Проблеми та перспективи галузі ВДЕ в 2025 році

З жовтня 2025 року росія повернулася до масованих ударів по енергетичній інфраструктурі України.
Але цього разу мета інша — не точкове знищення генерації чи підстанцій, а системне доведення енергосистеми до колапсу.
Під одночасним ударом опиняються електричні мережі, теплові електростанції, об"єкти генерації та розподілу — без ілюзій щодо "окремих напрямів атаки". У такій ситуації енергетична спільнота цілком обґрунтовано наполягає: централізована об"єднана енергосистема має залишатися базовою моделлю функціонування, і відмова від неї є критично небезпечною.
З цим важко не погодитися.
Так само після майже чотирьох років повномасштабної війни в країні зберігається надія на початок мирного врегулювання у 2026 році, що, здавалося б, не створює стимулів для подальшої фрагментації енергосистеми. Втім, якщо не обманювати себе, постає інше питання: хіба ми не усвідомлюємо, що війна з рф є екзистенційним конфліктом, який не завершиться доти, доки існує держава-агресор? А отже — чи не потребує ця реальність відмови від усталених догм і перегляду логіки електро- та теплозабезпечення загалом? Питання риторичні.
Відповіді — очевидні. Практика чотирьох років війни дала достатньо конкретних прикладів: відновлювана генерація, маневрова газова генерація, установки зберігання електроенергії, які разом формують основу розподіленої генерації, здатні не лише пом"якшувати наслідки енергетичного терору, а й підтримувати базове функціонування економіки.
Це поступово усвідомлюють і органи державної влади, і законодавець.
Але, дивлячись на результати 2025 року, варто чесно поставити запитання: чи робимо ми справді достатньо?Відповіді на ці питання розбирали в цьому матеріалі старша партнерка Altelaw&Sempra Ольга Савченко та партнер Altelaw&Sempra Ігор Ретівов. Ольга Савченко, cтарша партнерка Altelaw&Sempra Заборгованість Станом на 01.12.2025 року заборгованість ДП "Гарантований покупець" перед виробниками електричної енергії з ВДЕ становила 15,56 млрд грн, що фактично корелює з обсягом заборгованості ПрАТ "НЕК "УКРЕНЕРГО" перед Гарантованим покупцем.
Водночас рівень розрахунків за 2025 рік досяг 95%, що об"єктивно стало заспокійливим сигналом для ринку та значною мірою є наслідком затвердження тарифу на передачу, наближеного до економічно обґрунтованого.
Досить високими залишаються й показники розрахунків за попередні роки: 99,2% за 2023 рік та 89,3% за 2024 рік. Разом із тим, навіть після трьох років війни невирішеним залишається питання заборгованості 2022 року, рівень розрахунків за якою становить лише 66,2%.
Ця проблема має системний характер і безпосередньо пов"язана з відсутністю врегулювання питань купівлі електричної енергії у виробників, розташованих на тимчасово окупованих територіях, а також із відповідальністю за небаланси, що є взаємопов"язаними.
Наявність такої заборгованості фактично змушує виробників звертатися до суду для її стягнення, що, своєю чергою, формує для Гарантованого покупця додаткове фінансове навантаження у вигляді судового збору, компенсації витрат на правову допомогу та виконавчого збору в розмірі 10% від суми боргу.
За поточного стану справ вирішення цієї проблеми можливе виключно через законодавчі зміни, відповідні пропозиції щодо яких були закладені в законопроєкті №13219, і ринок очікує їх ухвалення як елементу підтвердження державних гарантій виробникам з ВДЕ. На цьому тлі ситуація з розрахунками з виробниками з альтернативних джерел виглядає відносно стабільнішою, ніж у попередні роки.
Водночас стан розрахунків на балансуючому ринку є критичним.
