Хрещатик

Позначка: відновлювана енергетика

  • Електроенергія дешевша за ринкову: як бізнес може отримати сонячну станцію без інвестицій

    Електроенергія дешевша за ринкову: як бізнес може отримати сонячну станцію без інвестицій

    Українські підприємства отримали можливість встановлювати сонячні електростанції без початкових капітальних вкладень. Енергетична компанія D.Solutions, яка працює під брендом YASNO, пропонує бізнесу модель Power Purchase Agreement (PPA), за якою інвестор фінансує будівництво та обслуговування станції, а підприємство платить лише за електроенергію, яку вона виробляє.

    Про це повідомляє D.Solutions. Компанія вже реалізувала відповідний проєкт для підприємства харчової промисловості, інвестувавши у власну сонячну генерацію клієнта майже дев’ять мільйонів гривень.

    Суть запропонованої моделі полягає в тому, що бізнесу не потрібно самостійно купувати сонячні панелі, інвертори та інше обладнання або витрачати кошти на монтаж електростанції. Усі початкові витрати бере на себе енергетична компанія.

    Натомість підприємство укладає довгостроковий контракт на купівлю електроенергії, виробленої встановленою станцією. Вартість електрики визначають заздалегідь у договорі, що дозволяє компанії прогнозувати майбутні енергетичні витрати.

    За словами представників D.Solutions, такий механізм найбільше підходить підприємствам із високим споживанням електроенергії у денні години. Саме тоді сонячні панелі виробляють найбільше енергії, яку можна безпосередньо використовувати для виробництва, роботи обладнання або забезпечення інших потреб бізнесу.

    Першим прикладом застосування такого підходу став проєкт, реалізований у жовтні 2026 року на підприємстві харчової промисловості.

    Компанія YASNO встановила сонячну електростанцію потужністю 375 кВт за постійним струмом та 350 кВт за змінним. Загальний обсяг інвестицій у будівництво становив майже дев’ять мільйонів гривень, однак підприємство не витрачало власні кошти на придбання та встановлення обладнання.

    За умовами десятирічного договору клієнт купуватиме електроенергію за ціною, нижчою за вартість на ринку «на добу наперед».

    Прогнозується, що станція щороку вироблятиме близько 373 тисяч кВт·год електроенергії та зможе забезпечувати до половини потреб об’єкта за потужністю.

    При цьому YASNO відповідатиме за технічне обслуговування та експлуатацію обладнання. Підприємство також матиме можливість достроково викупити сонячну електростанцію відповідно до умов договору.

    У компанії пояснюють, що модель PPA дозволяє бізнесу уникнути значних одноразових витрат, які зазвичай необхідні для запуску власної генерації.

    Особливо актуальним такий підхід став під час війни, коли українські підприємства стикаються з нестабільним електропостачанням, зростанням витрат на енергоресурси та необхідністю інвестувати у резервні джерела живлення.

    Для багатьох компаній будівництво власної сонячної електростанції залишається фінансово складним завданням. Навіть відносно невеликі промислові установки можуть коштувати мільйони гривень, які бізнес не завжди готовий вилучати з оборотних коштів.

    PPA дозволяє передати витрати на будівництво енергетичному партнеру, зберігши можливість користуватися виробленою електроенергією.

    Водночас важливо розуміти, що встановлення станції без початкових інвестицій не означає безкоштовного електропостачання.

    Підприємство зобов’язується купувати електроенергію за погодженим тарифом протягом визначеного договором періоду. Тому економічна вигода залежатиме від ціни контракту, фактичного виробітку станції та обсягів споживання.

    Крім того, звичайна мережева сонячна електростанція без акумуляторів не гарантує безперервної роботи підприємства під час відключень електроенергії. Для автономного живлення необхідне відповідне технічне рішення, зокрема система накопичення енергії та обладнання, яке підтримує роботу без зовнішньої електромережі.

    У D.Solutions зазначають, що надалі планують розвивати комплексні енергетичні рішення для бізнесу, які поєднуватимуть сонячну генерацію, акумуляторні системи та автоматизоване управління споживанням.

    Зокрема, компанія розвиває платформу YASNO Power, яка допомагає аналізувати виробництво, накопичення та використання електроенергії.

    Раніше в межах платформи представили безкоштовну функцію «Автопілот», яка дозволяє керувати зарядом домашніх акумуляторів з урахуванням тарифів і можливих відключень світла.

    У компанії очікують, що попит на сонячні станції без стартових інвестицій зростатиме, оскільки підприємства прагнуть скоротити витрати та зменшити залежність від коливань цін на електроенергію.

