавської обл. ПАТ Полтаваобленерго 1972 57.2 Кременчуцька ТЕЦ (котел 6) м. Кременчук Полтавської обл. ПАТ Полтаваобленерго 1972 58 Криворізька ТЦ -1 (котли 1,3,5) м. Кривий Ріг Дніпропетровської обл. ДП «Криворізька теплоцентраль» 1952 59 Криворізька ТЦ -1 (котли 2,4,6) м. Кривий Ріг Дніпропетровської обл. ДП «Криворізька теплоцентраль» 60 Криворізька ТЦ -1 (котел 7) м. Кривий Ріг Дніпропетровської обл. ДП «Криворізька теплоцентраль» 61 Криворізька ТЦ -1 (котел 8) м. Кривий Ріг Дніпропетровської обл. ДП «Криворізька теплоцентраль» 62 Криворізька ТЦ -2 (котли 1,2,3,4,5,10) м. Кривий Ріг Дніпропетровської обл. ДП «Криворізька теплоцентраль» 63 Криворізька ТЦ -2 (котли 6,7,8,9) м. Кривий Ріг Дніпропетровської обл. ДП «Криворізька теплоцентраль» 64 Криворізька ТЦ -3 (котли 1,2,3,4) м. Кривий Ріг Дніпропетровської обл. ДП «Криворізька теплоцентраль» 65 Криворізька ТЦ -4 (котли 1,2,3) м. Кривий Ріг Дніпропетровської обл. ДП «Криворізька теплоцентраль» 66 Криворізька ТЦ -5 (котли 1,2,3,4) м. Кривий Ріг Дніпропетровської обл. ДП «Криворізька теплоцентраль» 67 Криворізька ТЦ -6 (котел 1) м. Кривий Ріг Дніпропетровської обл. ДП «Криворізька теплоцентраль» 68 Криворізька ТЦ -6 (котел 2) м. Кривий Ріг Дніпропетровської обл. ДП «Криворізька теплоцентраль» 69 Львівська ТЕЦ-1 м. Львів Львівкомуненерго 1950 70 ТЦ Північна м. Львів Львівкомуненерго 1989 71 ТЦ Південна м. Львів Львівкомуненерго 1982 72 Миколаївська ТЕЦ м. Миколаїв ПАТ Миколаївська ТЕЦ 1964 73 Одеська ТЕЦ (1) м. Одеса ПАТ Одеська ТЕЦ 1954 74 Одеська ТЕЦ (2) м. Одеса ПАТ Одеська ТЕЦ 1974 75 Охтирська ТЕЦ м. Охтирка Сумської обл. ТОВ Брок Енергія 1972 76 Сєверодонецька ТЕЦ (котел 16) м. Сєвєродонецьк Луганської обл. ДП Сєвєродонецька ТЕЦ 1965 77 Сєверодонецька ТЕЦ (котел 20) м. Сєвєродонецьк Луганської обл. ДП Сєвєродонецька ТЕЦ 1977 78 Сумська ТЕЦ м. Суми ТОВ Сумитеплоенерго 1974 79 Харківська ТЕЦ-5 с. Підвірки Дергачівського р-ну Харківської обл.. ПАТ Харківська ТЕЦ-5 1979-1990 80 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 1 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1933 81 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 2 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1934 82 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 3 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1938 83 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 4 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1939 84 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 5 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1939 № Назва установки Місце розташування (адреса) Оператор Дата введення в експлуатацію (після реконструкції) 85 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 6 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1939 86 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 7 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1939 87 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 9 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1968 88 Харківська ТЕЦ-2 сел. Есхар Чугуївського р-ну Харківської обл. Нафтогазвидобування 1963 89 Херсонська ТЕЦ м. Херсон ПАТ Херсонська ТЕЦ 1956 (1978-81) 90 Черкаська ТЕЦ (1) котли 1-4 м. Черкаси ПАТ Черкаське хімволокно ВП Черкаська ТЕЦ 1971 91 Черкаська ТЕЦ (2) котли 5-9 м. Черкаси ПАТ Черкаське хімволокно ВП Черкаська ТЕЦ 1971 92 Черкаська ТЕЦ (3) ВК-1 м. Черкаси ПАТ Черкаське хімволокно ВП Черкаська ТЕЦ 1971 93 Черкаська ТЕЦ (4) ВК-2 м. Черкаси ПАТ Черкаське хімволокно ВП Черкаська ТЕЦ 1971 94 Черкаська ТЕЦ (5) ВК-3 м. Черкаси ПАТ Черкаське хімволокно ВП Черкаська ТЕЦ 1971 95 Черкаська ТЕЦ (КПР) котли 1-3 м. Черкаси ПАТ Черкаське хімволокно ВП Черкаська ТЕЦ 1987 96 Чернігівська ТЕЦ (котли 1-4) м. Чернігів ТОВ ТехНова КЕП Чернігівська ТЕЦ 1964 97 Шосткинська ТЕЦ Сумська обл., м.Шостка, ТОВ "Шосткинське підприємство "Харківенергоремонт" 1962 98 ТЕЦ Лисичанського НПЗ Лисичанськ Луганської обл. LINOS 1976 99 ТЕЦ Алчевського МК Алчевськ Луганської обл. Алчевський МК 1952 100 ЦЕВС Макіївського МЗ Макіївка Донецької обл. Макіївський МК 1962 101 ТЕЦ Авдіївського КХЗ Авдіївка Донецкая обл. Авдіівський КХЗ 1963 102 Маріупольська ТЕЦ-1 Маріуполь Донецької обл. ПрАТ «ММК ім. Ілліча» 1941 103 Маріупольська ТЕЦ-2 Маріуполь Донецької обл. Маріупольська ТЕЦ -2 NA 104 Маріупольська ТЕЦ-3 Маріуполь Донецької обл. Маріупольська ТЕЦ -3 NA 105 ТЕЦ Сумського МБНВО Суми Сумське МБНВО 1965 106 ТЕЦ Первомайського «Енергохімпром» Первомайське Харківської обл. Енергохімпром 1972 107 Сімферопольська ТЕЦ АР Крим, м.Симферополь Кримські генеруючі системи 1958 108 Севастопольська ТЕЦ АР Крим, м. Севастополь Кримські генеруючі системи 1951 109 Сакська ТЕЦ АР Крим, м.Сакі Кримські генеруючі системи 1955 110 Камиш-Бурунська ТЕЦ АР Крим, м.Керч Кримські генеруючі системи 1938 111 ТЕЦ Криворіжсталь, ТЕЦ-1 м. Кривий Ріг ПАТ АрселорМітал 1932 112 ТЕЦ Криворіжсталь, ТЕЦ-2 м. Кривий Ріг ПАТ АрселорМітал 1940 113 ТЕЦ Криворіжсталь, ТЕЦ-3 м. Кривий Ріг ПАТ АрселорМітал 1974 114 ТЕЦ Запоріжсталь м. Запоріжжя ПАТ «Запоріжсталь» 1946 115 ТЕЦ ДніпроАзот м. Кам’янське Дніпропетровської обл. ДніпроАзот 1944 116 ТЕЦ ПівденМашбуд заводу м. Дніпропетровськ ДП «ПівденМаш» 1962 117 ТЕЦ "АЗОВСТАЛЬ" м. Маріуполь ПрАТ "МК "АЗОВСТАЛЬ" NA 118 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 1) м. Київ, вул. Жилянська, 85 ПАТ Київенерго 1961 № Назва установки Місце розташування (адреса) Оператор Дата введення в експлуатацію (після реконструкції) 119 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 2) м. Київ, вул. Жилянська, 85 ПАТ Київенерго 1962 120 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 3) м. Київ, вул. Жилянська, 85 ПАТ Київенерго 1968 121 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 4) м. Київ, вул. Жилянська, 85 ПАТ Київенерго 1948 122 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 5) м. Київ, вул. Жилянська, 85 ПАТ Київенерго 1949 123 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 6) м. Київ, вул. Жилянська, 85 ПАТ Київенерго 1953 124 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 7) м. Київ, вул. Жилянська, 85 ПАТ Київенерго 1954 125 СТ2 (ТЕЦ-2) (котли 1,2,3) м. Київ, пров. Електриків, 17 ПАТ Київенерго 1968 126 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 7) м. Київ, пров. Електриків, 17 ПАТ Київенерго 1946 127 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 8) м. Київ, пров. Електриків, 17 ПАТ Київенерго 1947 128 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 9) м. Київ, пров. Електриків, 17 ПАТ Київенерго 1949 129 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 10) м. Київ, пров. Електриків, 17 ПАТ Київенерго 1952 130 Котельня Нивки (котел 1) м. Київ, пров. вул. Салютна, 23-Б ПАТ Київенерго 1963 131 Котельня Нивки (котел 2) м. Київ, вул., вул. Салютна, 23-Б ПАТ Київенерго 1963 132 Котельня Нивки (котел 3) м. Київ, вул., вул. Салютна, 23-Б ПАТ Київенерго 1966 133 Котельня «Відрадний» (котел 1) м. Київ, пр. Комарова, 5 ПАТ Київенерго 1962 134 Котельня «Відрадний» (котел 2) м. Київ, пр. Комарова,5 ПАТ Київенерго 1962 135 Котельня «Відрадний» (котел 3) м. Київ, пр. Комарова, 5 ПАТ Київенерго 1966 136 Котельня «Відрадний» (котел 4) м. Київ, пр. Комарова, 5 ПАТ Київенерго 1967 137 Котельня «Микильська Борщагівка» м. Київ, вул. Жмеринська, 14 ПАТ Київенерго 1970 138 Котельня «Виноградар» м. Київ, вул. Світлицького, 34 ПАТ Київенерго 1974 139 Котельня «Біличі» м. Київ, вул. Робітнича, 1 ПАТ Київенерго 1989 140 Котельня «Молодь» м. Київ, вул. Дегтярівська, 46 ПАТ Київенерго 1977 141 Котельня «Воскресенка» м. Київ, вул. Крайня, 1 ПАТ Київенерго 1978 142 Котельня «Позняки» м. Київ, вул. Ревуцького, 41 ПАТ Київенерго 2011 143 Котельня «Веркон» м. Київ, пр. Перемоги, 67 ПАТ Київенерго 1970 144 Котельня «ПАР» (котли 4,5,6,7,8,9) м. Київ, вул. Резервна, 8 ПАТ Київенерго 1974 145 Котельня «Теремки» (котли 7,8) м. Київ, пр. Глушкова, 38-б. ПАТ Київенерго 1987 146 Котельня «Центральна» м. Київ, пр. Вернадського,36-б ПАТ Київенерго 1969 147 Котельня «Мінська» м. Київ, пр. Рокосовського,8-б ПАТ Київенерго 1972 148 Ромни-2 (1), GPA-25S Сумська обл, Сумський р-н., с. Над’ярне ПАТ "Укртрансгаз" 2005 149 Ромни-2 (2) , GPA-25S Сумська обл, Сумський р-н., с. Над’ярне ПАТ "Укртрансгаз" 1998 150 Ромни-2 (3) , GPA-25S Сумська обл, Сумський р-н., с. Над’ярне ПАТ "Укртрансгаз" 2002 151 Гребінківська (1) , GPA-25S Полтавська обл., Лохвицький р-н, с. Веселе, вул. Польова, 1-А ПАТ "Укртрансгаз" 2003 152 Гребінківська (2) , GPA-25S Полтавська обл., Лохвицький р-н, с. Веселе, вул. Польова, 1-А ПАТ "Укртрансгаз" 1997 153 Гребінківська (3) , GPA-25S Полтавська обл., Лохвицький р-н, с. Веселе, вул. Польова, 1-А ПАТ "Укртрансгаз" 1999 154 Софіївка-2 (1) , GPA-25S Черкаська обл, Золотоніський р-н., с. Скориківка ПАТ "Укртрансгаз" 2005 155 Софіївка-2 (2) , GPA-25S Черкаська обл, Золотоніський р-н., с. Скориківка ПАТ "Укртрансгаз" 1995 № Назва установки Місце розташування (адреса) Оператор Дата введення в експлуатацію (після реконструкції) 156 Софіївка-2 (3) , GPA-25S Черкаська обл, Золотоніський р-н., с. Скориківка ПАТ "Укртрансгаз" 2004 157 Бар-2 (1), GTK-25I Вінницька обл, Барський р-н., с.Митки ПАТ "Укртрансгаз" 2002 158 Бар-2 (2) , GTK-25I Вінницька обл, Барський р-н., с.Митки ПАТ "Укртрансгаз" 1998 159 Бар-2 (3) , GTK-25I Вінницька обл, Барський р-н., с.Митки ПАТ "Укртрансгаз" 1999 160 Ромни (1) , GTK-25I Сумська обл, Сумський р-н., с. Над’ярне ПАТ "Укртрансгаз" 1984 161 Ромни (2) , GTK-25I Сумська обл, Сумський р-н., с. Над’ярне ПАТ "Укртрансгаз" 1984 162 Ромни (3), GTK-25I Сумська обл, Сумський р-н., с. Над’ярне ПАТ "Укртрансгаз" 1984 163 Софіївка (1) , GTK-25I Черкаська обл, Золотоніський р-н., с. Скориківка ПАТ "Укртрансгаз" 1984 164 Софіївка (2) , GTK-25I Черкаська обл, Золотоніський р-н., с. Скориківка ПАТ "Укртрансгаз" 1984 165 Софіївка (3) , GTK-25I Черкаська обл, Золотоніський р-н., с. Скориківка ПАТ "Укртрансгаз" 1984 166 Ставище (1) , GTK-25I Київська обл, Богуславський р-н., с. Дибенці ПАТ "Укртрансгаз" 1984 167 Ставище (2) , GTK-25I Київська обл, Богуславський р-н., с. Дибенці ПАТ "Укртрансгаз" 1984 168 Ставище (3) , GTK-25I Київська обл, Богуславський р-н., с. Дибенці ПАТ "Укртрансгаз" 1984 169 Іллінці (1) , GTK-25I Вінницька обл, Іллінецький р-н., с. Тягун ПАТ "Укртрансгаз" 1984 170 Іллінці (2) , GTK-25I Вінницька обл, Іллінецький р-н., с. Тягун ПАТ "Укртрансгаз" 1984 171 Іллінці (3) , GTK-25I Вінницька обл, Іллінецький р-н., с. Тягун ПАТ "Укртрансгаз" 1984 172 Гусятин-2 (1) , GTK-25I Тернопільська обл, Гусятинський р н., с. Сидорів ПАТ "Укртрансгаз" 1984 173 Гусятин-2 (2) , GTK-25I Тернопільська обл, Гусятинський р н., с. Сидорів ПАТ "Укртрансгаз" 1984 174 Гусятин-2 (3) , GTK-25I Тернопільська обл, Гусятинський р н., с. Сидорів ПАТ "Укртрансгаз" 1984 175 Богородчани-2 (1) , GTK-25I Івано-франківська обл, Богородчанський р-н., с.Похівка ПАТ "Укртрансгаз" 1984 176 Богородчани-2 (2) , GTK-25I Івано-франківська обл, Богородчанський р-н., с.