Представники енергопостачальних компаній вважають, що чималу частку в загальних технологічних втратах електроенергії складають так звані «комерційні» втрати — неврахована електроенергія, що була поставлена споживачам. В результаті постійно знижується рентабельність української енергетики. Так, середній показник рентабельності українських обленерго в першому півріччі 2001р. склав майже «мінус» 7% (проти «мінус» 2,3% — за аналогічний період минулого року). Поряд з високими втратами в мережах, енергетики пояснюють свої низькі фінансові результати недостатнім розміром тарифів на передачу електроенергії. На їхню думку, зростаючі втрати електроенергії, що чинять чималий тиск на тарифну політику, можна знизити, зокрема, шляхом удосконалення роботи зі споживачами і заміни приладів обліку. Однак це просто неможливо за нинішнього рівня тарифів.

А ще наші енергетичні біди, очевидно, багато в чому пов’язані з масовим розкраданням енергетичного майна. Це явище набуло надзвичайного характеру і унеможливлює стабільну роботу енергосистеми. Незалежна галузева профспілка енергетиків України навіть звернулася з цього приводу до керівників держави. «Якщо облдержадміністрації не нададуть підтримки енергетикам, третина електромереж в областях не будуть належним чином підготовлені до роботи в осінньо- зимовий період 2001—2002 років, — стверджує профспілка і попереджає, що це «перекреслить надії на стале енергопостачання». За інформацією представників енергопостачальних компаній, розкрадання майна в електромережах особливо активізуються під час відключень споживачів від електроенергії в осінньо-зимовий період.

Отже, постає питання, як здолати ці проблеми. Адже тут ми стикаємося з нашою постійною проблемою: робити треба дуже багато, а коштів, як завжди, не вистачає.

Понад 70% встановлених енергетичних потужностей України складають теплові електростанції – ТЕС і ТЕЦ. Вони обладнані паротурбінними блоками, що працюють на органічному паливі (газ, вугілля, мазут) і викидають у навколишнє середовище шкідливі продукти згоряння. Коефіцієнт корисної дії (ККД) цих енергоблоків визначає й енергоефективність, й екологічну безпеку нашої енергетики.

Більшість з діючих енергоблоків було розроблено в 50–70-ті роки минулого століття. Тоді їх ККД сягав 33-35%. Але на сьогоднішній день, крім того, що вони морально застаріли, більше 90% паротурбінних блоків виробили свій проектний ресурс, частину своєї потужності. Їх ККД сьогодні становить в середньому 25%.

Згідно з прийнятою у 1996 році Програмою розвитку енергетики до 2010 року (реалізація якої так і не відбулась) і Стратегією розвитку до 2030 р., яка зараз розробляється, за головний напрям відродження енергетики, з фінансових, начебто, причин, прийнято так звану “повузлову модернізацію” енергоблоків. Очікувалось, що така модернізація дозволить продовжити на 15-20 років термін експлуатації. Але повузлова модернізація виявилася не такою вже малозатратною, не привела до помітних позитивних зрушень, до того ж вона практично консервує ефективність нашого теплоенергетичного обладнання на рівні 50-70-их років минулого століття.

Тим часом у світовій енергетиці основним напрямом її подальшого розвитку вже понад 20 років є впровадження газотурбінних і парогазових технологій. Так, уже в 1990 р. встановлена потужність газотурбінних установок (ГТУ) парогазових установок (ПГУ) на електростанціях промислово розвинених країн світу досягла близько 170 млн. кВт. Подальшому прогресу в цій галузі сприяла успішна реалізація у 2000 році Міжнародної 8-річної програми АТS (“Передові турбінні технології”), до виконання якої Міністерство енергетики США залучило 51 урядову організацію, 34 університети і 153 промислові компанії Америки, Європи і Японії з широкою міжнародною та міжгалузевою кооперацією.

Результатом їх зусиль стало створення високоманеврових ГТУ агрегатною потужністю 260-270 МВт з ККД понад 40% та ПГУ потужністю 400-500 МВт з ККД 55–60%. З використанням ГТУ наступних поколінь очікується ККД ПГУ до 62-64%. Зрозуміло, що це викликало зростання інтересу світової енергетики до таких технологій. Вже у 2000 році річний обсяг замовлень на ГТУ енергетичного призначення у світі досяг 1357 агрегатів на загальну потужність більше 117000 МВт, у результаті чого обсяг електроенергії, що була вироблена в світі за їх допомогою, досяг 20%.

Аналізуючи нинішню структуру енергетики, отримаємо як незаперечний факт, що вона не оптимальна. Як відомо, середній брутто ККД конденсаційних теплових електростанцій становить 34-38%. Якщо врахувати витрати електроенергії на власні потреби ТЕС (робота насосів, подріблення вугілля та інші), то нетто-ККД можна оцінити на рівні 30-34 %. Якщо ж врахувати ще й витрати на трансформацію і передачу електроенергії, які подекуди сягають 16% і більше (а за нормативами мають бути в межах 6-8 %), то для окремих віддалених споживачів ТЕС працюють з ККД 22-26 %. Решта енергії первинного носія розсіюється в наколишнє середовище. Зовсім інша ситуація з використанням енергоносіїв спостерігається при когенерації - комбінованому виробництві електричної і теплової енергії. У цьому випадку брутто - ККД становить 75 -85 %. Якщо врахувати, що такі енергооб`єкти, у тому числі й ТЕЦ, як правило, не передають виробленої ними електричної енергії на далекі відстані, то їх нетто-ККД можна оцінювати на рівні 74-84 %, тобто у 3-3,5 рази вищий, ніж для великих конденсаційних ТЕС і ДРЕС. Перевага ДРЕС перед ТЕЦ у тому, що це електростанції надзвичайно великої потужності, де завдяки концентрації виробництва досягаються низькі експлуатаційні витрати, а в кінцевому результаті і нижчі тарифи не електроенергію. В більшості випадків тарифи на електроенергію, вироблену ТЕЦ, не можуть конкурувати з тарифами на електроенергію від ДРЕС. Однак зі зростанням цін на паливо, ця ситуація буде змінюватись на користь ТЕЦ. Енергетики в Західній Європі дотримуються думки, що частка електроенергії, виробленої ТЕЦ, повинна в загальному балансі становити