    Водночас кожен такий проєкт потребує індивідуальних розрахунків, адже його ефективність залежить від площі для розміщення обладнання, режиму роботи підприємства та фактичного споживання електроенергії.

    Таким чином, модель PPA відкриває для українського бізнесу можливість запускати власну сонячну генерацію без багатомільйонних початкових витрат. Проте головною умовою залишається довгострокова співпраця з енергетичною компанією та оплата електроенергії за погодженим контрактом.

  • Українська розробка може заощадити енергетиці до 80 млрд грн: технології вже працюють у мережі

    Українська розробка може заощадити енергетиці до 80 млрд грн: технології вже працюють у мережі

    Масштабне впровадження технологій Smart Grid в українській електроенергетиці потенційно може дати економічний ефект у 60–80 млрд грн. Частина рішень уже працює в енергосистемі, а розрахунковий ефект від їх практичного застосування автори оцінюють у понад 16,2 млрд грн. Про це повідомляє на своїй Facebook сторінці Ліга енергетичного розвитку України. Йдеться не про одну програму чи застосунок, а про цілу технологічну платформу — від високоточного моніторингу магістральних мереж і цифрових підстанцій до прогнозування генерації від сонця й вітру, балансування системи та керування локальними енергомережами.

    Робота має назву «Цифрова трансформація електроенергетики України та її інтеграція в європейський енергопростір». Інститут електродинаміки НАН України висунув її на здобуття Національної премії України імені Бориса Патона 2026 року. Проєкт зареєстрований у секції «Енергетика та енергоефективність» під номером р29. До авторського колективу увійшли науковці Інституту електродинаміки НАНУ і Вінницького національного технічного університету, представники НКРЕКП та фахівці енергетичної галузі.

    10 вересня результати роботи представили на засіданні вченої ради Інституту загальної енергетики НАН України. За словами авторів, розрахункова економічна ефективність широкого запровадження «розумних мереж» становить від 60 до 80 млрд грн. Але тут важливе уточнення: це модельна оцінка потенційного ефекту, а не вже отримані державою гроші чи гарантована сума майбутньої економії.

    Натомість понад 16,2 млрд грн — це оцінений авторами проєкту результат від уже впроваджених розробок. Офіційний опис роботи Інституту електродинаміки уточнює, що до цієї суми включено ефект від систем широкомасштабного моніторингу WAMS у 2010–2025 роках, оптимізації локальних електроенергетичних систем у 2024–2025 роках, а також моделей прогнозування й механізмів підтримки відновлюваної генерації у 2022–2025 роках.

    Фактично ідея Smart Grid полягає в тому, щоб електромережа перестала бути лише системою проводів, підстанцій і трансформаторів. Вона має постійно збирати дані про стан системи, споживання і виробництво електроенергії, автоматично бачити небезпечні відхилення та допомагати диспетчеру швидше реагувати на них.

    Урядове визначення близьке за змістом: «розумні мережі» поєднують електротехнічні та інформаційні технології, щоб підвищити якість, ефективність і надійність електропостачання. Україна має окрему Концепцію впровадження Smart Grid до 2035 року, затверджену Кабміном ще у жовтні 2022-го.

    Причому потенційний ефект цифровізації уряд оцінював ще до презентації нинішнього наукового проєкту. Концепція передбачає зменшення втрат електроенергії в українських мережах із 11,6% до 7,5%. У натуральному вимірі це приблизно 6 млрд кВт·год електроенергії, які система не повинна втрачати щороку. У Міненерго порівнювали такий обсяг із приблизно 3 млн тонн вугілля, яке довелося б спалити на теплових електростанціях для виробництва відповідної електроенергії.

    Ще один очікуваний результат — зниження витрат на експлуатацію мереж щонайменше на 8,3 млрд грн та радикальне скорочення тривалості аварійних відключень. Урядова концепція ставить орієнтир: показник SAIDI, який відображає середню тривалість довгих перерв в електропостачанні, має знизитися приблизно з 1700 до 100 хвилин до 2035 року.

    Одна з найцікавіших частин української розробки — WAMS, або система широкомасштабного моніторингу енергосистеми. Її можна порівняти із системою датчиків, яка в режимі реального часу показує диспетчеру, що відбувається одночасно у різних точках великої електромережі.