Похівка ПАТ "Укртрансгаз" 1984 177 Богородчани-2 (3) , GTK-25I Івано-франківська обл, Богородчанський р-н., с.Похівка ПАТ "Укртрансгаз" 1984 178 Воловець (1) , GTK-25I Закарпатська обл, Воловецький р-н., смт.Воловець ПАТ "Укртрансгаз" 1984 179 Воловець (2) , GTK-25I Закарпатська обл, Воловецький р-н., смт.Воловець ПАТ "Укртрансгаз" 1984 180 Воловець (3) , GTK-25I Закарпатська обл, Воловецький р-н., смт.Воловець ПАТ "Укртрансгаз" 1984 181 Луганська, GPA-C-16 Луганська обл, Луганський р-н., с. Голятин ПАТ "Укртрансгаз" 1994 182 Б. Волиця (СПСГ)-2 (9) , GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1986 183 Б. Волиця (СПСГ)-2 (10) , GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1986 184 Б. Волиця (СПСГ)-2 (11) , GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1986 185 Б. Волиця (СПСГ)-2 (12) , GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1986 № Назва установки Місце розташування (адреса) Оператор Дата введення в експлуатацію (після реконструкції) 186 Б. Волиця (СПСГ)-2 (13) , GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1986 187 Б. Волиця (СПСГ)-2 (14) , GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1986 188 Б. Волиця (СПСГ)-3 (15) , GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1988 189 Б. Волиця (СПСГ)-3 (16) , GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1988 190 Б. Волиця (СПСГ)-3 (17) , GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1988 191 Б. Волиця (СПСГ)-3 (18) , GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1988 192 Б. Волиця (СПСГ)-3 (19) , GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1988 193 Б. Волиця (СПСГ)-5 (20), GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1992 194 Б. Волиця (СПСГ)-5 (21), GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1992 195 Б. Волиця (СПСГ)-5 (22), GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1992 196 Б. Волиця (СПСГ)-5 (23), GPA-C-16 Львівська обл, Стрийський р-н., с.П’ятничани ПАТ "Укртрансгаз" 1992 197 Ананьїв (1), GTN-16 Одеська обл, Ананьївський р-н р-н., с. Новоселівка ПАТ "Укртрансгаз" 1987 198 Ананьїв (2), GTN-16 Одеська обл, Ананьївський р-н р-н., с. Новоселівка ПАТ "Укртрансгаз" 1987 199 Ананьїв (3), GTN-16 Одеська обл, Ананьївський р-н р-н., с. Новоселівка ПАТ "Укртрансгаз" 1987 200 Ананьїв (4), GTN-16 Одеська обл, Ананьївський р-н р-н., с. Новоселівка ПАТ "Укртрансгаз" 1987 201 Гребінківська-2 (1), GPU-16 Полтавська обл., Лохвицький р-н, с. Веселе, вул. Польова, 1-А ПАТ "Укртрансгаз" 1996 202 Гребінківська-2 (2) , GPU-16 Полтавська обл., Лохвицький р-н, с. Веселе, вул. Польова, 1-А ПАТ "Укртрансгаз" 1996 203 Гребінківська-2 (3) , GPU-16 Полтавська обл., Лохвицький р-н, с. Веселе, вул. Польова, 1-А ПАТ "Укртрансгаз" 1996 204 Гребінківська-2 (4) , GPU-16 Полтавська обл., Лохвицький р-н, с. Веселе, вул. Польова, 1-А ПАТ "Укртрансгаз" 1996 205 Ставище-2 (1), GPU-16 Київська обл, Богуславський р-н., с. Дибенці ПАТ "Укртрансгаз" 1997 208 Ставище-2 (2 , GPU-16 Київська обл, Богуславський р-н., с. Дибенці ПАТ "Укртрансгаз" 1997 207 Ставище-2 (3), GPU-16 Київська обл, Богуславський р-н., с. Дибенці ПАТ "Укртрансгаз" 1997 208 Ставище-2 (4), GPU-16 Київська обл, Богуславський р-н., с. Дибенці ПАТ "Укртрансгаз" 1998 209 Котельня, вул. Шекспіра, 17, котел 5 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1978 210 Котельня, вул. Столетова, 4 котел 4 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1974 211 Котельня, вул. Столетова, 4 котел 5 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1975 212 Котельня, вул. Столетова, 4 котли 6, 7 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1985 213 Котельня, пр. Московський, 275, котел 1 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1962 214 Котельня, пр. Московський, 275, котел 2 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1966 № Назва установки Місце розташування (адреса) Оператор Дата введення в експлуатацію (після реконструкції) 215 Котельня, пр. Московський, 275, котел 3 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1967 216 Котельня, пр. Московський, 275, котел 4 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1970 217 Котельня, пр. Московський, 275, котел 5 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1989 218 Котельня, вул. Енергетична, 3 котел 1 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1961 219 Котельня, вул. Енергетична, 3 котел 2 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1963 220 Котельня, вул. Енергетична, 3 котел 3 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1965 221 Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 4 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1966 222 Котельня, вул. Енергетична, 3 котел 5 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1982 223 Котельня ПАТ ОПЗ м. Южний Одеської області ПАТ «Одеський припортовий завод» 1984 РАЗОМ Частина 2: Поточні обсяги викидів № Назва установки Річне використання палива (середнє за 2008-2012 рр) (ТДж/рік) Лігніт, біомаса або інші тверді палива не використовувались Середньорічні обсяги викидів димових газів (за період 2008-2012) (нм3/рік) Щоріччний вміст сірки (середній за період 2008 2012) (тон сірки на рік) (тільки у разі використання показника десульфуризації) вугілля рідке паливо газ 1 Зуївська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 54185.6 56.8 566 19 573 112 800.00 не застосовується 2 Луганська ТЕС (енергоблоки 9,10,11) 30021.4 72.1 628.1 10 944 077 700.00 не застосовується 3 Луганська ТЕС (енергоблоки 13,14,15) 35515.1 71.4 531.9 12 883 686 800.00 не застосовується 4.1 Курахівська ТЕС (енергоблоки 3,4) 19420.4 340.9 125.3 7 084 743 700.00 не застосовується 4.2 Курахівська ТЕС (енергоблоки 5) 9709.9 170.5 62.6 3 542 264 700.00 не застосовується 5.1 Курахівська ТЕС (енергоблоки 8,9) 16171.3 409.8 83.1 5 929 386 400.00 не застосовується 5.2 Курахівська ТЕС (енергоблоки 6,7) 16171.3 409.8 83.1 5 929 386 400.00 не застосовується 6 Миронівська ТЕС 6636.3 65.3 2 394 405 900.00 не застосовується 7 Запорізька ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 48003.8 30.4 451.6 17 320 472 400.00 не застосовується 8 Запорізька ТЕС (енергоблоки 5,6,7) 0 0 1799.0 503 720 000.00 не застосовується 9 Придніпровська ТЕС (енергоблок 7) 5783.4 44.1 599.3 2 250 829 700.00 не застосовується 10 Придніпровська ТЕС (енергоблоки 8,9,10) 16752.5 66.3 1568.0 6 455 330 500.00 не застосовується 11 Придніпровська ТЕС (енергоблоки 11,12) 12276.8 10.8 461.3 4 527 336 400.00 не застосовується 12 Придніпровська ТЕС (енергоблоки 13,14) 8141.7 14.6 538.6 3 069 697 600.00 не застосовується 13.1 Криворізька ТЕС (енергоблок 1) 12858.2 16.95 104.85 4 637 424 350.00 не застосовується 13.2 Криворізька ТЕС (енергоблок 2) 12858.2 16.95 104.85 4 637 424 350.00 не застосовується 14 Криворізька ТЕС (енергоблоки 3,4) 15466.6 46.1 374.6 5 655 069 300.00 не застосовується № Назва установки Річне використання палива (середнє за 2008-2012 рр) (ТДж/рік) Лігніт, біомаса або інші тверді палива не використовувались Середньорічні обсяги викидів димових газів (за період 2008-2012) (нм3/рік) Щоріччний вміст сірки (середній за період 2008 2012) (тон сірки на рік) (тільки у разі використання показника десульфуризації) вугілля рідке паливо газ 15.1 Криворізька ТЕС (енергоблок 6) 8555.55 16.95 96.45 3 094 723 650.00 не застосовується 15.2 Криворізька ТЕС (енергоблок 5 8555.55 16.95 96.45 3 094 723 650.00 не застосовується 16.1 Криворізька ТЕС (енергоблок 10) 6001.5 13.1 80.57 2 174 830 100.00 не застосовується 16.2 Криворізька ТЕС (енергоблоки 8,9) 12002.9 26.2 161.13 4 349 621 600.00 не застосовується 17.1 Бурштинська ТЕС (енергоблоки 9,10,11,12) 34370.8 75.2 959.87 12 594 942 000.00 не застосовується 17.2 Бурштинська ТЕС (енергоблоки 1,4) 17185.4 37.6 479.93 6 297 469 600.00 не застосовується 18 Бурштинська ТЕС (power units 2,3) 10900.1 49.4 568.6 4 075 522 800.00 не застосовується 19.1 Бурштинська ТЕС (енергоблок 8) 6840.4 15.8 289.2 2 534 342 200.00 не застосовується 19.2 Бурштинська ТЕС (енергоблоки 5,6,7) 20521.1 47.4 867.5 7 602 962 800.00 не застосовується 20 Добротвірська ТЕС (котли 5,6,7,8,9,10) 7747.7 13.5 96.9 2 804 656 100.00 не застосовується 21 Добротвірська ТЕС (енергоблоки, котли 11,12) 12781.5 17 125.6 4 615 790 000.00 не застосовується 22 Ладижинська ТЕС (енергоблоки 1,2,3) 20810.4 31.3 263.4 7 532 795 700.00 не застосовується 23 Ладижинська ТЕС (енергоблоки 4,5,6) 18198.2 27.2 1055.6 6 818 275 600.00 не застосовується 24 Вуглегірська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 58572.5 0 1162.5 21 294 455 000.00 не застосовується 25 Вуглегірська ТЕС (енергоблоки 5,6,7) 0 0 0 0.00 не застосовується 26 Зміївська ТЕС (енергоблоки 1,2) 12002.56 482.4 4 431 988 480.00 не застосовується 27 Зміївська ТЕС (енергоблоки 3,4) 13160.42 534.9 4 861 202 360.00 не застосовується 28 Зміївська ТЕС (енергоблоки 5,6) 17233.1 595.5 6 336 189 800.00 не застосовується 29 Зміївська ТЕС (енергоблоки 7,8) 24714.4 784.7 9 067 471 200.00 не застосовується 30 Зміївська ТЕС (енергоблоки 9,10) 17074.0 1228.9 6 456 584 000.00 не застосовується 31 Трипільська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 48261.6 260.1 2584.1 18 075 329 300.00 не застосовується 32 Трипільська ТЕС (енергоблоки 5,6) 0 4.6 547.4 154 583 000.00 не застосовується 33 Слов’янська ТЕС (енергоблок 7) 15120.6 81.58 1133.53 5 753 813 500.00 не застосовується 34 Слов’янська ТЕС (котли 6&7) 0 0 0 0.00 не застосовується 35a Старобешівська ТЕС (енергоблок 4) 7474.5 26.9 98 2 710 977 500.00 не застосовується 35b Старобешівська ТЕС (енергоблок 5) 3538.5 3.5 117.9 1 300 792 500.00 не застосовується 36 Старобешівська ТЕС (енергоблоки 6,7) 8399.9 49.8 472.9 3 153 769 200.00 не застосовується 37 Старобешівська ТЕС (енергоблок 8,9,10) 18945.0 125.6 1187.9 7 150 718 000.00 не застосовується 38 Старобешівська ТЕС (енергоблоки 11,12,13) 27684.1 0.0 98.0 9 938 338 620.00 не застосовується 39.1 Білоцерківська ТЕЦ (1) 487.8 7097.6 2 126 351 000.00 не застосовується 39.2 Білоцерківська ТЕЦ (2) 40 Дарницька ТЕЦ (ВК-1, ВК-2, к-4) 0 0.14 39 200.00 не застосовується 41 Дарницька ТЕЦ (к-5, к-6, к-7, к-8) 7252.05 2520.5 5636.60 4 892 824 400.00 не застосовується 42.1 Дарницька ТЕЦ (к-9, к-10) 2417.35 5040.96 2 276 880 100.00 не застосовується № Назва установки Річне використання палива (середнє за 2008-2012 рр) (ТДж/рік) Лігніт, біомаса або інші тверді палива не використовувались Середньорічні обсяги викидів димових газів (за період 2008-2012) (нм3/рік) Щоріччний вміст сірки (середній за період 2008 2012) (тон сірки на рік) (тільки у разі використання показника десульфуризації) вугілля рідке паливо газ 42.2 Дарницька ТЕЦ (ПТВМ-100 №1-4) 0.04 11 200.00 не застосовується 43 Дніпродзержинська ТЕЦ (3) 0 0.00 не застосовується 44 Дніпродзержинська ТЕЦ (4) 0 0.00 не застосовується 45 Дніпродзержинська ТЕЦ (5) 0 0.00 не застосовується 46 Дніпродзержинська ТЕЦ (6) 0 0.00 не застосовується 47 