Де газовій генерації купувати газ?

Будь-який інвестиційний проєкт у газову генерацію починається з відповіді на питання: скільки коштуватиме паливо не сьогодні, а в наступні 5-10 років.
Саме прогнозованість ціни газу визначає окупність проєкту, можливість залучення фінансування та готовність інвестора вкладати кошти. Газ є основним паливом для розподіленої та маневрової генерації – газопоршневих, газотурбінних та когенераційних установок, критична необхідність існування якої обумовлена здебільшого веденням стосовно України агресивної війни.
Для цієї категорії виробників паливна складова формує 65-80% собівартості електричної (для когенерації – і теплової) енергії.
Тобто, ціна газу фактично визначає ціну кіловата, а отже – і саму спроможність об"єкта працювати. До весни 2026 року виробники електроенергії мали доступ до газу за спеціальними цінами в межах покладення спеціальних обов"язків (ПСО).
Важливо, що ці ціни й умови постачання свого часу обґрунтовувалися самою державою – стратегічними пріоритетами розвитку розподіленої та маневрової генерації як складової "економічного фронту".
Тобто доступний газ був не "пільгою заради пільги", а інструментом реалізації задекларованої державної політики. Тим показовішим став зворотний крок: змінами до Положення про ПСО установки, що виробляють виключно електричну енергію, були виведені з-під дії пільгового механізму й переведені на повністю комерційне постачання.
Пільгова ціна (19 тис.
грн/тис.
куб.
м) збереглася лише для об"єктів, які одночасно відповідають двом критеріям: уведені в експлуатацію з 1 грудня 2025 року та розташовані в прифронтових областях. Наслідком стало різке зростання вартості палива до повністю ринкового рівня – близько 28 тис.
грн/тис.
куб.
м.
Практично одномоментна зміна правил не лише підірвала поточну економіку об"єктів, а й фактично зупинила інвестиційний розвиток підгалузі: коли невідома ціна палива на найближчі місяці, ухвалювати рішення про будівництво чи модернізацію потужностей неможливо.
Перехідний характер змін породив і господарські спори – зокрема щодо перерахунку вартості газу за "березневий" період, коли статус постачання та застосовна ціна тлумачилися сторонами по-різному. Читайте також Як держава змінила правила для когенерації посеред гри Для більшості інвесторів проблема полягала не лише у збільшенні вартості газу.
Значно серйознішим сигналом стала сама можливість різкої зміни економічних умов уже після прийняття інвестиційного рішення.
Саме передбачуваність регуляторної політики є одним із ключових критеріїв оцінки будь-якого інфраструктурного проєкту. Водночас дохід генерації залишається обмеженим граничними цінами (прайс-кепами) на ринку електричної енергії: 15 тис.
грн/МВт·год на ринку "на добу наперед" і внутрішньодобовому ринку та 17 тис.
грн/МВт·год на балансуючому ринку. Тут варто відзначити й позицію регулятора у цей період: одним із чинників підвищення граничних цін навесні 2026 року стало саме скасування пільгового режиму ПСО, на яке НКРЕКП відреагував відповідними змінами; сезонне підвищення прайс-кепів на зимовий період було по завершенні цього періоду знижено.
У питанні ПСО регулятор демонструє позицію, спрямовану на підтримку галузі, що для інвестора є значущим сигналом щодо готовності держави реагувати на зміну ринкових умов. У підсумку утворюються "ножиці": собівартість газової генерації (8,5-12 тис.
грн/МВт·год залежно від типу установки) значну частину доби наближається до стелі доходу або навіть перевищує ринкову ціну електроенергії, і виробництво стає збитковим поза вечірніми піками. До цього додається ще один критичний чинник – заборгованість перед генерацією на балансуючому ринку.
Коли за газ доводиться сплачувати наперед, а його вартість становить основну частку собівартості, тривала відстрочка розрахунків за вироблену електроенергію перетворює операційну діяльність на постійне кредитування системи власними обіговими коштами.
Для бізнес-моделі, побудованої на поверненні інвестицій, це – фактор підвищеного ризику. За таких умов ключовим практичним питанням для інвестора в газову генерацію є вже не наявність газу як такого, а пошук вигідних умов його закупівлі. Нижче проведено аналіз трьох каналів постачання газу, оцінюючи кожен за критеріями: суб"єктності закупівлі та порогу входу; ціни (орієнтиру або формули); умов поставки; регулювання небалансів. Пряме постачання від "Нафтогаз Трейдинг" Основним постачальником для більшості виробників залишається ТОВ "Нафтогаз Трейдинг".