Так, станом на 20 листопада 2025 року заборгованість учасників балансуючого ринку перед НЕК "Укренерго" сягнула 41 млрд грн — рівня, який ще донедавна здавався малоймовірним для цього сегмента.
Протягом 2025 року борг зріс на 18,6%, причому зростання мало не разовий, а системний характер, що свідчить про глибокі структурні проблеми в архітектурі балансуючого ринку. Паралельно формується і зустрічна заборгованість: борг НЕК "Укренерго" перед учасниками балансуючого ринку в середині листопада досяг 21 млрд грн, встановивши історичний максимум і продемонструвавши зростання на 27% порівняно з початком року.
Таким чином, у системі балансування фактично зафіксовано замкнене коло боргів, яке самовідтворюється. Критичність ситуації на балансуючому ринку полягає не лише в абсолютних цифрах.
За такого стану розрахунків будь-які регуляторні спрощення або стимули перестають бути аргументом для інвестора, зокрема при ухваленні рішень щодо реалізації проєктів з будівництва установок зберігання енергії, розвиток яких є пріоритетним для енергосистеми. Теоретично вирішення проблеми заборгованості з боку НЕК має два класичні інструменти: кредитування або перерозподіл коштів з інших джерел доходу (зокрема, через тариф на диспетчеризацію).
Однак з огляду на репутаційні та іміджеві проблеми, що мали місце у 2025 році, залучення кредитного фінансування стає дедалі складнішим і, навіть у разі його отримання, має чітко цільовий характер — переважно "на відновлення" пошкодженого обладнання.
Профіцит коштів у тарифі, своєю чергою, не є стабільним. У такій конфігурації ситуація вимагає концептуального рішення, яке виходить за межі точкових фінансових заходів.
Йдеться насамперед про перегляд механізмів ПСО як системний крок, а також про реальне врегулювання проблеми неплатежів великих боржників, у тому числі підприємств критичної інфраструктури. Спроби врегулювати порядок дій у разі наявності заборгованості, включно із застосуванням санкцій у вигляді припинення електропостачання, були закладені в законі №4213.
Ним встановлювалися чіткі строки врегулювання заборгованості та передбачалося право відключення неплатників. Проте на практиці ці норми фактично не застосовуються, що, зокрема, підтверджується судовою практикою.
Показовим є рішення у справі №916/1701/25 від 09.10.2025, яким суд, проігнорувавши положення закону, зобов"язав постачальника останньої надії відновити електропостачання АТ "Одеський припортовий завод" з огляду на потенційні екологічні та соціальні наслідки його припинення. Таким чином, навіть формальна наявність процедур і правових інструментів не впливає на кінцевий результат, що свідчить лише про одне — без політичної волі проблема неплатежів в енергетиці залишатиметься системною. Ігор Ретівов, партнер Altelaw&Sempra Функціонування існуючих моделей підтримки Аукціони НЕК Запроваджені НЕК "Укренерго" ще у 2024 році довгострокові аукціони на ринку допоміжних послуг — які передбачають можливість протягом п"яти років отримувати гарантований викуп заявленої потужності за ціною, що сформувалася за результатами аукціону, — стали одним із небагатьох по-справжньому дієвих стимулів для будівництва нових потужностей установок зберігання енергії (УЗЕ) та когенераційних газових установок (КГУ). Станом на 31.12.2025 року "Укренерго" провело чотири спеціальні аукціони з довгострокового придбання допоміжних послуг.
За їх результатами переможці взяли на себе зобов"язання щодо будівництва до 810 МВт нових потужностей УЗЕ та КГУ.
Граничний строк введення цих об"єктів в експлуатацію, залежно від дати проведення відповідного спецаукціону, визначено до 21 листопада 2026 року. Показовим є те, що установки, які відповідно до умов перших спеціальних аукціонів мали бути введені в експлуатацію вже у 2025 році, фактично були збудовані та розпочали роботу.
Сукупний обсяг введених потужностей становить 423 МВт.