    В основі української WAMS використовувалися пристрої синхронізованих векторних вимірювань PMU «Регіна-Ч». Такі пристрої з дуже високою точністю вимірюють параметри електромережі та синхронізують інформацію в часі. Завдяки цьому система може бачити коливання, відхилення частоти, зміни фаз та інші процеси, які можуть сигналізувати про нестабільність або загрозу аварії.

    В офіційному рефераті конкурсної роботи зазначено, що «Регіна-Ч» стала базовим елементом розгортання WAMS в Україні, а також використовувалася під час створення цифрових підстанцій 750 кВ «Київська» та «Каховська».

    Значення таких технологій особливо зросло після переходу України до синхронної роботи з європейською енергосистемою.

    16 березня 2022 року, менш ніж через місяць після початку повномасштабного вторгнення, енергосистеми України та Молдови екстрено синхронізували з континентальною Європою. ENTSO-E підтверджувала, що підготовка до цього процесу тривала ще з 2017 року, однак через російське вторгнення запланований багаторічний процес довелося різко прискорити.

    Постійна синхронізація України була завершена у листопаді 2023 року після виконання необхідних технічних вимог. Відтоді українська енергосистема є частиною синхронної зони континентальної Європи, що дає можливість отримувати аварійну допомогу і торгувати електроенергією із сусідніми державами.

    Єврокомісія називає цю інтеграцію одним із ключових елементів енергетичної безпеки України. Наступним етапом має стати повніше об’єднання українського ринку електроенергії з європейським: ЄС заявляв про орієнтир на market coupling України та Молдови з європейським ринком до 2027 року.

    Автори конкурсної роботи стверджують, що їхні технології стали частиною технічної бази цього переходу. Водночас коректніше говорити, що синхронізація з ENTSO-E була масштабним міжнародним процесом за участю «Укренерго», європейських операторів передачі, ENTSO-E, Єврокомісії та інших структур, а українські системи моніторингу були однією зі складових внутрішньої технологічної підготовки енергосистеми. Саме ENTSO-E вказує, що ключову роль у прискореній синхронізації відіграли роки попередніх досліджень, виконання технічних вимог і додаткові заходи зі зниження ризиків.

    Інший великий напрям проєкту — інтеграція відновлюваних джерел енергії.

    Сонячна та вітрова генерація мають одну фундаментальну особливість: їх виробництво змінюється залежно від погоди. Якщо звичайна електростанція може у певних межах збільшити або зменшити виробництво за командою диспетчера, сонячна станція не може змусити сонце світити сильніше, а вітряк — створити вітер.

    Тому в енергосистемі з великою часткою ВДЕ особливо важливими стають точні прогнози виробництва й споживання, накопичувачі енергії та автоматизоване балансування.

    Українська платформа передбачає моделі прогнозування генерації, балансування локальних систем із ВДЕ, формування балансуючих груп, використання систем керування розподіленими енергоресурсами DERMS та розвиток мікромереж. У комплексі це має дозволяти підключати більше децентралізованої генерації без втрати стабільності системи.

    Саме децентралізація стала особливо важливою під час війни. Велика теплова електростанція або підстанція — це концентрована інфраструктура, яку ворог може намагатися вивести з ладу одним або кількома ударами. Система з великою кількістю менших джерел генерації, накопичувачів і мікромереж теоретично має більше варіантів для перерозподілу потоків та відновлення живлення після пошкоджень.

    У 2024 році Верховна Рада окремо оновила законодавство для розвитку таких технологій. Зокрема, до українського права ввели сучасні терміни «мікромережа», «користувач мікромережі», «управління попитом» та уточнили поняття «розумних мереж». У Міненерго прямо пояснювали це необхідністю наблизити українське регулювання до європейських та міжнародних стандартів.

    У конкурсній роботі також заявлено про створення системи національних стандартів Smart Grid, сумісної з європейськими підходами.

    Авторський колектив складається з восьми фахівців. Серед них член-кореспондент НАН України Ігор Блінов, професор Сергій Денисюк, професор ВНТУ Петро Лежнюк, науковці Володимир Мірошник та Олександр Сподинський, члени НКРЕКП Костянтин Ущаповський і Руслан Слободян та віцепрезидент Асоціації з енергоефективності та енергозбереження Олег Козачук.

    Сама робота має тривалу історію. Ще у 2025 році автори видали 362-сторінкову монографію «Цифрова трансформація електроенергетики України. Реалізація в умовах воєнного стану та повоєнного відновлення», де систематизували підходи до Smart Grid, цифрових підстанцій, моніторингу, роботи ВДЕ та модернізації ринку електроенергії.