Дніпродзержинська ТЕЦ (7) 0 0.00 не застосовується 48 Дніпродзержинська ТЕЦ (8) 0 0.00 не застосовується 49 Дніпродзержинська ТЕЦ (9) 0 0.00 не застосовується 50 Дніпродзержинська ТЕЦ (10) 3201.4 896 392 000.00 не застосовується 51 Калуська ТЕЦ 687.9 3904 1 339 388 200.00 не застосовується 52 Київська ТЕЦ 5 1211 17 803.22 5 330 036 600.00 не застосовується 53 Київська ТЕЦ 5 6297.8 26 990.32 9 352 162 600.00 не застосовується 54 Київська ТЕЦ 6 0 410.96 115 068 800.00 не застосовується 55 Київська ТЕЦ 6 7983.3 36 890.78 12 604 658 900.00 не застосовується 56 Краматорська ТЕЦ 3754 2447.0 2 029 092 000.00 не застосовується 57.1 Кременчуцька ТЕЦ (котли 1-5) 1333 18354.4 5 519 137 000.00 не застосовується 57.2 Кременчуцька ТЕЦ (котел 6) 0 0.0 0.00 не застосовується 58 Криворізька ТЦ -1 (котли 1,3,5) 272.0 76 160 000.00 не застосовується 59 Криворізька ТЦ -1 (котли 2,4,6) 409.0 114 520 000.00 не застосовується 60 Криворізька ТЦ -1 (котел 7) 370.0 103 600 000.00 не застосовується 61 Криворізька ТЦ -1 (котел 8) 512.0 143 360 000.00 не застосовується 62 Криворізька ТЦ -2 (котли 1,2,3,4,5,10) 12.0 3 360 000.00 не застосовується 63 Криворізька ТЦ -2 (котли 6,7,8,9) 70.0 19 600 000.00 не застосовується 64 Криворізька ТЦ -3 (котли 1,2,3,4) 529.0 148 120 000.00 не застосовується 65 Криворізька ТЦ -4 (котли 1,2,3) 278.0 77 840 000.00 не застосовується 66 Криворізька ТЦ -5 (котли 1,2,3,4) 10.0 2 800 000.00 не застосовується 67 Криворізька ТЦ -6 (котел 1) 136.0 38 080 000.00 не застосовується 68 Криворізька ТЦ -6 (котел 2) 400.0 112 000 000.00 не застосовується 69 Львівська ТЕЦ-1 ПГ не застосовується 70 ТЦ Північна ПГ не застосовується 71 ТЦ Південна ПГ не застосовується 72 Миколаївська ТЕЦ 0 1937.2 542 416 000.00 не застосовується 73 Одеська ТЕЦ (1) 2723.0 762 440 000.00 не застосовується 74 Одеська ТЕЦ (2) 206.8 57 904 000.00 не застосовується № Назва установки Річне використання палива (середнє за 2008-2012 рр) (ТДж/рік) Лігніт, біомаса або інші тверді палива не використовувались Середньорічні обсяги викидів димових газів (за період 2008-2012) (нм3/рік) Щоріччний вміст сірки (середній за період 2008 2012) (тон сірки на рік) (тільки у разі використання показника десульфуризації) вугілля рідке паливо газ 75 Охтирська ТЕЦ 951.6 266 448 000.00 не застосовується 76 Сєверодонецька ТЕЦ (котел 16) 0 0.00 не застосовується 77 Сєверодонецька ТЕЦ (котел 20) 4312.8 1 207 584 000.00 не застосовується 78 Сумська ТЕЦ 1662.7 2795.4 1 377 958 600.00 не застосовується 79 ПАТ Харківська ТЕЦ-5 931 16232.8 4 810 519 000.00 не застосовується 80 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 1 722.9 202 412 000.00 не застосовується 81 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 2 433.8 121 464 000.00 не застосовується 82 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 3 0 0.00 не застосовується 83 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 4 1266.4 354 592 000.00 не застосовується 84 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 5 1004.8 281 344 000.00 не застосовується 85 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 6 1023 286 440 000.00 не застосовується 86 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 7 939.4 263 032 000.00 не застосовується 87 ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 9 278.9 78 092 000.00 не застосовується 88 Харківська ТЕЦ-2 ПГ 0.00 не застосовується 89 Херсонська ТЕЦ 2445.6 684 768 000.00 не застосовується 90 Черкаська ТЕЦ (1) котли 1-4 0 0 3510.02 982 805 600.00 не застосовується 91 Черкаська ТЕЦ (2) котли 5-9 9031.9 0 390 3 342 620 200.00 не застосовується 92 Черкаська ТЕЦ (3) ВК-1 0 0 0 0.00 не застосовується 93 Черкаська ТЕЦ (4) ВК-2 0 0 0 0.00 не застосовується 94 Черкаська ТЕЦ (5) ВК-3 0 0 0 0.00 не застосовується 95 Черкаська ТЕЦ (КПР) котли 1-3 0 0 1077.4 301 672 000.00 не застосовується 96 Чернігівська ТЕЦ (котли 1-4) 9973.3 7157.9 5 574 653 400.00 не застосовується 97 Шосткинська ТЕЦ 1504.3 421 204 000.00 не застосовується 98 ТЕЦ Лисичанс ького НПЗ ПГ 0.00 не застосовується 99 ТЕЦ Алчевського МК 7963.2 2 229 696 000.00 не застосовується 100 ЦЕВС Макіївського МЗ ПГ+КГ+ДГ 0.00 не застосовується 101 ТЕЦ Авдіївського КХЗ ПГ+КГ 0.00 не застосовується 102 Маріупольська ТЕЦ-1 ПГ+КГ+ДГ 0.00 не застосовується 103 Маріупольська ТЕЦ-2 ПГ+КГ+ДГ 0.00 не застосовується 104 Маріупольська ТЕЦ-3 ПГ+КГ+ДГ 0.00 не застосовується 105 ТЕЦ Сумського МНВО 12.1 1661.2 468 584 500.00 не застосовується 106 ТЕЦ Первомайського «Енергохімпром» ПГ 0.00 не застосовується 107 Сімферопольська ТЕЦ ПГ 0.00 не застосовується 108 Севастопольська ТЕЦ ПГ 0.00 не застосовується № Назва установки Річне використання палива (середнє за 2008-2012 рр) (ТДж/рік) Лігніт, біомаса або інші тверді палива не використовувались Середньорічні обсяги викидів димових газів (за період 2008-2012) (нм3/рік) Щоріччний вміст сірки (середній за період 2008 2012) (тон сірки на рік) (тільки у разі використання показника десульфуризації) вугілля рідке паливо газ 109 Сакська ТЕЦ ПГ 0.00 не застосовується 110 Камиш-Бурунська ТЕЦ ПГ 0.00 не застосовується 111 ТЕЦ Криворіжсталь, ТЕЦ-1 6923.2 1 938 496 000.00 не застосовується 112 ТЕЦ Криворіжсталь, ТЕЦ-2 6775.1 1 897 028 000.00 не застосовується 113 ТЕЦ Криворіжсталь, ТЕЦ-3 9941.4 2 783 592 000.00 не застосовується 114 ТЕЦ Запоріжсталь 8638.1 2 418 668 000.00 не застосовується 115 ТЕЦ ДніпроАзот ПГ 0.00 не застосовується 116 ТЕЦ ПвднМашбуд заводу ПГ 0.00 не застосовується 117 ТЕЦ ПАТ "МК "АЗОВСТАЛЬ" 12558.9 3 516 492 000.00 не застосовується 118 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 1) 1054.04 295 131 200.00 не застосовується 119 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 2) 834.25 233 590 000.00 не застосовується 120 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 3) 563.83 157 872 400.00 не застосовується 121 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 4) 1011.59 283 245 200.00 не застосовується 122 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 5) 104.72 29 321 600.00 не застосовується 123 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 6) 713.6 199 808 000.00 не застосовується 124 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 7) 1003.53 280 988 400.00 не застосовується 125 СТ2 (ТЕЦ-2) (котли 1,2,3) 1173.82 328 669 600.00 не застосовується 126 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 7) 1069.51 299 462 800.00 не застосовується 127 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 8) 892.7 249 956 000.00 не застосовується 128 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 9) 582.11 162 990 800.00 не застосовується 129 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 10) 675.78 189 218 400.00 не застосовується 130 Котельня Нивки (котел 1) 568.95 159 306 000.00 не застосовується 131 Котельня Нивки (котел 2) 469.87 131 563 600.00 не застосовується 132 Котельня Нивки (котел 3) 762.05 213 374 000.00 не застосовується 133 Котельня «Відрадний» (котел 1) 523.44 146 563 200.00 не застосовується 134 Котельня «Відрадний» (котел 2) 454.26 127 192 800.00 не застосовується 135 Котельня «Відрадний» (котел 3) 636.65 178 262 000.00 не застосовується 136 Котельня «Відрадний» (котел 4) 702.58 196 722 400.00 не застосовується 137 Котельня «Микильська Борщагівка» 4390.3 1 229 284 000.00 не застосовується 138 Котельня «Виноградар» 2072.85 580 398 000.00 не застосовується 139 СТ «Біличі» 2116.93 592 740 400.00 не застосовується 140 Котельня «Молодь» 529.5 148 260 000.00 не застосовується 141 Котельня «Воскресенка» 1092.28 305 838 400.00 не застосовується 142 Котельня «Позняки» 1831.97 512 951 600.00 не застосовується 143 Котельня «Веркон» 246.97 69 151 600.00 не застосовується № Назва установки Річне використання палива (середнє за 2008-2012 рр) (ТДж/рік) Лігніт, біомаса або інші тверді палива не використовувались Середньорічні обсяги викидів димових газів (за період 2008-2012) (нм3/рік) Щоріччний вміст сірки (середній за період 2008 2012) (тон сірки на рік) (тільки у разі використання показника десульфуризації) вугілля рідке паливо газ 144 Котельня «ПАР» (котли 4,5,6,7,8,9) 74.89 20 969 200.00 не застосовується 145 Котельня «Теремки» (котли 7,8) 284.43 79 640 400.00 не застосовується 146 Котельня «Центральна» 569.61 159 490 800.00 не застосовується 147 Котельня «Мінська» 866.71 242 678 800.00 не застосовується 148 Ромни-2 (1) 345.68 290 371 200.00 не застосовується 149 Ромни-2 (2) 517.14 434 397 600.00 не застосовується 150 Ромни-2 (3) 349.55 293 622 000.00 не застосовується 151 Гребінківська (1) 656.02 551 056 800.00 не застосовується 152 Гребінківська (2) 777.73 653 293 200.00 не застосовується 153 Гребінківська (3) 401.93 337 621 200.00 не застосовується 154 Софіївка-2 (1) 84.14 70 677 600.00 не застосовується 155 Софіївка-2 (2) 274.88 230 899 200.00 не застосовується 156 Софіївка-2 (3) 190.35 159 894 000.00 не застосовується 157 Бар-2 (1) 584.1 490 644 000.00 не застосовується 158 Бар-2 (2) 413.12 347 020 800.00 не застосовується 159 Бар-2 (3) 366.29 307 683 600.00 не застосовується 160 Ромни (1) 508.81 427 400 400.00 не застосовується 161 Ромни (2) 457.9 384 636 000.00 не застосовується 162 Ромни (3) 550.09 462 075 600.00 не застосовується 163 Софіївка (1) 473.71 397 916 400.00 не застосовується 164 Софіївка (2) 249.97 209 974 800.00 не застосовується 165 Софіївка (3) 389.12 326 860 800.00 не застосовується 166 Ставище (1) 508.04 426 753 600.00 не застосовується 167 Ставище (2) 813.13 683 029 200.00 не застосовується 168 Ставище (3) 673.05 565 362 000.00 не застосовується 169 Іллінці (1) 236.85 198 954 000.00 не застосовується 170 Іллінці (2) 244.62 205 480 800.00 не застосовується 171 Іллінці (3) 349.37 293 470 800.00 не застосовується 172 Гусятин-2 (1) 350.03 294 025 200.00 не застосовується 173 Гусятин-2 (2) 310.17 260 542 800.00 не застосовується 174 Гусятин-2 (3) 395.9 332 556 000.00 не застосовується 175 Богородчани-2 (1) 280.54 235 653 600.00 не застосовується 176 Богородчани-2 (2) 420.18 352 951 200.00 не застосовується 177 Богородчани-2 (3) 586.56 492 710 400.00 не застосовується 178 Воловець (1) 140.52 118 036 800.00 не застосовується 179 Воловець (2) 73.1 61 404 000.00 не застосовується № Назва установки Річне використання палива (середнє за 2008-2012 рр) (ТДж/рік) Лігніт, біомаса або інші тверді палива не використовувались Середньорічні обсяги викидів димових газів (за період 2008-2012) (нм3/рік) Щоріччний вміст сірки (середній за період 2008 2012) (тон сірки на рік) (тільки у разі використання показника десульфуризації) вугілля рідке паливо газ 180 Воловець (3) 172.39 144 807 600.00 не застосовується 181 Луганська 0 0.00 не застосовується 182 Б. Волиця (СПСГ)-2 (9) 202.04 169 713 600.00 не застосовується 183 Б. Волиця (СПСГ)-2 (10) 219.48 184 363 200.00 не застосовується 184 Б. Волиця (СПСГ)-2 (11) 145.44 122 169 600.00 не застосовується 185 Б. Волиця (СПСГ)-2 (12) 151.2 127 008 000.00 не застосовується 186 Б. Волиця (СПСГ)-2 (13) 253.03 