Хоча з точки зору загального балансу системи цей обсяг не є визначальним, він уже зараз позитивно впливає на роботу ринку та стабільність енергосистеми. Таким чином, модель довгострокових аукціонів на допоміжні послуги зарекомендувала себе як ефективна та працездатна.
Конкурси відбувалися прозоро, а ризик недобудови окремих об"єктів у межах цієї моделі пов"язаний радше з індивідуальними прорахунками інвесторів, ніж із недоліками самого регуляторного механізму. Конкурс на будівництво нових потужностей У межах цієї моделі, яка формально була передбачена законодавством ще з 2019 року, у березні 2025 року нарешті було оголошено конкурс.
Його метою стало будівництво нових маневрових потужностей із подальшою компенсацією інвестору вартості вкладених інвестицій протягом 10 років з дати завершення будівництва.
Для реалізації проєкту переможцю конкурсу надавалося один рік з моменту визнання результатів. Очікувалося, що переможців буде оголошено наприкінці квітня 2025 року.
Проте цього не відбулося — спочатку через процедурні збої, а згодом і через політично-інституційні фактори, які фактично заблокували завершення конкурсу. Після попереднього визначення результатів частина великих гравців, пропозиції яких були відхилені з формальних підстав, публічно й неформально почала вимагати перегляду підсумків.
Аргументація зводилася до того, що надмірний формалізм не має домінувати над економічною логікою конкурсу.
Фактично ж такі вимоги ставили під сумнів сам принцип проведення конкурсів за фіксованими та заздалегідь визначеними правилами. Водночас справжньою причиною затягування процесу стали не стільки скарги учасників, скільки кадрові та репутаційні кризи в енергетичному секторі.
Зміна складу конкурсної комісії, корупційні скандали навколо колишніх посадовців Міненерго, а також публічні звинувачення у політичному втручанні зробили будь-яке рішення по конкурсу токсичним.
За таких умов комісія фактично перейшла в режим самооборони: краще не ухвалювати жодних рішень, ніж ухвалювати їх під політичним тиском і з ризиком персональної відповідальності.
Додатковим стоп-фактором стала відсутність чітко прописаного механізму завершення конкурсу після зміни складу комісії. Фактичне розблокування процедури стало можливим лише після прямого втручання Кабінету міністрів, який наприкінці грудня ухвалив зміни до порядку проведення конкурсу, тим самим легалізувавши його завершення без перезапуску всієї процедури. У підсумку, нові маневрові потужності, критично необхідні енергосистемі, могли б уже пів року перебувати на стадії будівництва.
Натомість політичні баталії та інституційна невизначеність призвели до того, що потреба системи в нових потужностях поступилася реальним інтересам посадовців.
Станом на сьогодні інформація про проведення нових конкурсів у межах цієї моделі відсутня. Аукціони з розподілу квот Аукціони з розподілу квот підтримки є ключовою моделлю державної підтримки виробників з відновлюваних джерел енергії.
Її логіка полягає в тому, що держава через конкурентні аукціони відбирає нові проєкти ВДЕ, фіксує для переможців аукціонну ціну електроенергії строком на 12 років та компенсує різницю між ринковою ціною і цією аукціонною ціною за механізмом ринкової премії.
При цьому модель передбачає і зворотний обов"язок: у разі продажу електроенергії дорожче за аукціонну ціну виробник має здійснювати доплату Гарантованому покупцю. У 2025 році в Україні було проведено чотири аукціони з розподілу квот підтримки для ВДЕ, однак результативним став лише один із них.
Такий результат є показовим і свідчить не про випадкові збої, а про системні проблеми самої моделі в її чинному вигляді. Перший аукціон — для сонячних електростанцій на 33 МВт, який відбувся 13 березня 2025 року, не відбувся через відсутність учасників, попри встановлену максимальну цінову пропозицію на рівні 8 євроцентів/кВт·год.