    У березні 2026 року вчена рада Інституту електродинаміки НАН України розглядала висунення оновленої роботи на Національну премію імені Бориса Патона, а згодом її офіційно подали на конкурс.

    Тож цифра у 80 млрд грн у цій історії — не вартість самої платформи і не гроші, які завтра з’являться в бюджеті. Це верхня межа розрахованого авторами економічного ефекту від масштабного використання комплексу Smart Grid-рішень: меншої кількості втраченої електроенергії, коротших відключень, дешевшого обслуговування мереж, точнішого балансування та ефективнішої роботи розподіленої генерації.

    А понад 16,2 млрд грн — оцінка ефекту від тих технологій, які вже застосовувалися у 2010–2025 роках.

    На тлі війни значення таких систем виходить далеко за межі звичайної економії. Для України цифрова мережа — це ще й можливість швидше побачити аварію, оперативніше перебудувати роботу системи після пошкодження, залучити децентралізовану генерацію та краще використовувати європейські міждержавні з’єднання.

    Тому головним результатом проєкту може бути не лише фінансова цифра. Йдеться про поступовий перехід від традиційної електромережі, де диспетчер переважно реагує на вже наявну проблему, до системи, яка в реальному часі бачить свій стан, прогнозує ризики й допомагає перебудуватися до того, як локальний збій перетвориться на масштабну аварію.

  • Борги на балансуючому ринку гальмують розвиток енергетики України

    Борги на балансуючому ринку гальмують розвиток енергетики України

    Хронічна заборгованість на балансуючому ринку залишається однією з ключових проблем української енергетики та стримує її розвиток за ринковими принципами. Про це заявила голова Української асоціації відновлюваної енергетики (УАВЕ) Ольга Євстігнєєва.

    За її словами, балансуючий ринок протягом багатьох років працює в умовах накопичених боргів, що не дозволяє йому функціонувати відповідно до закладених ринкових механізмів. У результаті, замість прозорої моделі, доводиться використовувати тимчасові рішення, тоді як обсяги заборгованості продовжують зростати.

    «Цей ринок, він хронічно в боргах, і це є дуже велика проблема. І тому сьогодні ми якраз теж будемо відстоювати цю позицію для того, щоб переходити від цього, умовно кажучи, “зоопарку ПСО”, яке існує, і впроваджувати якісь системні ринкові механізми», — заявила Євстігнєєва.

    Вона наголосила, що проблема не обмежується лише балансуючим ринком, а також негативно впливає на розвиток сектору відновлюваної енергетики. На її думку, для ефективної роботи енергоринку необхідно одночасно розвивати об’єкти «зеленої» генерації та системи накопичення енергії, щоб усі сегменти галузі працювали як єдина збалансована система.

    «Проблема боргів, вона є як на балансуючому ринку, так і може з’являтися на ринку ВДЕ. І оці всі такі девіації ринкові стоять для нас завданням, для того, щоб їх вирішити і щоб успішно об’єднатися з Європою», — підкреслила голова УАВЕ.

    За її словами, подолання системної заборгованості є необхідною умовою для подальшої інтеграції українського енергетичного ринку до європейського простору та впровадження сучасних ринкових правил.

    Раніше директор Центру досліджень енергетики Олександр Харченко зазначав, що причиною накопичення боргів на балансуючому ринку є не технічні недоліки, а підприємства критичної інфраструктури, які продовжують споживати електроенергію, однак тривалий час не розраховуються за отримані послуги.

  • НКРЕКП пропонує підвищити тарифи “Укренерго” з 1 липня 2026 року: що відомо

    НКРЕКП пропонує підвищити тарифи “Укренерго” з 1 липня 2026 року: що відомо

    Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг НКРЕКП розглядає можливість суттєвого перегляду тарифів для НЕК Укренерго, який може набрати чинності з 1 липня 2026 року. Йдеться про оновлення тарифів на передачу та диспетчеризацію електроенергії, що є ключовими елементами функціонування об’єднаної енергосистеми України та визначають вартість транспортування електроенергії магістральними мережами.

    Питання було винесене на розгляд під час засідання НКРЕКП, де регулятор представив попередні розрахунки нових тарифів. Згідно з проєктом, тариф на передачу електроенергії пропонується встановити на рівні 903,53 гривні за мегават-годину без урахування ПДВ, що на понад 21 відсоток вище чинного рівня. Окремо передбачено суттєві зміни для підприємств металургійної галузі, зокрема для так званої “зеленої” електрометалургії, для якої тариф може зрости до 535,97 гривні за мегават-годину, що означає збільшення приблизно на 42 відсотки.