212 545 200.00 не застосовується 187 Б. Волиця (СПСГ)-2 (14) 106.6 89 544 000.00 не застосовується 188 Б. Волиця (СПСГ)-3 (15) 0.07 58 800.00 не застосовується 189 Б. Волиця (СПСГ)-3 (16) 0.67 562 800.00 не застосовується 190 Б. Волиця (СПСГ)-3 (17) 0.07 58 800.00 не застосовується 191 Б. Волиця (СПСГ)-3 (18) 0.04 33 600.00 не застосовується 192 Б. Волиця (СПСГ)-3 (19) 0.04 33 600.00 не застосовується 193 Б. Волиця (СПСГ)-5 (20) 181.02 152 056 800.00 не застосовується 194 Б. Волиця (СПСГ)-5 (21) 259.67 218 122 800.00 не застосовується 195 Б. Волиця (СПСГ)-5 (22) 243.52 204 556 800.00 не застосовується 196 Б. Волиця (СПСГ)-5 (23) 173.71 145 916 400.00 не застосовується 197 Ананьїв (1) 239.33 201 037 200.00 не застосовується 198 Ананьїв (2) 446.05 374 682 000.00 не застосовується 199 Ананьїв (3) 376.89 316 587 600.00 не застосовується 200 Ананьїв (4) 269.4 226 296 000.00 не застосовується 201 Гребінківська-2 (1) 549.95 461 958 000.00 не застосовується 202 Гребінківська-2 (2) 517.49 434 691 600.00 не застосовується 203 Гребінківська-2 (3) 441.1 370 524 000.00 не застосовується 204 Гребінківська-2 (4) 409.31 343 820 400.00 не застосовується 205 Ставище-2 (1) 268.7 225 708 000.00 не застосовується 208 Ставище-2 (2) 443.36 372 422 400.00 не застосовується 207 Ставище-2 (3) 388.04 325 953 600.00 не застосовується 208 Ставище-2 (4) 419.7 352 548 000.00 не застосовується 209 Котельня, вул. Шекспіра, 17, котел 5 1284.31 359 606 800.00 не застосовується 210 Котельня, вул. Столетова, 4 котел 4 1009.84 282 755 200.00 не застосовується 211 Котельня, вул. Столетова, 4 котел 5 1067.64 298 939 200.00 не застосовується 212 Котельня, вул. Столетова, 4 котли 6, 7 3605.88 1 009 646 400.00 не застосовується 213 Котельня, пр. Московський, 275, котел 1 1250.72 350 201 600.00 не застосовується № Назва установки Річне використання палива (середнє за 2008-2012 рр) (ТДж/рік) Лігніт, біомаса або інші тверді палива не використовувались Середньорічні обсяги викидів димових газів (за період 2008-2012) (нм3/рік) Щоріччний вміст сірки (середній за період 2008 2012) (тон сірки на рік) (тільки у разі використання показника десульфуризації) вугілля рідке паливо газ 214 Котельня, пр. Московський, 275, котел 2 770.03 215 608 400.00 не застосовується 215 Котельня, пр. Московський, 275, котел 3 9.47 2 651 600.00 не застосовується 216 Котельня, пр. Московський, 275, котел 4 2309.85 646 758 000.00 не застосовується 217 Котельня, пр. Московський, 275, котел 5 232.04 64 971 200.00 не застосовується 218 Котельня, вул. Енергетична, 3 котел 1 1148.4 321 552 000.00 не застосовується 219 Котельня, вул. Енергетична, 3 котел 2 278.75 78 050 000.00 не застосовується 220 Котельня, вул. Енергетична, 3 котел 3 538.13 150 676 400.00 не застосовується 221 Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 4 626.09 175 305 200.00 не застосовується 222 Котельня, вул. Енергетична, 3 котел 5 118.13 33 076 400.00 не застосовується 223 Котельня ПАТ ОПЗ 2619.85 733 558 000.00 не застосовується Примітки: ПГ – природний газ; КГ – коксовий газ; ДГ – доменний газ До да то к 2 до На ці он ал ьн ог о пл ан у ск ор оч ен ня ви ки дів від ве ли ки х сп ал юв ал ьн их ус та но во к Основні дані та вимоги до щорічного скорочення у період 2018-2033 років обсягів викидів забруднюючих речовин від великих спалювальних установок, включених до Національного плану скорочення викидів Частина 1: Основні дані № Назва установки Місце розташування (адреса) Оператор Дата введення в експлуатацію (після реконструкції) 1. Зуївська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) м. Зугрес Донецької області ДТЕК Східенерго 1982 2. Луганська ТЕС (енергоблоки 9,10,11) м. Щастя Луганської області ДТЕК Східенерго 1963 3. Луганська ТЕС (енергоблоки 13,14,15) м. Щастя Луганської області ДТЕК Східенерго 1965 4. Курахівська ТЕС (енергоблоки 3,4) м. Курахове Донецької області ДТЕК Східенерго 1971 5. Курахівська ТЕС (енергоблоки 8,9) м. Курахове Донецької області ДТЕК Східенерго 1974 6. Миронівська ТЕС сел. Миронівське м. Дебальцеве Донецької обл. ДТЕК Донецькобленерго 1956 7. Запорізька ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) м. Енергодар Запорізької обл. ДТЕК Дніпроенерго 1975 8. Придніпровська ТЕС (енергоблоки 11,12) м. Дніпро ДТЕК Дніпроенерго 1963 9. Придніпровська ТЕС (енергоблоки 13,14) м. Дніпро ДТЕК Дніпроенерго 1965 10. Криворізька ТЕС (енергоблок 1) м. Зеленодольськ Апостолівського р ну Дніпропетровської обл. ДТЕК Дніпроенерго 1964 11. Криворізька ТЕС (енергоблоки 3,4) м. Зеленодольськ Апостолівського р ну Дніпропетровської обл. ДТЕК Дніпроенерго 1966 12. Криворізька ТЕС (енергоблок 6) м. Зеленодольськ Апостолівського р ну Дніпропетровської обл. ДТЕК Дніпроенерго 1968 13. Криворізька ТЕС (енергоблок 10) м. Зеленодольськ Апостолівського р ну Дніпропетровської обл. ДТЕК Дніпроенерго 1971 14. Бурштинська ТЕС (енергоблоки 9,10,11,12) м. Бурштин Галицького р-ну Івано Франківської обл. ДТЕК Західенерго 1968 15. Бурштинська ТЕС (енергоблок 8) м. Бурштин Галицького р-ну Івано Франківської обл. ДТЕК Західенерго 1967 16. Добротвірська ТЕС (енергоблоки, котли 11,12) с. Добротвір Кам’янко-Бузького р-ну Львівської обл. ДТЕК Західенерго 1962 17. Ладижинська ТЕС (енергоблоки 1,2,3) м. Ладижин Вінницької обл. ДТЕК Західенерго 1971 18. Ладижинська ТЕС (енергоблоки 4,5,6) м. Ладижин Вінницької обл ДТЕК Західенерго 1972 19. Вуглегірська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) м. Світлодарськ Донецької обл. Центренерго 1972-1973 20. Зміївська ТЕС (енергоблоки 1,2) смт Слобожанське Зміївського р-ну Харківської обл. Центренерго 1960-1961 21. Зміївська ТЕС (енергоблоки 7,8) смт Слобожанське Зміївського р-ну Харківської обл. Центренерго 1966-1967 22. Зміївська ТЕС (енергоблоки 9,10) смт Слобожанське Зміївського р-ну Харківської обл. Центренерго 1969 23. Трипільська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) м. Українка Обухівського р-ну Київської обл. Центренерго 1969-1970 24. Слов’янська ТЕС (енергоблок 7) с Миколаївка м. Слов’янськ Донецької обл. Донбасенерго 1971 25. Старобешівська ТЕС (енергоблок 4) с. Новий Світ Донецької обл. Донбасенерго 2009 26. Старобешівська ТЕС (енергоблок 5) с. Новий Світ Донецької обл. Донбасенерго 1963 27. Старобешівська ТЕС (енергоблок 8,9,10) с. Новий Світ Донецької обл. Донбасенерго 1965 28. Старобешівська ТЕС (енергоблоки 11,12,13) с. Новий Світ Донецької обл. Донбасенерго 1967 № Назва установки Місце розташування (адреса) Оператор Дата введення в експлуатацію (після реконструкції) 29. Білоцерківська ТЕЦ (1) м. Біла Церква Укршина 1971 30. Дарницька ТЕЦ (к-5, к-6, к-7, к-8) м. Київ ТОВ ЄВРОРЕКОНСТРУКЦІЯ 1954 31. Дарницька ТЕЦ (к-9, к-10) м. Київ ТОВ ЄВРОРЕКОНСТРУКЦІЯ 1961 32. Калуська ТЕЦ м. Калуш Івано-Франківської обл. ДПЗД Укрінтеренерго 1968 33. Київська ТЕЦ 5 м. Київ ПАТ Київенерго 1971 34. Київська ТЕЦ 5 м. Київ ПАТ Київенерго 1974 35. Київська ТЕЦ 6 м. Київ ПАТ Київенерго 1979 36. Київська ТЕЦ 6 м. Київ ПАТ Київенерго 1981 37. Краматорська ТЕЦ м. Краматорськ Донецької обл. ТОВ Краматорськтеплоенерго 1976 38. Кременчуцька ТЕЦ (котли 1-5) м. Кременчук Полтавської обл. ПАТ Полтаваобленерго 1972 39. Одеська ТЕЦ (1) м. Одеса ПАТ Одеська ТЕЦ 1954 40. Одеська ТЕЦ (2) м. Одеса ПАТ Одеська ТЕЦ 1974 41. Сумська ТЕЦ м. Суми ТОВ Сумитеплоенерго 1974 42. Харківська ТЕЦ-5 с. Підвірки Дергачівського р-ну Харківської обл.. ПАТ Харківська ТЕЦ-5 1979-1990 43. Черкаська ТЕЦ (1) котли 1-4 м. Черкаси ПАТ Черкаське хімволокно ВП Черкаська ТЕЦ 1971 44. Черкаська ТЕЦ (2) котли 5-9 м. Черкаси ПАТ Черкаське хімволокно ВП Черкаська ТЕЦ 1971 45. Черкаська ТЕЦ (КПР) котли 1-3 м. Черкаси ПАТ Черкаське хімволокно ВП Черкаська ТЕЦ 1987 46. Чернігівська ТЕЦ (котли 1-4) м. Чернігів ТОВ ТехНова КЕП Чернігівська ТЕЦ 1964 47. СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 1) м. Київ, вул. Жилянська, 85 ПАТ Київенерго 1961 48. СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 2) м. Київ, вул. Жилянська, 85 ПАТ Київенерго 1962 49. СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 3) м. Київ, вул. Жилянська, 85 ПАТ Київенерго 1968 50. СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 4) м. Київ, вул. Жилянська, 85 ПАТ Київенерго 1948 51. СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 5) м. Київ, вул. Жилянська, 85 ПАТ Київенерго 1949 52. СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 6) м. Київ, вул. Жилянська, 85 ПАТ Київенерго 1953 53. СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 7) м. Київ, вул. Жилянська, 85 ПАТ Київенерго 1954 54. СТ2 (ТЕЦ-2) (котли 1,2,3) м. Київ, пров. Електриків, 17 ПАТ Київенерго 1968 55. СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 7) м. Київ, пров. Електриків, 17 ПАТ Київенерго 1946 56. СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 8) м. Київ, пров. Електриків, 17 ПАТ Київенерго 1947 57. СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 9) м. Київ, пров. Електриків, 17 ПАТ Київенерго 1949 58. СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 10) м. Київ, пров. Електриків, 17 ПАТ Київенерго 1952 59. Котельня Нивки (котел 1) м. Київ, вул., вул. Салютна, 23-Б ПАТ Київенерго 1963 60. Котельня Нивки (котел 2) м. Київ, вул., вул. Салютна, 23-Б ПАТ Київенерго 1963 61. Котельня Нивки (котел 3) м. Київ, вул., вул. Салютна, 23-Б ПАТ Київенерго 1966 62. Котельня «Відрадний» (котел 1) м. Київ, пр. Комарова, 5 ПАТ Київенерго 1962 63. Котельня «Відрадний» (котел 2) м. Київ, пр. Комарова, 5 ПАТ Київенерго 1962 64. Котельня «Відрадний» (котел 3) м. Київ, пр. Комарова, 5 ПАТ Київенерго 1966 65. Котельня «Відрадний» (котел 4) м. Київ, пр. Комарова, 5 ПАТ Київенерго 1967 66. Котельня «Микільська Борщагівка» м. Київ, вул. Жмеринська, 14 ПАТ Київенерго 1970 67. Котельня «Виноградар» м. Київ, вул. Світлицького, 34 ПАТ Київенерго 1974 № Назва установки Місце розташування (адреса) Оператор Дата введення в експлуатацію (після реконструкції) 68. СТ «Біличі» м. Київ, вул. Робітнича, 1 ПАТ Київенерго 1989 69. Котельня «Молодь» м. Київ, вул. Дегтярівська, 46 ПАТ Київенерго 1977 70. Котельня «Воскресенка» м. Київ, вул. Крайня, 1 ПАТ Київенерго 1978 71. Котельня «Веркон» м. Київ, просп. Перемоги, 67 ПАТ Київенерго 1970 72. Котельня «ПАР» (котли 4,5,6,7,8,9) м. Київ, вул. Резервна, 8 ПАТ Київенерго 1974 73. Котельня «Теремки» (котли 7,8) м. Київ, просп. Глушкова, 38-б. ПАТ Київенерго 1987 74. Котельня «Центральна» м. Київ, бульв. Вернадського,36-б ПАТ Київенерго 1969 75. Котельня «Мінська» м. Київ, пр. Рокосовського,8-б ПАТ Київенерго 1972 76. Котельня, вул. Шекспіра, 17, котел 5 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1978 77. Котельня, вул. Столетова, 4 котел 4 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1974 78. Котельня, вул. Столетова, 4 котел 5 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1975 79. Котельня, вул. Столетова, 4 котли 6, 7 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1985 80. Котельня, пр. Московський, 275, котел 1 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1962 81. Котельня, пр. Московський, 275, котел 2 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1966 82. Котельня, пр. Московський, 275, котел 3 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1967 83. Котельня, пр. Московський, 275, котел 4 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1970 84. Котельня, пр. Московський, 275, котел 5 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1989 85. Котельня, вул. Енергетична, 3 котел 1 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1961 86. Котельня, вул. Енергетична, 3 котел 2 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1963 87. Котельня, вул. Енергетична, 3 котел 3 м. Харків КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 1965 88. Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 4 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1966 89. Котельня, вул. Енергетична, 3 котел 5 м. Харків КП «ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ» 1982 90. Котельня ПАТ ОПЗ м. Южний Одеської області ПАТ «Одеський припортовий завод» 1984 РАЗОМ Частина 2: Вимоги до щорічного скорочення у період 2018-2033 років обсягів викидів діоксиду сірки (т/рік) Назва установки 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Зуївська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 85439.0 77286.6 69134.1 60981.7 52829.2 44676.8 36524.4 28371.9 20219.5 12067.1 3914.6 Луганська ТЕС (енергоблоки 9,10,11) 30380.0 27560.9 24741.8 21922.6 19103.5 16284.4 13465.3 10646.2 7827.1 5007.9 2188.8 Луганська ТЕС (енергоблоки 13,14,15) 36030.0 32684.7 29339.3 25994.0 22648.7 19303.4 15958.0 12612.7 9267.4 5922.1 2576.7 Курахівська ТЕС (енергоблоки 3,4) 29909.0 27059.8 24210.6 21361.4 18512.2 15663.0 12813.8 9964.6 7115.4 4266.2 1416.9 Курахівська ТЕС (енергоблоки 8,9) 23322.0 21108.4 18894.8 16681.2 14467.6 12253.9 10040.3 7826.7 5613.1 3399.5 1185.9 Миронівська ТЕС 3693.3 3371.9 3050.4 2729.0 2407.5 2086.1 1764.6 1443.2 1121.8 800.3 478.9 Назва установки 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Запорізька ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 76087.0 68824.7 61562.4 54300.1 47037.8 39775.5 32513.3 25251.0 17988.7 10726.4 3464.1 Придніпровська ТЕС (енергоблоки 11,12) 15451.5 13996.9 12542.3 11087.7 9633.1 8178.5 6723.9 5269.3 3814.7 2360.1 905.5 Придніпровська ТЕС (енергоблоки 13,14) 11707.8 10598.4 9489.0 8379.6 7270.3 6160.9 5051.5 3942.1 2832.7 1723.3 613.9 Криворізька ТЕС (енергоблок 1) 27614.6 24945.9 22277.2 19608.5 16939.8 14271.0 11602.3 8933.6 6264.9 3596.2 927.5 Криворізька ТЕС (енергоблоки 3,4) 34682.7 31327.5 27972.4 24617.2 21262.0 17906.9 14551.7 11196.5 7841.4 4486.2 1131.0 Криворізька ТЕС (енергоблок 6) 19503.1 17614.7 15726.3 13837.9 11949.4 10061.0 8172.6 6284.2 4395.8 2507.4 618.9 Криворізька ТЕС (енергоблок 10) 46557.9 41945.6 37333.3 32721.0 28108.7 23496.4 18884.1 14271.8 9659.6 5047.3 435.0 Бурштинська ТЕС (енергоблоки 9,10,11,12) 55557.9 50254.0 44950.1 39646.2 34342.3 29038.4 23734.6 18430.7 13126.8 7822.9 2519.0 Бурштинська ТЕС (енергоблоки 8) 9446.1 8552.2 7658.3 6764.3 5870.4 4976.5 4082.6 3188.6 2294.7 1400.8 506.9 Добротвірська (енергоблоки 7, 8) 21493.7 19436.6 17379.6 15322.5 13265.5 11208.4 9151.4 7094.3 5037.3 2980.2 923.2 Ладижинська ТЕС (енергоблоки 1,2,3) 36164.2 32698.4 29232.7 25766.9 22301.1 18835.4 15369.6 11903.9 8438.1 4972.3 1506.6 Ладижинська ТЕС (енергоблоки 4,5,6) 22270.4 20179.7 18089.1 15998.4 13907.7 11817.0 9726.4 7635.7 5545.0 3454.3 1363.7 Вуглегірська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 143208.4 129313.4 115418.5 101523.5 87628.6 73733.6 59838.7 45943.7 32048.8 18153.8 4258.9 Зміївська ТЕС (енергоблоки 1,2) 15604.0 14132.2 12660.5 11188.7 9717.0 8245.2 6773.4 5301.7 3829.9 2358.2 886.4 Зміївська ТЕС (енергоблоки 7,8) 31844.0 28840.9 25837.9 22834.8 19831.8 16828.7 13825.7 10822.6 7819.6 4816.5 1813.5 Зміївська ТЕС (енергоблоки 9,10) 20276.0 18377.5 16479.1 14580.6 12682.1 10783.7 8885.2 6986.7 5088.3 3189.8 1291.3 Трипільська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 68155.0 61701.0 55247.0 48793.0 42339.0 35885.0 29431.0 22977.0 16523.1 10069.1 3615.1 Слов’янська ТЕС (енергоблок 7) 35247.0 31837.4 28427.8 25018.1 21608.5 18198.9 14789.3 11379.6 7970.0 4560.4 1150.8 Старобешівська ТЕС (енергоблок 4) 1103.4 1047.3 991.2 935.0 878.9 822.8 766.7 710.6 654.4 598.3 542.2 Старобешівська ТЕС (енергоблок 5) 12594.9 11361.4 10127.9 8894.4 7661.0 6427.5 5194.0 3960.6 2727.1 1493.6 260.2 Старобешівська ТЕС (енергоблоки 8,9,10) 19385.0 17589.5 15794.0 13998.5 12203.1 10407.6 8612.1 6816.6 5021.1 3225.6 1430.1 Старобешівська ТЕС (енергоблоки 11,12,13) 30133.8 27319.2 24504.6 21689.9 18875.3 16060.7 13246.1 10431.5 7616.9 4802.3 1987.7 Білоцеківська ТЕЦ (1) 92.0 92.0 92.0 92.0 92.0 92.0 92.0 92.0 92.0 92.0 92.0 Дарницька ТЕЦ (К-5, К-6, К-7, К-8) 7315.0 6681.4 6047.7 5414.1 4780.4 4146.8 3513.1 2879.5 2245.9 1612.2 978.6 Дарницька ТЕЦ (К-9, К-10) 2438.0 2239.7 2041.5 1843.2 1645.0 1446.7 1248.4 1050.2 851.9 653.6 455.4 Калуська ТЕЦ 1373.1 1262.6 1152.1 1041.5 931.0 820.5 710.0 599.4 488.9 378.4 267.9 Київська ТЕЦ-5 248.1 248.1 248.1 248.1 248.1 248.1 248.1 248.1 248.1 248.1 248.1 Київська ТЕЦ-5 713.1 713.1 713.1 713.1 713.1 713.1 713.1 713.1 713.1 713.1 713.1 Київська ТЕЦ-6 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 Київська ТЕЦ-6 857.1 857.1 857.1 857.1 857.1 857.1 857.1 857.1 857.1 857.1 857.1 Краматорська ТЕЦ 3134.1 2861.3 2588.4 2315.6 2042.8 1770.0 1497.1 1224.3 951.5 678.6 405.8 Кременчуцька ТЕЦ (котли 1-5) 4019.6 3646.0 3272.5 2899.0 2525.4 2151.9 1778.4 1404.8 1031.3 657.8 284.2 Одеська ТЕЦ (1) 26.7 26.7 26.7 26.7 26.7 26.7 26.7 26.7 26.7 26.7 26.7 Одеська ТЕЦ (2) 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 Сумська ТЕЦ 2219.0 2024.7 1830.3 1636.0 1441.6 1247.3 1053.0 858.6 664.3 469.9 275.6 Харківська ТЕЦ-5 168.4 174.7 181.1 187.4 193.8 200.1 206.5 212.8 219.2 225.5 231.9 Черкаська ТЕЦ (1) 34.4 34.4 34.4 34.4 34.4 34.4 34.4 34.4 34.4 34.4 34.4 Черкаська ТЕЦ (2) 18838.0 17021.1 15204.1 13387.2 11570.2 9753.3 7936.3 6119.4 4302.4 2485.5 668.5 Черкаська ТЕЦ (3) 10.6 10.6 10.6 10.6 10.6 10.6 10.6 10.6 10.6 10.6 10.6 Чернігівська ТЕЦ (котли 1-4) 12259.2 11144.8 10030.3 8915.9 7801.5 6687.1 5572.6 4458.2 3343.8 2229.4 1114.9 Назва установки 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 1) 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 2) 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 8.2 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 3) 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 4) 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 5) 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 6) 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 7) 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 СТ2 (ТЕЦ-2) (котли 1,2,3) 11.5 11.5 11.5 11.5 11.5 11.5 11.5 11.5 11.5 11.5 11.5 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 7) 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 8) 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 9) 5.7 5.7 5.7 5.7 5.7 5.7 5.7 5.7 5.7 5.7 5.7 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 10) 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 Котельня Нивки (котел 1) 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 Котельня Нивки (котел 2) 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 Котельня Нивки (котел 3) 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 Котельня «Відрадний» (котел 1) 5.1 5.1 5.1 5.1 5.1 5.1 5.1 5.1 5.1 5.1 5.1 Котельня «Відрадний» (котел 2) 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 Котельня «Відрадний» (котел 3) 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 Котельня «Відрадний» (котел 4) 6.9 6.9 6.9 6.9 6.9 6.9 6.9 6.9 6.9 6.9 6.9 Котельня «Микильська Борщагівка» 43.0 43.0 43.0 43.0 43.0 43.0 43.0 43.0 43.0 43.0 43.0 Котельня «Виноградар» 20.3 20.3 20.3 20.3 20.3 20.3 20.3 20.3 20.3 20.3 20.3 СТ «Біличі» 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 Котельня «Молодь» 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 Котельня «Воскресенка» 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7 10.7 Котельня «Веркон» 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 Котельня «ПАР» (котли 4,5,6,7,8,9) 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 Котельня «Теремки» (котли 7,8) 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 Котельня «Центральна» 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 Котельня «Мінська» 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 Котельня, вул. Шекспіра, 17, котел 5 12.6 12.6 12.6 12.6 12.6 12.6 12.6 12.6 12.6 12.6 12.6 Котельня, вул. Столетова, 4 котел 4 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 Котельня, вул. Столетова, 4 котел 5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 Котельня, вул. Столетова, 4,котли 6, 7 35.3 35.3 35.3 35.3 35.3 35.3 35.3 35.3 35.3 35.3 35.3 Котельня, пр. Московський, 275, котел 1 12.3 12.3 12.3 12.3 12.3 12.3 12.3 12.3 12.3 12.3 12.3 Котельня, пр. Московський, 275, котел 2 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 Котельня, пр. Московський, 275, котел 3 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 Котельня, пр. Московський, 275, котел 4 22.6 22.6 22.6 22.6 22.6 22.6 22.6 22.6 22.6 22.6 22.6 Котельня, пр. Московський, 275, котел 5 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 1 11.3 11.3 11.3 11.3 11.3 11.3 11.3 11.3 11.3 11.3 11.3 Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 2 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 Назва установки 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 4 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 5 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 Котельня ПАТ ОПЗ 25.7 25.7 25.7 25.7 25.7 25.7 25.7 25.7 25.7 25.7 25.7 1017034.5 920431.5 823828.5 727225.5 630622.5 534019.5 437416.5 340813.5 244210.4 147607.4 51004.4 Частина 3: Вимоги до щорічного скорочення у період 2018-2033 років обсягів викидів оксидів азоту (т/рік) Назва установки 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 Зуївська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 24946.0 23543.9 22141.8 20739.7 19337.6 17935.5 16533.4 15131.4 13729.3 12327.2 10925.1 9523.0 8120.9 6718.8 Луганська ТЕС (енергоблоки 9,10,11) 9822.0 9313.1 8804.2 8295.4 7786.5 7277.6 6768.7 6259.8 5751.0 5242.1 4733.2 4224.3 3715.5 3206.6 Луганська ТЕС (енергоблоки 13,14,15) 11035.0 10471.1 9907.2 9343.3 8779.5 8215.6 7651.7 7087.8 6523.9 5960.0 5396.2 4832.3 4268.4 3704.5 Курахівська ТЕС (енергоблоки 3,4) 2521.0 2447.4 2373.8 2300.2 2226.6 2153.0 2079.4 2005.8 1932.2 1858.6 1785.0 1711.4 1637.8 1564.2 Курахівська ТЕС (енергоблоки 8,9) 2030.0 1973.7 1917.5 1861.2 1804.9 1748.6 1692.4 1636.1 1579.8 1523.5 1467.3 1411.0 1354.7 1298.4 Миронівська ТЕС 1167.9 1122.0 1076.0 1030.1 984.2 938.2 892.3 846.4 800.4 754.5 708.6 