Аналогічна ситуація склалася 4 квітня 2025 року під час аукціону для вітрових електростанцій на 100 МВт: за тієї ж граничної ціни інвестори участі не взяли.
Третій аукціон — для інших джерел ВДЕ на 47 МВт, проведений 12 травня 2025 року, — також не відбувся через відсутність заявок, навіть попри вищу максимальну ціну на рівні 12 євроцентів/кВт·год. Причини такої поведінки інвесторів лежать значно глибше, ніж параметри окремих аукціонів.
Йдеться насамперед про дефіцит довіри до стабільності регуляторного середовища, хронічну заборгованість Гарантованого покупця перед виробниками з ВДЕ — який у межах аукціонної моделі виступає ключовою стороною — а також недостатню привабливість самої моделі підтримки на законодавчому рівні. Єдиним успішним у 2025 році став аукціон для вітрових електростанцій на 150 МВт, проведений 31 липня 2025 року.
Його переможцем стало ТОВ "ДТЕК ТИЛІГУЛЬСЬКА ВІТРОЕЛЕКТРО СТАНЦІЯ" з ціновою пропозицією 7,96 євроцентів/кВт·год, яка отримала право на підтримку щодо 120 МВт, що відповідає 80% від сукупної запропонованої потужності.
Фактично цей аукціон залишився радше винятком, ніж підтвердженням працездатності моделі. Змінити ситуацію з інтересом інвесторів до аукціонної підтримки можливо передусім через законодавчі зміни.
До ключових з них належать: подовження строку підтримки з 12 щонайменше до 20 років, модифікація механізму ринкової премії із скасуванням обов"язку зворотної доплати Гарантованому покупцю у разі продажу електроенергії дорожче аукціонної ціни, а також зниження рівня гарантійних платежів.
Усі ці пропозиції зафіксовані в законопроєкті №13219, однак цей проєкт уже понад пів року не просувається процедурно, що лише посилює скепсис інвесторів щодо реальності позитивних змін. У результаті частина виробників з ВДЕ, оцінивши перспективи запуску нових генеруючих потужностей у межах державної моделі підтримки, почала шукати альтернативні інструменти самостійно.
Так виникла ідея Фонду гарантування ціни, яка передбачає створення приватного фонду, здатного гарантувати фіксовану ціну викупу електроенергії з ВДЕ на довгостроковий період, що, своєю чергою, відкриває доступ до фінансування для нових проєктів. За участі Української вітроенергетичної асоціації та Європейсько-українського енергетичного агентства ця ідея трансформувалася у повноцінний проєкт, який отримав підтримку Європейського банку реконструкції та розвитку та країн-партнерів.
Меморандум щодо створення Фонду було підписано в липні під час Конференції з відновлення України (URC), і наразі ринок очікує, що Фонд розпочне роботу у 2026 році.
У разі успішного запуску йдеться не лише про додатковий стимул для розвитку ВДЕ, а й про перший приклад міждержавного, але водночас приватного партнерства у сфері підтримки відновлюваної енергетики. Робота на ринку Не можливо не відзначити, що без жодної підтримки здійснили інвестиції та побудували нову генерацію для роботи на ринку електричної енергії ряд українських та іноземних інвесторів, додавши 324 МВт вітроелектростанцій.
За оцінками галузевих спеціалістів також збудовано приблизно 500 МВт сонячних електростанцій, проте точну потужність встановити неможливо, оскільки більшість СЕС будуються все ж для покриття власних потреб. Нові моделі роботи на ринку Активні споживачі Модель активного споживача передбачає можливість встановлення об"єктів генерації для власних потреб в рамках дозволеної до споживання потужності з мінімальними вимогами щодо отримання дозвільної документації в процесі інсталяції та можливістю віддавати 50% надлишків в мережу.