    Також регулятор розглядає підвищення тарифу на диспетчеризацію, який відповідає за балансування енергосистеми та оперативне управління потоками електроенергії. У проєкті пропонується встановити його на рівні 118,64 гривні за мегават-годину, що означає зростання майже на 8 відсотків. У НКРЕКП наголошують, що ці показники є попередніми та можуть бути змінені після публічного обговорення, консультацій з учасниками ринку та остаточного затвердження рішення.

    Водночас сам Укренерго пропонував значно більш суттєве підвищення тарифів. У первинних розрахунках компанія закладала збільшення тарифу на передачу майже на третину, підвищення для промислових споживачів ще на понад половину, а також суттєве зростання вартості диспетчеризації більш ніж на 50 відсотків. Таким чином, запропонований регулятором варіант наразі виглядає як компромісний між потребами оператора системи передачі та загальними економічними обмеженнями.

    Причини перегляду тарифів, за даними енергетичних джерел і профільних медіа, пов’язані з кількома ключовими факторами. Серед них насамперед зростання валютних курсів, яке безпосередньо впливає на витрати компанії, особливо в частині зобов’язань перед виробниками електроенергії з відновлюваних джерел, адже їхня компенсація частково прив’язана до євро. Додатковим чинником є перегляд прогнозного балансу Об’єднаної енергосистеми України, згідно з яким очікується зменшення загального виробництва електроенергії приблизно на 9,5 відсотка та скорочення обсягів її передачі на 5,5 відсотка, що автоматично впливає на розподіл витрат інфраструктури.

    Ще одним важливим елементом у розрахунках є зміни на ринку електроенергії після лібералізації цінових обмежень. Очікується, що перегляд прайс-кепів з 1 травня 2026 року призведе до зростання середньозваженої ціни електроенергії, яка використовується як базовий орієнтир у взаєморозрахунках між учасниками ринку. Це також впливає на фінансову модель роботи оператора системи передачі та потребує коригування тарифної політики.

    У НКРЕКП підкреслюють, що запропоновані зміни не стосуватимуться побутових споживачів і не вплинуть безпосередньо на тариф для населення. Водночас промислові підприємства, особливо енергоємні галузі, можуть відчути додаткове фінансове навантаження, що потенційно позначиться на собівартості продукції та конкурентоспроможності окремих секторів економіки.

    Остаточне рішення щодо тарифів буде ухвалено після завершення всіх процедур обговорення та погодження. Регулятор наголошує, що процес є відкритим і передбачає врахування позицій учасників ринку, експертів та профільних асоціацій. У той же час енергетичний сектор України залишається в стані реформування та адаптації до нових економічних умов, що зумовлює регулярний перегляд тарифної політики з урахуванням макроекономічних та ринкових факторів.

  • Укренерго просить підвищити тариф на передачу електроенергії

    Укренерго просить підвищити тариф на передачу електроенергії

    НЕК Укренерго звернулася до Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, із пропозицією переглянути тарифи на передачу електроенергії та диспетчерське управління енергосистемою на 2026 рік. У компанії пояснюють необхідність підвищення тарифів комплексом фінансових, економічних та ринкових факторів, які посилилися на тлі війни, коливань валютного курсу та змін на енергетичному ринку України. Про це йдеться в офіційному повідомленні Укренерго.

    Однією з ключових причин для перегляду тарифів компанія називає суттєве зростання валютних курсів. В “Укренерго” наголошують, що значна частина фінансових зобов’язань компанії прямо або опосередковано прив’язана до іноземної валюти, насамперед євро.

    Особливо це стосується виконання спеціальних обов’язків перед виробниками електроенергії з відновлюваних джерел. В Україні діє система підтримки “зеленої” генерації, в межах якої тариф для виробників частково фіксується в євро. Через це девальвація гривні автоматично збільшує витрати оператора системи передачі.

    “Це створює додаткове фінансове навантаження на “Укренерго”, зокрема в контексті виконання передбачених чинним законодавством спеціальних обов’язків перед “зеленою” генерацією, ціна якої фіксується в євро”, — пояснили у компанії.

    У компанії фактично визнають, що нинішній рівень тарифів уже не дозволяє повною мірою компенсувати витрати, які виникають через валютні ризики та зміни економічної ситуації.

    Ще одним важливим фактором стала зміна прогнозного балансу Об’єднаної енергетичної системи України до кінця 2026 року. Згідно з новими розрахунками, прогнозний обсяг відпуску електроенергії в країні скоротиться на 9,5%, а обсяг її передачі — на 5,5%.