662.6 616.7 570.8 Запорізька ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 23222.0 21904.8 20587.6 19270.4 17953.2 16636.0 15318.8 14001.6 12684.5 11367.3 10050.1 8732.9 7415.7 6098.5 Придніпровська ТЕС (енергоблоки 11,12) 4077.9 3866.4 3654.9 3443.4 3231.9 3020.4 2808.9 2597.4 2385.9 2174.4 1962.9 1751.4 1539.9 1328.5 Придніпровська ТЕС (енергоблоки 13,14) 3208.7 3035.8 2862.8 2689.8 2516.8 2343.8 2170.8 1997.8 1824.8 1651.9 1478.9 1305.9 1132.9 959.9 Криворізька ТЕС (енергоблок 1) 2915.3 2782.7 2650.2 2517.7 2385.2 2252.7 2120.1 1987.6 1855.1 1722.6 1590.1 1457.6 1325.0 1192.5 Криворізька ТЕС (енергоблоки 3,4) 3671.6 3502.2 3332.9 3163.5 2994.1 2824.7 2655.4 2486.0 2316.6 2147.2 1977.9 1808.5 1639.1 1469.8 Криворізька ТЕС (енергоблок 6) 1926.7 1839.5 1752.3 1665.1 1578.0 1490.8 1403.6 1316.4 1229.2 1142.0 1054.9 967.7 880.5 793.3 Криворізька ТЕС (енергоблок 10) 4907.3 4609.1 4311.0 4012.8 3714.7 3416.5 3118.4 2820.2 2522.1 2223.9 1925.7 1627.6 1329.4 1031.3 Бурштинська ТЕС (енергоблоки 9,10,11,12) 5291.3 5106.5 4921.7 4736.8 4552.0 4367.2 4182.4 3997.6 3812.7 3627.9 3443.1 3258.3 3073.5 2888.6 Бурштинська ТЕС (енергоблоки 8) 870.5 846.3 822.0 797.8 773.5 749.3 725.0 700.8 676.6 652.3 628.1 603.8 579.6 555.4 Добротвірська (енергоблоки 7, 8) 2672.2 2555.6 2439.0 2322.4 2205.8 2089.2 1972.6 1856.0 1739.4 1622.8 1506.2 1389.6 1273.0 1156.4 Ладижинська ТЕС (енергоблоки 1,2,3) 4694.0 4481.5 4269.0 4056.5 3844.0 3631.5 3419.0 3206.5 2994.0 2781.5 2569.0 2356.5 2144.0 1931.6 Ладижинська ТЕС (енергоблоки 4,5,6) 2793.9 2698.6 2603.2 2507.9 2412.5 2317.2 2221.8 2126.5 2031.1 1935.8 1840.4 1745.1 1649.7 1554.4 Вуглегірська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 12341.5 11802.6 11263.8 10724.9 10186.1 9647.3 9108.4 8569.6 8030.8 7491.9 6953.1 6414.2 5875.4 5336.6 Зміївська ТЕС (енергоблоки 1,2) 1142.0 1125.0 1107.9 1090.9 1073.8 1056.8 1039.8 1022.7 1005.7 988.6 971.6 954.6 937.5 920.5 Назва установки 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 Зміївська ТЕС (енергоблоки 7,8) 2479.0 2434.6 2390.3 2345.9 2301.5 2257.2 2212.8 2168.4 2124.1 2079.7 2035.3 1991.0 1946.6 1902.2 Зміївська ТЕС (енергоблоки 9,10) 2277.0 2211.3 2145.6 2079.9 2014.2 1948.4 1882.7 1817.0 1751.3 1685.6 1619.9 1554.2 1488.5 1422.7 Трипільська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 17714.0 16774.1 15834.1 14894.2 13954.3 13014.4 12074.4 11134.5 10194.6 9254.6 8314.7 7374.8 6434.9 5494.9 Слов’янська ТЕС (енергоблок 7) 5081.0 4819.0 4557.0 4295.0 4032.9 3770.9 3508.9 3246.9 2984.9 2722.9 2460.8 2198.8 1936.8 1674.8 Старобешівська ТЕС (енергоблок 4) 852.3 831.6 811.0 790.3 769.6 748.9 728.3 707.6 686.9 666.2 645.6 624.9 604.2 583.5 Старобешівська ТЕС (енергоблок 5) 2985.6 2803.9 2622.2 2440.5 2258.8 2077.1 1895.4 1713.7 1532.0 1350.3 1168.6 986.9 805.2 623.6 Старобешівська ТЕС (енергоблоки 8,9,10) 4359.0 4163.7 3968.5 3773.2 3578.0 3382.7 3187.5 2992.2 2796.9 2601.7 2406.4 2211.2 2015.9 1820.7 Старобешівська ТЕС (енергоблоки 11,12,13) 5323.4 5101.0 4878.6 4656.3 4433.9 4211.5 3989.1 3766.7 3544.3 3322.0 3099.6 2877.2 2654.8 2432.4 Білоцерківська ТЕЦ (1) 839.0 797.6 756.2 714.8 673.4 632.0 590.6 549.2 507.8 466.4 425.0 383.6 342.2 300.8 Дарницька ТЕЦ (К-5, К-6, К-7, К-8) 2025.0 1955.2 1885.5 1815.7 1746.0 1676.2 1606.4 1536.7 1466.9 1397.1 1327.4 1257.6 1187.9 1118.1 Дарницька ТЕЦ (К-9, К-10) 668.3 654.1 639.9 625.7 611.5 597.3 583.1 568.9 554.7 540.5 526.3 512.1 498.0 483.8 Калуська ТЕЦ 267.9 267.9 267.9 267.9 267.9 267.9 267.9 267.9 267.9 267.9 267.9 267.9 267.9 267.9 Київська ТЕЦ-5 894.1 871.3 848.4 825.6 802.8 780.0 757.1 734.3 711.5 688.6 665.8 643.0 620.1 597.3 Київська ТЕЦ-5 1972.4 1911.0 1849.7 1788.3 1727.0 1665.6 1604.3 1542.9 1481.6 1420.2 1358.9 1297.5 1236.2 1174.8 Київська ТЕЦ-6 23.2 22.5 21.7 20.9 20.1 19.3 18.5 17.8 17.0 16.2 15.4 14.6 13.9 13.1 Київська ТЕЦ-6 2386.7 2320.0 2253.3 2186.7 2120.0 2053.3 1986.6 1919.9 1853.3 1786.6 1719.9 1653.2 1586.5 1519.9 Краматорська ТЕЦ 895.7 863.0 830.4 797.7 765.1 732.4 699.7 667.1 634.4 601.8 569.1 536.5 503.8 471.1 Кременчуцька ТЕЦ (котли 1-5) 1218.2 1175.6 1133.0 1090.4 1047.9 1005.3 962.7 920.1 877.5 835.0 792.4 749.8 707.2 664.7 Одеська ТЕЦ (1) 122.5 119.4 116.3 113.2 110.1 107.1 104.0 100.9 97.8 94.7 91.7 88.6 85.5 82.4 Одеська ТЕЦ (2) 7.6 7.5 7.4 7.2 7.1 7.0 6.9 6.8 6.6 6.5 6.4 6.3 6.2 6.0 Сумська ТЕЦ 454.0 442.1 430.2 418.3 406.4 394.5 382.6 370.7 358.8 347.0 335.1 323.2 311.3 299.4 Харківська ТЕЦ-5 669.1 657.9 646.6 635.4 624.1 612.9 601.6 590.3 579.1 567.8 556.6 545.3 534.1 522.8 Черкаська ТЕЦ (1) 325.0 309.9 294.8 279.7 264.5 249.4 234.3 219.2 204.1 189.0 173.9 158.7 143.6 128.5 Черкаська ТЕЦ (2) 7599.0 7137.0 6674.9 6212.9 5750.9 5288.8 4826.8 4364.8 3902.7 3440.7 2978.7 2516.7 2054.6 1592.6 Черкаська ТЕЦ (3) 84.0 80.4 76.9 73.3 69.7 66.1 62.5 58.9 55.3 51.7 48.1 44.5 40.9 37.4 Чернігівська ТЕЦ (котли 1-4) 2616.2 2516.1 2416.0 2315.9 2215.9 2115.8 2015.7 1915.6 1815.5 1715.4 1615.4 1515.3 1415.2 1315.1 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 1) 71.0 68.2 65.5 62.7 59.9 57.2 54.4 51.6 48.9 46.1 43.3 40.6 37.8 35.0 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 2) 36.0 35.2 34.3 33.5 32.6 31.8 30.9 30.1 29.3 28.4 27.6 26.7 25.9 25.0 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 3) 27.0 26.3 25.5 24.8 24.0 23.3 22.5 21.8 21.0 20.3 19.5 18.8 18.0 17.3 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 4) 40.0 39.2 38.4 37.7 36.9 36.1 35.3 34.6 33.8 33.0 32.2 31.4 30.7 29.9 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 5) 17.0 16.1 15.1 14.2 13.2 12.3 11.4 10.4 9.5 8.6 7.6 6.7 5.7 4.8 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 6) 49.0 47.1 45.1 43.2 41.3 39.3 37.4 35.5 33.5 31.6 29.7 27.7 25.8 23.9 СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 7) 91.0 86.8 82.6 78.4 74.2 70.0 65.8 61.6 57.5 53.3 49.1 44.9 40.7 36.5 СТ2 (ТЕЦ-2) (котли 1,2,3) 61.0 59.1 57.2 55.4 53.5 51.6 49.7 47.9 46.0 44.1 42.2 40.4 38.5 36.6 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 7) 61.0 58.9 56.9 54.8 52.7 50.6 48.6 46.5 44.4 42.4 40.3 38.2 36.2 34.1 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 8) 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 9) 32.0 31.0 29.9 28.9 27.8 26.8 25.7 24.7 23.6 22.6 21.5 20.5 19.4 18.4 СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 10) 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 Котельня Нивки (котел 1) 20.0 19.7 19.5 19.2 18.9 18.6 18.4 18.1 17.8 17.6 17.3 17.0 16.7 16.5 Котельня Нивки (котел 2) 13.2 13.2 13.2 13.2 13.2 13.2 13.2 13.2 13.2 13.2 13.2 13.2 13.2 13.2 Назва установки 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 Котельня Нивки (котел 3) 33.0 32.2 31.4 30.7 29.9 29.1 28.3 27.6 26.8 26.0 25.2 24.4 23.7 22.9 Котельня «Відрадний» (котел 1) 21.0 20.6 20.2 19.7 19.3 18.9 18.5 18.0 17.6 17.2 16.8 16.3 15.9 15.5 Котельня «Відрадний» (котел 2) 29.0 27.9 26.8 25.7 24.7 23.6 22.5 21.4 20.3 19.2 18.1 17.1 16.0 14.9 Котельня «Відрадний» (котел 3) 30.0 29.2 28.4 27.6 26.8 25.9 25.1 24.3 23.5 22.7 21.9 21.1 20.3 19.4 Котельня «Відрадний» (котел 4) 36.0 34.9 33.8 32.7 31.6 30.6 29.5 28.4 27.3 26.2 25.1 24.0 22.9 21.8 Котельня «Микильська Борщагівка» 217.0 210.7 204.5 198.2 191.9 185.6 179.4 173.1 166.8 160.6 154.3 148.0 141.7 135.5 Котельня «Виноградар» 133.0 128.0 123.0 118.0 113.0 108.0 103.0 98.0 93.0 88.0 83.0 78.0 73.0 68.0 СТ «Біличі» 137.0 131.8 126.6 121.5 116.3 111.1 105.9 100.7 95.5 90.4 85.2 80.0 74.8 69.6 Котельня «Молодь» 29.0 28.1 27.1 26.2 25.2 24.3 23.3 22.4 21.4 20.5 19.6 18.6 17.7 16.7 Котельня «Воскресенка» 44.0 43.1 42.2 41.3 40.4 39.5 38.6 37.7 36.8 36.0 35.1 34.2 33.3 32.4 Котельня «Веркон» 13.0 12.6 12.2 11.8 11.4 11.0 10.6 10.2 9.8 9.3 8.9 8.5 8.1 7.7 Котельня «ПАР» (котли 4,5,6,7,8,9) 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 Котельня «Теремки» (котли 7,8) 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 Котельня «Центральна» 18.0 17.9 17.7 17.6 17.5 17.3 17.2 17.0 16.9 16.8 16.6 16.5 16.4 16.2 Котельня «Мінська» 26.0 25.9 25.8 25.7 25.5 25.4 25.3 25.2 25.1 25.0 24.8 24.7 24.6 24.5 Котельня, вул. Шекспіра, 17, котел 5 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 36.0 Котельня, вул. Столетова, 4 котел 4 28.3 28.3 28.3 28.3 28.3 28.3 28.3 28.3 28.3 28.3 28.3 28.3 28.3 28.3 Котельня, вул. Столетова, 4 котел 5 29.9 29.9 29.9 29.9 29.9 29.9 29.9 29.9 29.9 29.9 29.9 29.9 29.9 29.9 Котельня, вул. Столетова, 4 котли 6, 7 101.0 101.0 101.0 101.0 101.0 101.0 101.0 101.0 101.0 101.0 101.0 101.0 101.0 101.0 Котельня, пр. Московський, 275, котел 1 35.0 35.0 35.0 35.0 35.0 35.0 35.0 35.0 35.0 35.0 35.0 35.0 35.0 35.0 Котельня, пр. Московський, 275, котел 2 21.6 21.6 21.6 21.6 21.6 21.6 21.6 21.6 21.6 21.6 21.6 21.6 21.6 21.6 Котельня, пр. Московський, 275, котел 3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 Котельня, пр. Московський, 275, котел 4 64.7 64.7 64.7 64.7 64.7 64.7 64.7 64.7 64.7 64.7 64.7 64.7 64.7 64.7 Котельня, пр. Московський, 275, котел 5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 6.5 Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 1 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 2 9.2 9.1 9.0 8.9 8.8 8.7 8.6 8.5 8.5 8.4 8.3 8.2 8.1 8.0 Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 3 15.1 15.1 15.1 15.1 15.1 15.1 15.1 15.1 15.1 15.1 15.1 15.1 15.1 15.1 Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 4 17.5 17.5 17.5 17.5 17.5 17.5 17.5 17.5 17.5 17.5 17.5 17.5 17.5 17.5 Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 5 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 Котельня ПАТ ОПЗ 203.8 195.1 186.4 177.7 169.0 160.3 151.6 142.9 134.2 125.5 116.8 108.1 99.4 90.7 191338.1 182168.4 172998.6 163828.8 154659.0 145489.2 136319.4 127149.7 117979.9 108810.0 99640.3 90470.5 81300.7 72131.0 Частина 4: Вимоги до щорічного скорочення у період 2018-2033 років обсягів викидів пилу (т/рік) № Назва установки 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 1. Зуївська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 4316.0 3923.5 3531.1 3138.6 2746.2 2353.7 1961.3 1568.8 1176.4 783.9 391.5 2. Луганська ТЕС (енергоблоки 9,10,11) 16091.0 14503.8 12916.6 11329.4 9742.2 8154.9 6567.7 4980.5 3393.3 1806.1 218.9 3. Луганська ТЕС (енергоблоки 13,14,15) 16045.0 14466.3 12887.5 11308.8 9730.1 8151.3 6572.6 4993.9 3415.1 1836.4 257.7 4. Курахівська ТЕС (енергоблоки 3,4) 14709.0 13252.3 11795.5 10338.8 8882.1 7425.3 5968.6 4511.9 3055.2 1598.4 141.7 5. Курахівська ТЕС (енергоблоки 8,9) 6227.2 5616.4 5005.5 4394.6 3783.8 3172.9 2562.0 1951.2 1340.3 729.5 118.6 6. Миронівська ТЕС 418.6 381.5 344.4 307.4 270.3 233.2 196.2 159.1 122.0 85.0 47.9 7. Запорізька ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 6315.0 5718.1 5121.3 4524.4 3927.6 3330.7 2733.8 2137.0 1540.1 943.3 346.4 8. Придніпровська ТЕС (енергоблоки 11,12) 4941.3 4456.2 3971.1 3486.0 3001.0 2515.9 2030.8 1545.8 1060.7 575.6 90.5 9. Придніпровська