Модель активно використовується для самоспоживання, хоча і не має значного економічного ефекту, враховуючи той факт, що обмеження відпуску в 50%, якого чекав ринок, так і не відбулось. Третя особа та споживач Стаття 58-1 закону "Про ринок електричної енергії" передбачає можливість спрощеної (без отримання ліцензії на постачання електроенергії та лише з укладанням договору купівлі-продажу електроенергії) взаємодії між третьою особою, якою виступає інвестор-виробник електричної енергії та споживачем.
Безпосередньо модель полягає в тому, що інвестор може збудувати генеруючу установку та отримати гарантований викуп електроенергії, а споживач - мати альтернативне електроживлення за ціною, меншою за ринкову. В рамках реалізації моделі, звісно, необхідно ввести об"єкт генерації в будівельну експлуатацію, узаконити приєднання по прямій лінії, за необхідності, та залежно від джерела ВДЕ і потужності установки стати активним споживачем і врегулювати відносини з постачальником.
Однак, в той же час, модель набирає значної популярності через взаємовигідність для учасників та є своєрідною відповіддю бізнесу на проблеми в енергетиці. Агрегатор У 2025 році діяльність з агрегації почала активно розвиватися як відповідь на структурну проблему ринку — значну кількість незадіяних генеруючих установок, передусім об"єктів приватної та комунальної власності.
Потужність таких установок у багатьох випадках перевищує власні потреби споживачів і дозволяє здійснювати відпуск електроенергії в мережу, однак без об"єднання та централізованого управління ці ресурси залишаються фрагментованими й фактично не інтегрованими в роботу енергосистеми. Саме цю прогалину і покликана закрити агрегація — об"єднання електроустановок для спільної участі на ринку електричної енергії, зокрема з метою купівлі та продажу електроенергії, а також надання балансуючих і допоміжних послуг.
Така модель істотно підвищує гнучкість енергосистеми, що є критично важливим в умовах зростання частки відновлюваних джерел енергії та децентралізованої генерації.
По суті, агрегатор виконує функцію керуючого менеджера енергетичних активів виробників і споживачів, формуючи з окремих установок єдину віртуальну одиницю, з якою оператор системи передачі працює як з окремим керованим ресурсом. З правової точки зору агрегатор є повноцінним суб"єктом ринку електричної енергії, який несе відповідальність за баланс електроустановок у складі своїх агрегованих одиниць (за принципом "один регіон — одна агрегована одиниця"), має право здійснювати операції на ринку "на добу наперед" та внутрішньодобовому ринку, а також зобов"язаний надавати оператору системи передачі балансуючі та допоміжні послуги. Станом на сьогодні сім компаній отримали окремі ліцензії на здійснення діяльності з агрегації.
Водночас законодавство дозволяє здійснювати агрегацію і без отримання окремої ліцензії — у межах діяльності постачальників та трейдерів, що додатково розширює потенційне коло учасників цього сегмента. Розвиток агрегації має ключове значення для підвищення зрілості та професійності ринку електричної енергії, а також для повноцінного використання наявних потужностей з метою підтримки стабільності енергосистеми.
Водночас на практиці масштабний запуск цієї моделі стримується відсутністю спеціалізованого програмного забезпечення для внутрішньої диспетчеризації агрегованих ресурсів.
Проте зацікавлений бізнес уже активно інвестує у створення відповідних ІТ-рішень, що дозволяє очікувати практичного розвитку моделі агрегації у 2026 році. Нормативно-правове регулювання Касовий метод сплати ПДВ Починаючи з 1 жовтня 2025 року, набрали чинності зміни до Податкового кодексу України, запроваджені законом № 4536-IX, яким внесено коригування до податкового та пов"язаного законодавства у зв"язку з прийняттям закону "Про інтегроване запобігання та контроль промислового забруднення", а також з метою вдосконалення окремих норм податкового регулювання.