    Для оператора системи передачі це означає суттєве зменшення доходів, адже тарифна виручка “Укренерго” безпосередньо залежить від обсягів переданої електроенергії.

    “Це прямо впливає на обсяг тарифних надходжень, за рахунок яких мають покриватись інші статті видатків НЕК “Укренерго” як оператора системи передачі”, — зазначається у повідомленні.

    Фактично в компанії попереджають, що за нинішніх умов без перегляду тарифів можуть виникати труднощі із фінансуванням критично важливих напрямків роботи енергосистеми.

    Ситуацію додатково ускладнює рішення НКРЕКП про лібералізацію прайс-кепів — граничних цін на ринку електроенергії. З 1 травня 2026 року регулятор пом’якшив обмеження на ціни, що призвело до зростання середньозваженої вартості електроенергії на ринку.

    У “Укренерго” пояснюють, що це також впливає на фінансові розрахунки компанії з іншими учасниками ринку, оскільки збільшується база для взаєморозрахунків.

    “Сукупність усіх цих факторів вимагає невідкладного реагування”, — наголосили в компанії.

    Водночас в “Укренерго” окремо підкреслюють, що запропоноване підвищення тарифів не означає автоматичного підвищення вартості електроенергії для населення. Компанія нагадує, що тариф на передачу електроенергії напряму не застосовується до побутових споживачів.

    Тобто нинішня фіксована ціна електроенергії для населення формально не змінюється через рішення щодо тарифів оператора системи передачі. Водночас експерти енергетичного ринку неодноразово зазначали, що будь-які зміни тарифів у секторі в довгостроковій перспективі все одно впливають на загальну структуру собівартості електроенергії.

    Питання тарифів “Укренерго” залишається одним із найбільш дискусійних у сфері енергетики ще з початку повномасштабної війни. Компанія регулярно заявляє про зростання фінансового навантаження через необхідність підтримки енергосистеми після масованих російських атак.

    Після ударів по енергетичній інфраструктурі у 2022–2025 роках “Укренерго” змушене спрямовувати значні ресурси на аварійні ремонти, відновлення підстанцій, мереж та забезпечення стабільності роботи енергосистеми.

    Крім того, оператор системи передачі продовжує працювати в умовах високих витрат на імпорт обладнання, закупівлю трансформаторів, кабельної продукції та іншої техніки, значна частина якої закуповується за кордоном.

    Фінансове навантаження на енергетичний сектор також посилюється через скорочення споживання електроенергії. Через війну частина промислових підприємств або зупинила роботу, або працює не на повну потужність. Це безпосередньо впливає на доходи енергетичних компаній.

    Наприкінці 2025 року НКРЕКП уже ухвалювала рішення про двоетапне підвищення тарифу “Укренерго” на 2026 рік. Із 1 січня до 31 березня тариф становив 713,68 гривні за мегават-годину, що приблизно на 4% більше, ніж роком раніше.

    Із 1 квітня тариф було підвищено до 742,91 гривні за мегават-годину, що означало зростання вже на 8,2%.

    Тепер компанія фактично просить про новий перегляд тарифної політики через зміну макроекономічних умов та фінансових прогнозів.

    Рішення щодо можливого підвищення тарифів має ухвалити НКРЕКП після аналізу пропозицій “Укренерго” та проведення відповідних регуляторних процедур. Наразі конкретні параметри можливого нового тарифу офіційно ще не оприлюднені.

    На тлі війни стабільна робота Укренерго залишається одним із ключових факторів енергетичної безпеки країни. Саме оператор системи передачі відповідає за балансування енергосистеми, міжрегіональний розподіл електроенергії та інтеграцію України до європейської енергомережі ENTSO-E.

    В умовах постійних російських атак на енергетичну інфраструктуру питання фінансової стабільності енергокомпаній стає критично важливим для проходження наступного опалювального сезону та забезпечення безперебійного електропостачання в країні.

  • Рада підтримала законопроєкт про розвиток «зеленої» енергетики та інтеграцію з ЄС

    Рада підтримала законопроєкт про розвиток «зеленої» енергетики та інтеграцію з ЄС

    Верховна Рада України підтримала у першому читанні законопроєкт №14271, який передбачає імплементацію норм Європейського Союзу у сфері відновлюваних джерел енергії та подальшу інтеграцію українського енергетичного законодавства до стандартів ЄС. Документ є частиною євроінтеграційного курсу та спрямований на розвиток «зеленої» енергетики в Україні.