ТЕС (енергоблоки 13,14) 4033.9 3636.6 3239.4 2842.1 2444.9 2047.6 1650.4 1253.1 855.9 458.6 61.4 10. Криворізька ТЕС (енергоблок 1) 231.9 218.0 204.0 190.1 176.2 162.3 148.4 134.5 120.6 106.7 92.7 11. Криворізька ТЕС (енергоблоки 3,4) 1131.2 1029.4 927.6 825.8 724.0 622.2 520.3 418.5 316.7 214.9 113.1 12. Криворізька ТЕС (енергоблок 6) 3033.3 2736.1 2439.0 2141.8 1844.7 1547.6 1250.4 953.3 656.2 359.0 61.9 13. Криворізька ТЕС (енергоблок 10) 7663.2 6901.2 6139.3 5377.3 4615.3 3853.3 3091.4 2329.4 1567.4 805.5 43.5 14. Бурштинська ТЕС (енергоблоки 9,10,11,12) 5002.7 4527.6 4052.5 3577.4 3102.4 2627.3 2152.2 1677.1 1202.1 727.0 251.9 15. Бурштинська ТЕС (енергоблоки 8) 1677.8 1515.1 1352.4 1189.7 1027.0 864.2 701.5 538.8 376.1 213.4 50.7 16. Добротвірська (енергоблоки 7, 8) 3534.4 3190.2 2846.0 2501.8 2157.6 1813.4 1469.2 1125.0 780.7 436.5 92.3 17. Ладижинська ТЕС (енергоблоки 1,2,3) 2702.6 2447.4 2192.2 1937.0 1681.8 1426.6 1171.4 916.2 661.0 405.9 150.7 18. Ладижинська ТЕС (енергоблоки 4,5,6) 5085.7 4590.8 4095.8 3600.9 3106.0 2611.0 2116.1 1621.2 1126.2 631.3 136.4 19. Вуглегірська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 7062.6 6399.0 5735.3 5071.6 4407.9 3744.3 3080.6 2416.9 1753.2 1089.6 425.9 20. Зміївська ТЕС (енергоблоки 1,2) 7959.0 7172.0 6384.9 5597.9 4810.9 4023.8 3236.8 2449.7 1662.7 875.7 88.6 21. Зміївська ТЕС (енергоблоки 7,8) 6978.0 6298.3 5618.7 4939.0 4259.3 3579.7 2900.0 2220.3 1540.7 861.0 181.3 22. Зміївська ТЕС (енергоблоки 9,10) 9966.0 8982.3 7998.6 7014.9 6031.3 5047.6 4063.9 3080.2 2096.5 1112.8 129.1 23. Трипільська ТЕС (енергоблоки 1,2,3,4) 22458.0 20248.4 18038.7 15829.1 13619.4 11409.8 9200.1 6990.5 4780.8 2571.2 361.5 24. Слов’янська ТЕС (енергоблок 7) 287.7 270.4 253.2 235.9 218.6 201.4 184.1 166.9 149.6 132.3 115.1 25. Старобешівська ТЕС (енергоблок 4) 108.9 103.4 98.0 92.5 87.0 81.6 76.1 70.6 65.2 59.7 54.2 26. Старобешівська ТЕС (енергоблок 5) 9546.3 8594.3 7642.3 6690.2 5738.2 4786.2 3834.1 2882.1 1930.1 978.0 26.0 27. Старобешівська ТЕС (енергоблоки 8,9,10) 15730.0 14171.3 12612.6 11053.9 9495.2 7936.5 6377.8 4819.1 3260.4 1701.7 143.0 28. Старобешівська ТЕС (енергоблоки 11,12,13) 6054.8 5469.2 4883.6 4298.0 3712.4 3126.8 2541.2 1955.6 1370.0 784.4 198.8 29. Білоцерківська ТЕЦ (1) 12.2 12.2 12.2 12.2 12.2 12.2 12.2 12.2 12.2 12.2 12.2 30. Дарницька ТЕЦ (К-5, К-6, К-7, К-8) 3150.0 2844.8 2539.6 2234.4 1929.1 1623.9 1318.7 1013.5 708.3 403.1 97.9 31. Дарницька ТЕЦ (К-9, К-10) 1050.0 949.6 849.1 748.7 648.2 547.8 447.3 346.9 246.4 146.0 45.5 32. Калуська ТЕЦ 279.1 253.9 228.7 203.4 178.2 153.0 127.7 102.5 77.3 52.0 26.8 33. Київська ТЕЦ-5 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 34. Київська ТЕЦ-5 81.8 81.8 81.8 81.8 81.8 81.8 81.8 81.8 81.8 81.8 81.8 35. Київська ТЕЦ-6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 36. Київська ТЕЦ-6 100.8 100.8 100.8 100.8 100.8 100.8 100.8 100.8 100.8 100.8 100.8 37. Краматорська ТЕЦ 1690.4 1525.4 1360.4 1195.5 1030.5 865.5 700.5 535.5 370.5 205.6 40.6 № Назва установки 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 38. Кременчуцька ТЕЦ (котли 1-5) 135.4 125.5 115.5 105.6 95.6 85.7 75.7 65.7 55.8 45.8 35.9 39. Одеська ТЕЦ (1) 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 40. Одеська ТЕЦ (2) 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 41. Сумська ТЕЦ 2441.0 2199.7 1958.3 1717.0 1475.6 1234.3 992.9 751.6 510.2 268.9 27.6 42. Харківська ТЕЦ-5 29.8 29.8 29.8 29.8 29.8 29.8 29.8 29.8 29.8 29.8 29.8 43. Черкаська ТЕЦ (1) 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 44. Черкаська ТЕЦ (2) 3502.0 3158.5 2815.0 2471.5 2127.9 1784.4 1440.9 1097.4 753.9 410.4 66.9 45. Черкаська ТЕЦ (3) 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 46. Чернігівська ТЕЦ (котли 1-4) 3991.1 3603.1 3215.2 2827.2 2439.3 2051.3 1663.3 1275.4 887.4 499.5 111.5 47. СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 1) 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 48. СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 2) 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 49. СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 3) 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 50. СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 4) 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 51. СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 5) 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 52. СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 6) 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 53. СТ1 (ТЕЦ-3) (котел 7) 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 54. СТ2 (ТЕЦ-2) (котли 1,2,3) 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 55. СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 7) 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 56. СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 8) 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 57. СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 9) 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 58. СТ2 (ТЕЦ-2) (котел 10) 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 59. Котельня Нивки (котел 1) 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 60. Котельня Нивки (котел 2) 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 61. Котельня Нивки (котел 3) 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 62. Котельня «Відрадний» (котел 1) 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 63. Котельня «Відрадний» (котел 2) 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 64. Котельня «Відрадний» (котел 3) 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 65. Котельня «Відрадний» (котел 4) 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 66. Котельня «Микильська Борщагівка» 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 67. Котельня «Виноградар» 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 68. Котельня «Біличі» 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 69. Котельня «Молодь» 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 70. Котельня «Воскресенка» 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 71. Котельня «Веркон» 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 72. Котельня «ПАР» (котли 4,5,6,7,8,9) 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 73. Котельня «Теремки» (котли 7,8) 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 74. Котельня «Центральна» 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 75. Котельня «Мінська» 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 76. Котельня, вул. Шекспіра, 17, котел 5 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 77. Котельня, вул. Столетова, 4 котел 4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 № Назва установки 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 78. Котельня, вул. Столетова, 4 котел 5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 79. Котельня, вул. Столетова, 4 котли 6, 7 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 80. Котельня, пр. Московський, 275, котел 1 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 81. Котельня, пр. Московський, 275, котел 2 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 82. Котельня, пр. Московський, 275, котел 3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 83. Котельня, пр. Московський, 275, котел 4 3.2 3.2 3.2 3.2 3.2 3.2 3.2 3.2 3.2 3.2 3.2 84. Котельня, пр. Московський, 275, котел 5 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 85. Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 1 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 86. Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 2 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 87. Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 3 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 88. Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 4 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 89. Котельня, вул. Енергетична, 3, котел 5 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 90. Котельня ПАТ ОПЗ 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 205878.2 185807.6 165737.0 145666.3 125595.7 105525.1 85454.5 65383.9 45313.2 25242.6 5172.0 До да то к 3 до На ці он ал ьн ог о пл ан у ск ор оч ен ня ви ки дів від ве ли ки х сп ал юв ал ьн их ус та но во к План заходів для скорочення викидів забруднюючих речовин від вугільних великих спалювальних установок, включених до Національного плану скорочення викидів № Назва установки Бл ок № Номінал ьна теплова потужніс ть Оператор Технології скорочення викидів та рік введення в експлуатацію Скороче ння викидів пилу Скорочення викидів SO2 Скорочення викидів NOx МВт Ти п Рік Тип Рік Тип Рік 1. Зуївська ТЕС (енергоблок и 1,2,3,4) 1 3276.4 ДТЕК Східенерго ЕС Ф 202 8 МСДГ 20 28 СНКВ+С КВ 20 31 2 ЕС Ф 202 8 МСДГ 20 28 СНКВ+С КВ 20 30 3 ЕС Ф 202 7 МСДГ 20 27 СНКВ+С КВ 20 27 4 – – МСДГ 20 27 СНКВ+С КВ 20 26 2. Луганська ТЕС (енергоблок и 9,10,11) 9 1747.5 ТФ 202 6 НСД 20 26 СНКВ+С КВ 20 26 10 ТФ 202 8 НСД 20 28 СНКВ 20 28 11 ЕС Ф 201 9 – – СНКВ 20 24 3. Луганська ТЕС (енергоблок и 13,14,15) 13 1747.5 – – – СНКВ 20 24 14 ТФ 202 5 НСД 20 25 СНКВ+С КВ 20 25 15 ЕС Ф 202 2 – – СНКВ 20 22 4. Курахівськ а ТЕС (енергоблок и 3,4) 3 1114.4 ТФ 202 7 НСД 20 27 СНКВ 20 27 4 ТФ 202 4 НСД 20 24 СНКВ 20 24 5. Курахівськ а ТЕС (енергоблок и 8,9) 8 1114.4 – – – – СНКВ 20 22 9 ЕС Ф 201 6 НСД 20 23 СНКВ 20 22 6. Миронівськ а ТЕС 814.8 ДТЕК Донецькоблен ерго ТФ 202 1 НСД 20 21 СНКВ 20 21 7. Запорізька ТЕС (енергоблок и 1,2,3,4) 1 3140.2 ДТЕК Дніпроенерго – – МСДГ 20 24 СКВ 20 27 2 ЕС Ф 202 4 МСДГ 20 24 СКВ 20 24 3 ЕС Ф 201 5 НСД 20 22 СНКВ 20 28 4 ЕС Ф 202 2 НСД 20 22 СНКВ 20 22 8. Придніпров ська ТЕС 11 812.0 ТФ 202 6 НСД 20 26 СНКВ+С КВ 20 26 № Назва установки Бл ок № Номінал ьна теплова потужніс ть Оператор Технології скорочення викидів та рік введення в експлуатацію Скороче ння викидів пилу Скорочення викидів SO2 Скорочення викидів NOx МВт Ти п Рік Тип Рік Тип Рік (енергоблок 11) ДТЕК Дніпроенерго 9. Придніпров ська ТЕС (енергоблок 13) 13 812.0 ЕС Ф 202 3 НСД 20 23 СНКВ 20 23 1 0. Криворізьк а ТЕС (енергоблок 1) 1 767.8 ЕС Ф 201 7 НСД 20 27 СНКВ+С КВ 20 27 1 1. Криворізьк а ТЕС (енергоблок и 3,4) 3 1535.6 ТФ 202 8 НСД 20 28 СНКВ+С КВ 20 29 4 ТФ 202 4 НСД 20 24 СНКВ+С КВ 20 24 1 2. Криворізьк а ТЕС (енергоблок 6) 6 767.8 ТФ 202 5 НСД 20 24 СНКВ 20 25 1 3. Криворізьк а ТЕС (енергоблок 10) 10 767.8 ТФ 202 6 НСД 20 26 СНКВ+С КВ 20 26 1 4. Бурштинсь ка ТЕС (енергоблок и 9,10,11,12) 9 2267.6 ДТЕК Західенерго ЕС Ф 202 3 МСДГ 20 23 СКВ 20 23 10 ЕС Ф 201 8 МСДГ 20 23 СКВ 20 23 11 ТФ 202 7 НСД 20 27 СНКВ+С КВ 20 27 12 ТФ 202 8 НСД 20 28 СНКВ+С КВ 20 29 1 5. Бурштинсь ка ТЕС (енергоблок 8) 8 566.9 ЕС Ф 202 6 МСДГ 20 26 СКВ 20 26 1 6. Добротвірс ька ТЕС (блоки, котли 11,12) 7 889.4 ЕС Ф 202 2 НСД 20 22 СНКВ 20 22 8 ЕС Ф 201 5 НСД 20 21 СНКВ 20 21 1 7. Ладижинсь ка ТЕС (енергоблок и 1,2,3) 1 2361 ЕС Ф 202 2 МСДГ 20 28 СКВ 20 28 2 ЕС Ф 202 4 МСДГ 20 28 СКВ 20 23 3 ЕС Ф 202 4 МСДГ 20 28 СКВ 20 32 1 8. Ладижинсь ка ТЕС 4 2361 ЕС Ф 202 0 МСДГ 20 24 СКВ 20 22 № Назва установки Бл ок № Номінал ьна теплова потужніс ть Оператор Технології скорочення викидів та рік введення в експлуатацію Скороче ння викидів пилу Скорочення викидів SO2 Скорочення викидів NOx МВт Ти п Рік Тип Рік Тип Рік (енергоблок и 4,5,6) 5 ЕС Ф 202 3 МСДГ 20 24 СКВ 20 23 6 ЕС Ф 202 5 МСДГ 20 24 СКВ 20 25 1 9. Вуглегірськ а ТЕС (енергоблок и 1,2,3,4) 1 3056.0 Центренерго ЕС Ф 202 5 МСДГ 20 25 СКВ 20 31 2 ЕС Ф 202 3 МСДГ 20 25 СКВ 20 33 3 ЕС Ф 202 4 МСДГ 20 25 СКВ 20 29 4 ЕС Ф 202 6 МСДГ 20 25 СКВ 20 26 2 0. Зміїівська ТЕС (енергоблок и 1,2) 1 998 ЕС Ф 202 0 НСД 20 21 СКВ 20 31 2 ЕС Ф 202 1 НСД 20 26 СКВ 20 31 2 1. Зміїівська ТЕС (енергоблок и 7,8) 7 1682 ЕС Ф 202 3 МСДГ 20 28 СКВ 20 28 8 ЕС Ф 202 1 МСДГ 20 28 СКВ 20 33 2 2. Зміїівська ТЕС (енергоблок и 9,10) 9 1636 ЕС Ф 202 0 МСДГ 20 27 СКВ 20 30 10 ЕС Ф 202 7 МСДГ 20 27 СКВ 20 32 2 3. Трипільськ а ТЕС (енергоблок и 1,2,3,4) 1 2924 ЕС Ф 202 8 МСДГ 20 28 СКВ 20 28 2 ЕС Ф 202 0 НСД+ ТФ 20 20 СКВ 20 31 3 ЕС Ф 202 1 МСДГ 20 24 СКВ 20 31 4 ЕС Ф 202 4 МСДГ 20 24 СКВ 20 24 2 4. Слов’янськ а ТЕС (енергоблок 7) 7 1965 Донбасенерго ЕС Ф 202 0 НІД 20 20 СНКВ+С КВ 20 20 2 5. Старобешів ська ТЕС (енергоблок 4) 4 519 ЕС Ф 202 5 – – – – 2 6. Старобешів ська ТЕС (енергоблок 5) 5 486 ЕС Ф 202 5 НІД 20 25 СНКВ+С КВ 20 25 2 7. Старобешів ська ТЕС 8 1458 ЕС Ф 202 1 НІД 20 21 СНКВ+С КВ 20 21 № Назва установки Бл ок № Номінал ьна теплова потужніс ть Оператор Технології скорочення викидів та рік введення в експлуатацію Скороче ння викидів пилу Скорочення викидів SO2 Скорочення викидів NOx МВт Ти п Рік Тип Рік Тип Рік (енергоблок и 8,9,10) 9 ЕС Ф 201 9 НІД 20 22 СНКВ+С КВ 20 22 10 ЕС Ф 201 9 НІД 20 23 СНКВ+С КВ 20 23 2 8. Старобешів ська ТЕС (енергоблок и 11,12,13) 11 1470 ЕС Ф 202 4 НІД 20 24 СНКВ+С КВ 20 24 12 ЕС Ф 201 5 НІД 20 20 СНКВ+С КВ 20 20 13 ЕС Ф 201 5 НІД 20 19 СНКВ+С КВ 20 19 2 9. Дарницька ТЕЦ (к.5-8) 670 ТОВ ЄВРО РЕКОНСТРУ КЦІЯ ЕС Ф 202 1 МСДГ 20 24 СНКВ+С КВ 20 33 3 0. Дарницька ТЕЦ (к. 9,10) 335 ЕС Ф 201 9 МСДГ 20 22 СНКВ+С КВ 20 32 3 1. Черкаська ТЕЦ (котли 5-9) 758 ПАТ Черкаське хімволокно ВП Черкаська ТЕЦ ТФ 202 4 НСД 20 24 СНКВ+С КВ 20 33 3 2. Чернігівськ а ТЕЦ (котли 1-4) 599 ТОВ ТехНова КЕП Чернігівська ТЕЦ ЕС Ф 202 6 НСД 20 26 СНКВ+С КВ 20 32 ПРИМІТК И: ТФ Тканинний фільтр МСДГ Мокре сіркоочищення ДГ НСД Напівсуха десульфуризація СНКВ Селективне некаталітичне відновлення СКВ Селективне каталітичне відновлення НIД Новітня інтегрована десульфуризація ЕСФ Електрофільтр До да то к 4 до На ці он ал ьн ог о пл ан у ск ор оч ен ня ви ки дів від ве ли ки х сп ал юв ал ьн их ус та но во к Перелік великих спалювальних установок, що не включені до Національного плану скорочення викидів та працюватимуть протягом обмеженого строку в період 2018-2033 рр. Таблиця A1: Спалювальні установки, які працюватимуть менше 20000 годин (існуючі установки, які будуть замінені новими вугільними спалювальними установками в період 2018-2023 рр.) № Назва установки Оператор Номінальна теплова потужність (МВт) Паливо 1.1 Бурштинська ТЕС (енергоблок 1) ДТЕК Західенерго 569.0 Вугілля 1.2 Бурштинська ТЕС (енергоблок 4) ДТЕК Західенерго 569.0 Вугілля 2.1 Бурштинська ТЕС (енергоблок 2) ДТЕК Західенерго 569.0 Вугілля 2.2 Бурштинська ТЕС (енергоблок 3) ДТЕК Західенерго 569.0 Вугілля 3. Бурштинська ТЕС (енергоблок 6) ДТЕК Західенерго 569.2 Вугілля 4. Добротвірська ТЕС (котли 5,6,7,8,9,10) ДТЕК Західенерго 848.5 Вугілля 5. Дніпродзержинська ТЕЦ (3) ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 69.7 Пр. газ 6. Дніпродзержинська ТЕЦ (4) ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 69.7 Пр. газ 7. Дніпродзержинська ТЕЦ (5) ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 94.8 Пр. газ 8. Дніпродзержинська ТЕЦ (6) ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 94.8 Пр. газ 9. Дніпродзержинська ТЕЦ (7) ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 94.8 Пр. газ 10. Дніпродзержинська ТЕЦ (8) ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 94.8 Пр. газ 11. Дніпродзержинська ТЕЦ (9) ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 94.8 Пр. газ 12. Дніпродзержинська ТЕЦ (10) ПАТ Дніпродзержинська ТЕЦ 142.1 Пр. газ 13. Миколаївська ТЕЦ ПАТ Миколаївська ТЕЦ 898.0 Пр. газ 14. Северодонецька ТЕЦ (котел 16) ДП Северодонецька ТЕЦ 300.0 Пр. газ 15. Сєвєродонецька ТЕЦ (котел 20) ДП Сєвєродонецька ТЕЦ 300.0 Пр. газ 16. Херсонська ТЕЦ ПАТ Херсонська ТЕЦ 738.2 Пр. газ 17. ТЕЦ «ПівденМашу» ДП «ПівденМаш» 408.8 Пр. газ 7094.2 Таблиця A2: Спалювальні установки, які працюватимуть менше 40000 годин (існуючі вугільні спалювальні установки, які будуть замінені новими вугільними спалювальними установками в період 2024-2033 рр.) № Назва установки Оператор Номінальна теплова потужність (МВт) Рік закриття 1. Курахівська ТЕС (енергоблок 5) ДТЕК Східенерго 557.2 2030 2.1 Курахівська ТЕС (енергоблок 6) ДТЕК Східенерго 557.2 2033 2.2 Курахівська ТЕС (енергоблок 7) ДТЕК Східенерго 557.2 2031 3. Придніпровська ТЕС (енергоблок 7) ДТЕК Дніпроенерго 449.4 2026 № Назва установки Оператор Номінальна теплова потужність (МВт) Рік закриття 4.1 Придніпровська ТЕС (енергоблок 8) ДТЕК Дніпроенерго 449.4 2026 4.2 Придніпровська ТЕС (енергоблок 9) ДТЕК Дніпроенерго 449.4 2033 4.3 Придніпровська ТЕС (енергоблок 10) ДТЕК Дніпроенерго 449.4 2026 5. Криворізька ТЕС (енергоблок 2) ДТЕК Дніпроенерго 767.7 2033 6. Криворізька ТЕС (енергоблок 5) ДТЕК Дніпроенерго 801.1 2033 7.1 Криворізька ТЕС (енергоблок 8) ДТЕК Дніпроенерго 801.3 2026 7.2 Криворізька ТЕС (енергоблок 9) ДТЕК Дніпроенерго 790.5 2024 8.1 Бурштинська ТЕС (енергоблок 5) ДТЕК Західенерго 569.0 2032 8.2 Бурштинська ТЕС (енергоблок 7) ДТЕК Західенерго 569.2 2032 9. Зміївська ТЕС (блоки 3,4) Центренерго 1026.0 2032 10. Зміївська ТЕС (блоки 5,6) Центренерго 1054.0 2029 11. Словянська ТЕС (котли 6,7) Donbassenergo 114.0 2033 12. Старобешівська ТЕС (енергоблоки 6,7) Donbassenergo 972.0 2030 13. Харківська ТЕЦ-2 Нафтогазвидобування 490.0 2030 11424.0 Таблиця B: Спалювальні установки, які працюватимуть менше 40000 годин, використовують газоподібне паливо і будуть виведені з експлуатації в період 2018-2033 рр. № Назва установки Оператор Номінальна теплова потужність (МВт) Рік закриття 1. Запорізька ТЕС (блоки 5,6,7) ДТЕК Дніпроенерго 5875.0 2033 2. Вуглегірська ТЕС (блоки 5,6,7) Центренерго 6225.0 2033 3. Трипільська ТЕС (енергоблоки 5,6) Центренерго 1498.0 2033 4. Білоцерківська ТЕЦ (2) Укршина 314.0 2033 5. Дарницька ТЕЦ (ВК-1, ВК-2, к-4) ТОВ «ЄВРО-РЕКОНСТРУКЦІЯ» 405.0 2033 6. Дарницька ТЕЦ (ПТВМ-100 № 1-4) ТОВ «ЄВРО-РЕКОНСТРУКЦІЯ» 516.0 2033 7. Кременчуцька ТЕЦ (котел 6) Полтаваобленерго 209.3 2031 8. Криворізька ТЦ -1 (котли 1,3,5) ДП «Криворізька Теплоцентраль» 191.0 2033 9. Криворізька ТЦ -1 (котли 2,4,6) ДП «Криворізька Теплоцентраль» 191.0 2033 10. Криворізька ТЦ -1 (котел 7) ДП «Криворізька Теплоцентраль» 161.0 2033 11. Криворізька ТЦ -1 (котел 8) ДП «Криворізька Теплоцентраль» 161.0 2033 12. Криворізька ТЦ -2 (котли 1,2,3,4,5,10) ДП «Криворізька Теплоцентраль» 79.0 2033 13. Криворізька ТЦ -2 (котли 6,7,8,9) ДП «Криворізька Теплоцентраль» 464.0 2033 № Назва установки Оператор Номінальна теплова потужність (МВт) Рік закриття 14. Криворізька ТЦ -3 (котли 1,2,3,4) ДП «Криворізька Теплоцентраль» 233.0 2033 15. Криворізька ТЦ -4 (котли 1,2,3) ДП «Криворізька Теплоцентраль» 116.0 2033 16. Криворізька ТЦ -5 (котли 1,2,3,4) ДП «Криворізька Теплоцентраль» 246.0 2033 17. Криворізька ТЦ -6 (котел 1) ДП «Криворізька Теплоцентраль» 58.0 2033 18. Криворізька ТЦ -6 (котел 2) ДП «Криворізька Теплоцентраль» 58.0 2033 19. Львівська ТЕЦ-1 Львівкомуненерго 983.0 2033 20. ТЦ Північна Львівкомуненерго 232.6 2033 21. ТЦ Південна Львівкомуненерго 174.4 2033 22. Охтирська ТЕЦ ТОВ Брок Енергія 265.0 2033 23. ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 3 КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 130.0 2033 24. ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 4 КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 113.0 2033 25. ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 5 КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 113.0 2033 26. ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 6 КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 99.0 2033 27. ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 7 КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 99.0 2033 28. ТЕЦ-3 КП «ХТМ» котел 9 КП "ХАРКІВСЬКІ ТЕПЛОВІ МЕРЕЖІ" 155.0 2033 29. Черкаська ТЕЦ (3) ПАТ Черкаське хімволокно ВП Черкаська ТЕЦ 116.3 2033 30. Черкаська ТЕЦ (4) ПАТ Черкаське хімволокно ВП Черкаська ТЕЦ 116.3 2033 31. Черкаська ТЕЦ (5) ПАТ Черкаське хімволокно ВП Черкаська ТЕЦ 116.3 2033 32. Шосткинська ТЕЦ ТОВ "Шосткинське підприємство "Харківенергоремонт" 369.9 2033 33. ТЕЦ Алчевського МК Алчевський МК 487.2 2033 34. ТЕЦ Сумського МБНВО Сумське МБНВО 464.0 2033 35. Симферопольська ТЕЦ Кримські генеруючі системи 530.0 2033 36. Севастопольська ТЕЦ Кримські генеруючі системи 223.0 2033 37. Сакська ТЕЦ Кримські генеруючі системи 225.0 2033 38. Камиш-Бурунська ТЕЦ Кримські генеруючі системи 150.0 2033 39. Ромни-2 (1), GPA-25S ПАТ "Укртрансгаз" 70.3 2033 40. Софіївка-2 (1), GPA-25S ПАТ "Укртрансгаз" 70.3 2031 41. Софіївка-2 (3), GPA-25S ПАТ "Укртрансгаз" 70.3 2033 РАЗОМ 22373.3 До да то к 5 до На ці он ал ьн ог о пл ан у ск ор оч ен ня ви ки дів від ве ли ки х сп ал юв ал ьн их ус та но во к Форма щорічної звітності операторами великих спалювальних установок 1 Назва оператора 2 Номер установки 3 Дата видачі дозволу 4 Найменування стаціонарного джерела 5 Номінальна теплова потужність [МВт] 6 Назва спалювальної установки (котла) 7 Річна кількість годин експлуатації [год/рік] 8 Річне використання палива [ГДж/рік] 9 Тип палива 10 Теплота згоряння палива [кДж/кг, кДж/м3] 11 Споживання палива [т/рік, м3/рік] 12 Фактичні викиди забруднюючих речовин [т/рік] Пил Діоксид сірки Оксиди азоту 13 Викиди забруднюючих речовин [т/рік] згідно НПСВ Пил Діоксид сірки Оксиди азоту До да то к 6 до На ці он ал ьн ог о пл ан у ск ор оч ен ня ви ки дів від ве ли ки х сп ал юв ал ьн их ус та но во к Форма щорічної звітності країни щодо викидів забруднюючих речовин від великих спалювальних установок згідно Національного плану скорочення викидів від великих спалювальних установок Країна Україна Звітній рік 2018 Кількість установок 223 Визначення установки Викиди в атмосферне повітря Номер установки Назва установки, оператор Місце розташування Статус установки Тип установки МВт SO2 (кг) NOx (кг) Пил (кг) 1 ХХХХХ ТЕЦ м. ХХХХХ існуюча (НПСВ) ТЕЦ 2 ХХХХХ ТЕС м. NNNNN нова ТЕС 3 ХХХХХ ТЕС м. NNNNN існуюча (40000 год) ТЕС 4 ХХХХХ ТЕС м. NNNNN існуюча (20000 год) ТЕС … {Джерело: веб-сайт Міністерства енергетики та вугільної промисловості України http://mpe.kmu.gov.ua}