Зазначеними змінами продовжено дію спеціального касового методу оподаткування ПДВ для операцій з постачання електричної енергії (а також вугілля і продуктів його збагачення, послуг з централізованого водопостачання та водовідведення) до 1 січня 2028 року, що зменшує, спричинене несвоєчасними оплатами, навантаження на учасників ринку. Податкові та митні пільги У 2024 році законами № 3853-IX та № 3854-IX від 16 липня 2024 року було запроваджено тимчасове звільнення від оподаткування ПДВ та ввізного мита операцій з імпорту на митну територію України енергетичного обладнання, зокрема фотовольтаїчних панелей, систем зберігання енергії, генераторів та іншого обладнання.
Дія цього пільгового режиму була встановлена на період з 27 липня 2024 року до 1 січня 2026 року та мала на меті оперативне посилення енергостійкості в умовах воєнних ризиків. У грудні 2025 року, у відповідь на посилення масованих обстрілів енергетичної інфраструктури з жовтня 2025 року, Верховна Рада прийняла за основу та в цілому зміни до Митного та Податкового кодексів (закони № 4710-IX та № 4698-IX).
Цими законами продовжено дію звільнення від сплати ввізного мита та ПДВ на імпорт енергетичного обладнання до 1 січня 2029 року, що надало бізнесу та громадам довгострокову передбачуваність у плануванні інвестицій. Важливим позитивним елементом зазначених змін стало розширення переліку пільгових товарів шляхом включення товарної позиції УКТ ЗЕД 8502 31 00 00 "Електрогенераторні установки та обертові електричні перетворювачі".
Це дозволило поширити пільговий режим на ключове обладнання для вітрових електростанцій, зокрема турбіни, вежі, лопаті та інші критично важливі компоненти, які раніше не охоплювалися податковими пільгами в повному обсязі. Продовження дії пільгового режиму до 2029 року разом із його розширенням на вітрове обладнання створює умови для прискореного розвитку розподіленої генерації, а також сприятиме оперативному відновленню та модернізації об"єктів енергосистеми в умовах триваючих воєнних викликів, та, звісно, є значним позитивним кроком з боку держави. Реалізація закону № 4213 Законом № 4213 запроваджено ряд необхідних для ринку змін, які реалізовувались в 2025 році, в тому числі, в рамках прийняття відповідного вторинного законодавства, хоча певні моменти, закладені в законі № 4213 так і не знайшли свого коректного відображення на рівні постанов Регулятора. Бронювання Законом № 4213 було комплексно врегульовано низку питань, пов"язаних із приєднанням до електричних мереж.
Зокрема, закон визначив строк чинності технічних умов (ТУ) протягом реалізації проєктів, а також порядок здійснення оплати за ТУ, що дозволило частково вивільнити дефіцитні потужності.
Фактично, механізм сплати за ТУ став інструментом відсікання заявників, які формально отримали умови приєднання, але не мали наміру реалізовувати проєкти, блокуючи потужності "на папері".
Окремо законом було запроваджено механізм бронювання потужності, який застосовується у разі наміру приєднання вітроенергетичних установок потужністю понад 20 МВт. Саме механізм бронювання потужності сьогодні викликає найбільше практичних питань.
За цією процедурою замовник приєднання укладає з оператором системи передачі договір про бронювання, за яким резервуються технічні рішення щодо схеми приєднання (видачі потужності) строком до двох років.
За ініціативою замовника такі технічні рішення можуть бути переглянуті.
Бронювання є платним і здійснюється шляхом внесення 5 000 євро за 1 МВт на ескроу-рахунок протягом 20 календарних днів з дати укладення договору.
У разі подальшого звернення із заявою про приєднання сплачена сума, відповідно до статті 21 закону  "Про ринок електричної енергії", зараховується у вартість приєднання. Водночас саме на цьому етапі виникла колізія у тлумаченні законодавства.
Учасники ринку виходили з презумпції, що кошти, сплачені за бронювання потужності, будуть зараховані як частина передплати за технічні умови.