    Як повідомляє профільне видання ExPro, за відповідне рішення проголосували 236 народних депутатів.

    Законопроєкт передбачає комплексне оновлення регулювання сфери відновлюваної енергетики. Зокрема, йдеться про узгодження української термінології з нормами ЄС, запровадження механізму формування національних цілей розвитку ВДЕ, а також створення поняття спільнот відновлюваної енергії.

    Також документ передбачає можливість реалізації спільних проєктів із країнами Європейського Союзу, запровадження статистичних трансферів, а також визначення спеціальних зон для розвитку об’єктів відновлюваної енергетики, накопичувачів енергії та мережевої інфраструктури.

    Окремо законопроєкт встановлює принципи спрощення дозвільних процедур для інвесторів у сектор ВДЕ та запроваджує критерії сталості для біопалив, біорідин і палив з біомаси. Це має наблизити українське законодавство до європейських екологічних стандартів і полегшити залучення інвестицій у галузь.

    У пояснювальних матеріалах наголошується, що документ спрямований на створення більш гнучкої та сучасної моделі розвитку енергетичного сектору, яка відповідатиме правилам внутрішнього ринку ЄС.

    Розвиток відновлюваної енергетики також розглядається як важливий елемент відновлення енергосистеми України після руйнувань, спричинених російськими атаками на інфраструктуру.

    Раніше голова правління НЕК «Укренерго» Віталій Зайченко заявляв, що енергосистемі України в найближчій перспективі необхідно близько 9,5 ГВт нових потужностей. Йдеться про поєднання різних типів генерації, зокрема газової, біоенергетики, систем накопичення енергії та відновлюваних джерел.

    Після ухвалення в першому читанні законопроєкт буде доопрацьований перед другим читанням. Очікується, що під час подальшого розгляду уточнять механізми підтримки інвесторів і правила інтеграції українського енергоринку до європейського.

  • Витрати ЄС на енергоімпорт зросли на 22 млрд євро через кризу на Близькому Сході

    Витрати ЄС на енергоімпорт зросли на 22 млрд євро через кризу на Близькому Сході

    Європейський Союз зіткнувся зі значним зростанням витрат на імпорт енергоносіїв на тлі загострення конфлікту на Близькому Сході. За даними Європейської комісії, за 44 дні після початку війни витрати ЄС на закупівлю викопного палива збільшилися більш ніж на 22 мільярди євро.

    Про це заявила президентка Єврокомісії Урсула фон дер Ляєн, зазначивши, що ситуація на енергетичних ринках залишається вразливою, а перебої з постачанням енергоресурсів із регіону Перської затоки можуть зберігатися навіть у разі швидкого завершення бойових дій.

    У Брюсселі наголошують, що нинішня криза вкотре підкреслила залежність ЄС від глобальних постачань викопного палива та чутливість європейського ринку до геополітичних потрясінь. Саме тому Єврокомісія вже підготувала пакет коротко- та довгострокових заходів для стабілізації енергетичної системи.

    Серед оперативних кроків — координація між державами-членами ЄС щодо закупівлі газу та управління запасами у сховищах, а також можливість скоординованого вивільнення стратегічних запасів нафти у разі різкого дефіциту. Окремо розглядаються механізми підтримки домогосподарств і галузей економіки, найбільш уразливих до стрибків цін на енергоносії.

    Єврокомісія також закликає країни-члени до узгодженого підходу у сфері енергетичної політики, щоб уникнути фрагментації ринку та цінових дисбалансів усередині ЄС. Паралельно обговорюються заходи зі зниження попиту на енергію, які мають бути тимчасовими та не обмежувати свободу вибору споживачів.

    Окремий акцент робиться на структурних змінах енергетичної системи ЄС. Йдеться про прискорення диверсифікації постачань енергоресурсів, розвиток інфраструктури для імпорту скрапленого природного газу (LNG), а також збільшення частки відновлюваних джерел енергії. Ці кроки є частиною довгострокової стратегії ЄС зі зменшення залежності від нестабільних регіонів і викопного палива.

    У Брюсселі також зазначають, що енергетичні ринки Європи залишаються надзвичайно чутливими до зовнішніх факторів. Після новин про ескалацію конфлікту на Близькому Сході ціни на газ у Європі суттєво зросли, що підтверджують і ринкові індикатори. Аналітики пов’язують це з очікуваннями можливих перебоїв у постачанні та загальною невизначеністю на глобальних ринках.

    На цьому тлі ЄС продовжує політику, започатковану після попередніх енергетичних криз, зокрема щодо обов’язкового заповнення газових сховищ до зимового сезону та створення спільних механізмів закупівель, які дозволяють державам-членам координувати свої дії та зменшувати цінову конкуренцію між собою.

    Європейська комісія планує представити оновлений пакет антикризових пропозицій на рівні лідерів ЄС найближчим часом. Очікується, що частина рішень буде винесена на обговорення під час неформального засідання Європейської Ради на Кіпрі.

    Таким чином, енергетична політика ЄС знову опинилася в центрі уваги через нову хвилю глобальної нестабільності, яка впливає як на ціни для споживачів, так і на довгострокову стратегію енергетичної безпеки Європи.

  • Ціни до 60 грн і різкий відкат: що сталося з тарифами на зарядку електрокарів

    Ціни до 60 грн і різкий відкат: що сталося з тарифами на зарядку електрокарів

    На початку 2026 року ринок електрозарядних станцій в Україні пережив різкий, але короткочасний ціновий сплеск. На окремих локаціях тарифи сягали 46–60 гривень за кВт·год, однак уже за кілька днів почали знижуватися. Про причини таких коливань розповів співвласник мережі електрозарядних станцій Flash Денис Косой.

    За його словами, різке подорожчання не було пов’язане зі зростанням попиту. Ключовим фактором стала ланцюгова реакція операторів на зміну регуляторних умов на ринку електроенергії. У середині січня було підвищено граничну ціну електроенергії — так званий прайс-кеп. Частина операторів електрозарядних станцій відреагувала на це миттєво, заклавши в тарифи ризик подальшого подорожчання.

    Косой пояснює, що після підвищення прайс-кепу один із великих гравців ринку — Ionity — скоригував свої тарифи, а за ним підтягнулися й інші оператори. EcoFactor, як і низка конкурентів, почав переглядати ціни, орієнтуючись не лише на власну собівартість, а й на дії лідерів ринку. У результаті тарифи на багатьох станціях зросли автоматично та нерівномірно.

    На окремих локаціях різке підвищення пояснювалося поєднанням кількох чинників: закупівлею електроенергії за піковими цінами, страхом можливого дефіциту через воєнні ризики, а також відсутністю оперативної інформації про реальну собівартість у конкурентів. Частина операторів підняла ціни «про запас», не маючи чіткого розуміння подальшої динаміки ринку.

    Водночас не всі мережі пішли цим шляхом. За словами Косого, мережа Flash підвищила тарифи лише на 1–2 гривні. Він зазначає, що навіть за зростання собівартості до 20 гривень за кВт·год економічно обґрунтованою була б ціна близько 30 гривень, однак компанія спершу орієнтувалася на рівень до 26 гривень і надалі коригувала тарифи залежно від ситуації.

    Різке подорожчання викликало масову негативну реакцію користувачів. Після цього оператори почали повертатися до економічно обґрунтованих рівнів. Уже за кілька днів ціни на більшості зарядних станцій знизилися. Наразі тарифи коливаються в межах 20–24 гривень за кВт·год залежно від локації, типу станції та умов закупівлі електроенергії. В окремих випадках ціна становить 18–22 гривні.

    Попри цінові коливання, обсяги зарядок не зменшилися. За оцінками операторів, ринок приблизно порівну ділиться між домашньою та комерційною зарядкою. Через аварійні та планові відключення електроенергії водії дедалі частіше змушені користуватися комерційними станціями, що дозволяє деяким мережам фіксувати рекордні показники.

    Косой пояснює, що навіть за невеликої ємності батареї електромобіля запасу ходу вистачає лише на обмежену відстань, після чого водії змушені звертатися до швидкісних зарядних станцій. Там за кілька годин можна підзарядити авто повністю або принаймні наполовину, що підтримує стабільний попит навіть у періоди високих тарифів.

    У лютому, за оцінками співвласника Flash, середня собівартість зарядки може зрости до 18 гривень за кВт·год, що потенційно змусить частину операторів знову переглянути ціни. Водночас навесні ринок традиційно входить у більш сприятливий період.

    Зі зростанням частки сонячної генерації, зменшенням пікових навантажень і посиленням конкуренції між операторами тарифи зазвичай знижуються. Попри наявні в Україні близько 18 гігават потужностей відновлюваних джерел енергії, не всі вони працюють одночасно через балансування мережі та воєнні ризики. Якщо ситуація залишатиметься стабільною, навесні ціни на зарядку електромобілів можуть знову піти вниз, а травень традиційно стане одним із найкращих періодів для ринку.