Оператор системи передачі займає іншу позицію, що на практиці призводить до збільшення початкових довгострокових інвестицій замовників з 10 000 до 15 000 євро за 1 МВт.
Наразі ринок очікує на внесення чітких роз"яснень з боку Регулятора або відповідних змін на рівні законодавчої ініціативи. Паралельно залишається невирішеною низка питань, пов"язаних із реалізацією права замовника приєднання на самостійне виконання робіт.
Попри те, що закон № 4213 заклав таку можливість, її практична імплементація на рівні вторинного законодавства залишається фрагментарною.
Зокрема, право самостійно здійснювати проектування мережевого обладнання, будівельно-монтажні та пусконалагоджувальні роботи не врегульоване належним чином у випадку приєднання до мереж оператора системи розподілу.
Крім того, як при приєднанні до ОСП, так і до ОСР відсутній чіткий порядок взаємодії між учасниками процесу, зокрема щодо структури оплат, виконання робіт, передачі їх результатів та повернення коштів. Водночас саме можливість самостійного виконання робіт з приєднання могла б суттєво прискорити введення в роботу нових генеруючих потужностей та водночас розвантажити операторів систем у період, коли їх ресурси критично необхідні для відновлення та модернізації мереж. Cable pooling Законом № 4213 введено поняття спільного використання мереж різними одиницями генерації в одній точці приєднання, що є аналогом механізму cable pooling. Вторинне законодавство для запуску механізму розроблялось фактично весь рік (Постанова НКРЕКП № 1144 від 29 липня 2025 року, Постанова НКРЕПК № 2061 від 9 грудня 2025 року, Постанова НКРЕКП № від 23 грудня 2025 року), а тому практика роботи механізму з"явиться в 2026 році на що очікує ринок, адже це дозволить збільшити ефективність використання мереж і підвищити рівень стабільності генерації за рахунок використання різних джерел ВДЕ. Законодавчі ініціативи В 2026 році урядом та депутатським корпусом у відповідь на запит ринку та в рамках вище описаних проблематик і моделей було напрацьовано ряд законодавчих ініціатив, найшвидше прийняття яких дозволило б покращити інвестиційний клімат як на рівні будівництва нових об"єктів ВДЕ, так і для будівництва маневрених потужностей. Зокрема, першим і концептуально найширшим є законопроєкт №14271, який має на меті імплементацію кращих практик Європейського Союзу у сфері ВДЕ.
Законопроєктом передбачено усунення ключового розриву між європейською логікою розвитку відновлюваної енергетики та українською реальністю та відповідь одразу на кілька системних викликів: відсутність повноцінного регулювання енергетичних спільнот, формування яких підвищило б можливості участі громад в створенні нових потужностей, відсутність режиму зон прискореного розвитку ВДЕ, які варто було б визначати відповідно до потреб в потужностях кожного регіону.
Фактично, законопроєкт є спробою закласти рамку для децентралізованої, більш гнучкої та менш адміністративно обтяженої моделі розвитку галузі — у логіці RED III, але з урахуванням українських ризиків. Дещо перегукується із завданнями вищевказаного законопроєкту проєкт закону №13450, що пропонує запровадження спеціального статусу для енергетичних проєктів, що становлять суспільний інтерес.
Його поява є відповіддю на очевидну проблему: великі інфраструктурні проєкти у сфері енергетики роками "ламаються" об дублювання процедур, конфлікти компетенцій і відсутність пріоритетності.
Запропонований підхід дозволяє виділити такі проєкти в окрему категорію і застосовувати до них спрощені та прискорені дозвільні механізми. Найбільш критичним для ринку є прийняття законопроєкту № 13219, який дорегульовує ряд прогалин попередніх законів та удосконалює актуальні моделі роботи. Так законопроєктом, окрім дорегулювання механізму аукціонної підтримки пропонується: - ввести сальдування на оплату тарифу на розподіл і передачу при заряджання з мережі УЗЕ виробником, забезпечити можливість підключення установок зберігання енергії виробниками електричної енергії в межах механізму cable pooling, надати можливість операторам УЗЕ додавати генеруючі потужності; - визначити особливості оприлюднення оператором системи передачі інформації щодо необхідної встановленої потужності та ємності установок зберігання енергії на ринку допоміжних послуг і на організованих сегментах ринку з горизонтом планування до 10 років, з урахуванням уже укладених договорів; - надати можливість змінювати джерело електроживлення з початку наступного розрахункового періоду (а не протягом доби) для об"єктів, підключених за прямою лінією; - стимулювати розвиток сегменту прямих договорів на ринку електричної енергії шляхом визначення умов, які можуть передбачатися у двосторонніх договорах, договорах між активним споживачем і третьою стороною, а також у договорах між виробником і споживачем, з"єднаними прямою лінією; - врегулювати нарешті питання перерахунку вартості небалансів за 2022 рік для виробників електричної енергії, які отримують підтримку за "зеленим" тарифом; - запровадити звільнення від сплати за видачу спеціального дозволу на користування надрами для реалізації геотермальних проєктів, що дало б значний поштовх розвитку цього напрямку енергетики; - унормувати процедури відведення земельних ділянок з метою будівництва об"єктів відновлюваної енергетики та установок зберігання енергії, хоча абсолютно спрощена процедура будівництва УЗЕ з правом оформлення документів вже після початку роботи установки була запроваджена шляхом змін до Постанови КМУ № 1320; - врегулювати питання проведення повторної оцінки впливу на довкілля у разі зміни технічних параметрів діючих вітрових електростанцій; - врегулювати застосування законодавства у сфері публічних закупівель до послуг агрегації та діяльності постачальників універсальних послуг, аби дозволити ефективніше використовувати наявні генеруючі потужності і комунальному сектору. Прийняття зазначених змін дало б значний поштовх розвитку ринку та дало б можливість збільшити і об"єм генерації і ефективність його використання. Отже, чи можна сьогодні стверджувати, що держава робить достатньо для забезпечення енергетичної стійкості в умовах триваючої війни та системних загроз? Відповідь радше комплексна, ніж бінарна.
З одного боку, відновлювана генерація, децентралізовані рішення та установки зберігання енергії вже інтегровані в державну політику як інструменти реагування на кризу.
Бізнес у цій частині почутий, а регуляторні та законодавчі кроки свідчать про поступове зближення позицій держави і ринку. З іншого боку, поточний темп змін не відповідає рівню викликів, з якими стикається енергосистема.
В європейській логіці енергетичної політики кризові періоди передбачають не лише адаптацію наявних механізмів, а й їхнє прискорене переосмислення.
Саме швидкість ухвалення рішень, передбачуваність правил та довгострокова стабільність є ключовими факторами довіри інвесторів і стійкості системи. Сьогодні український енергетичний ринок перебуває на етапі, коли подальший розвиток залежить не стільки від наявності правильних ідей, скільки від здатності держави трансформувати їх у послідовну політику.
За відсутності такої трансформації навіть добре спроєктовані інструменти ризикують втратити ефективність через запізнення у впровадженні, що підтверджується останніми подіями. Водночас бізнес демонструє готовність інвестувати, брати на себе ризики та шукати альтернативні моделі фінансування і підтримки.
Завдання держави в цій конфігурації — не стримувати ці процеси, а створити умови, за яких вони стануть масштабованими, прогнозованими та інституційно захищеними.
Саме в цьому полягає перехід від реактивної відповіді на кризу до такої необхідної нам як громадянам стратегічної енергетичної стійкості. Автори: Ольга Савченко, cтарша партнерка Altelaw&Sempra Ігор Ретівов, партнер Altelaw&Sempra