Практика роботи на повністю комерційних умовах виявила, з погляду інвестора, низку системних складнощів. Суб"єкти.
Канал доступний будь-якому виробникові; а поріг входу мінімальний – договір постачання (нерідко на умовах публічної пропозиції). Ціна.
Ринкова, прив"язана до європейських хабів або індексу Української енергетичної біржі (УЕБ); висока волатильність і слабка кореляція з ціною електроенергії.
Орієнтир – близько 26 тис.
грн/тис.
куб.
м з ПДВ. Умови поставки.
Як правило, 100% передоплата або оплата протягом 1-3 банківських днів; договори містять обмеження щодо оперативного коригування обсягів і штрафні санкції як за недовибірку, так і за перевищення законтрактованих обсягів.
Є довгострокові контракти з фіксованою ціною, це потенційний інструмент прогнозованості, але з відкритими питаннями конкурентності ціни на весь строк та збереження гнучкості обсягів. Небаланси.
За браку або надлишку обсягу – штраф чи докупівля на споті за підвищеною ціною. Окремо слід відзначити суміжний чинник, що посилює фінансовий тиск: заборгованість оператора системи передачі (НЕК "Укренерго") перед учасниками балансуючого ринку, яка обчислюється десятками мільярдів гривень, із затримкою розрахунків, що сягає 12-18 місяців.
Виконуючи команди оператора системи передачі на завантаження (нерідко 6-7 годин на добу в години, коли собівартість не покривається граничною ціною), виробник купує газ за ринковою ціною негайно, а оплату за електроенергію отримує з відстрочкою.
Фактично генерація кредитує систему, приймаючи на себе ризики ціни газу, інфляції та регуляторних змін. Організовані майданчики: УЕБ і публічні торги Українська енергетична біржа пропонує три ринки газу: короткостроковий (поставка на найближчі газові доби у віртуальній торговій точці або ПСГ), ринок стандартизованих продуктів (тиждень/місяць) та електронні біржові торги (довгострокові контракти на індивідуальних умовах).
Усі три формують об"єктивні цінові індекси. Суб"єкти, поріг входу.
Акредитація, статус учасника торгів і члена біржі, обов"язковий договір клірингу з Кліринговою установою, кваліфікований електронний підпис брокера, відповідність автоматизованого робочого місця.
Поріг входу вищий, ніж за прямого постачання. Читайте також Кліринг: як нові правила змінюють ринок деревини Ціна.
Біржові індекси (орієнтовно 20-21 тис.
грн/тис.
куб.
м без ПДВ, без урахування транспортування та зберігання); у договір закладається цінова формула, прив"язана до індексу, що прибирає спекулятивну складову й робить бюджетування передбачуваним. Умови поставки.
Продукти від доби до довгострокових; гарантійне забезпечення – 100% ескроу на короткостроковому ринку та гарантійні внески на інших; управління контрагентським ризиком через списки виключень "Всі крім"/"Ніхто крім". Небаланси.
Урегульовуються через клірингові механізми; ціноутворення прив"язане до короткострокових продуктів. Окремо зверну увагу на структуру біржової ціни.
На короткостроковому ринку УЕБ газ постачається у віртуальній торговій точці (ВТТ) газотранспортної системи або в пункті підземного сховища (ПСГ), а біржова ціна є ціною газу як товару в цій точці.
Вона не включає автоматично вартості транспортування магістральними мережами (тариф оператора ГТС), а у разі придбання газу в ПСГ, – також вартості послуг зберігання та підняття зі сховища.
Ці складові додаються окремо залежно від точки й способу постачання. Тому біржовий індекс і all-in комерційну ціну постачальника коректно порівнювати лише з поправкою на транспортування та зберігання.
Тобто, оскільки біржовий індекс УЕБ відображає лише вартість газу як товару у визначеній точці передачі (ВТТ або ПСГ), а комерційна ціна постачальника, як правило, вже включає витрати на транспортування, балансування, зберігання (за потреби) та маржу постачальника, їх порівняння є коректним лише після приведення до однакової структури витрат. Читайте також Від блекаутів узимку Україну може врятувати розподілена генерація.
Як це працює? Досвід великого міста Публічні торги ("Прозорро") виробник може використовувати добровільно як інструмент прозорого конкурентного відбору постачальника: безкоштовна акредитація з КЕП, оголошення відкритих торгів, де очікувана вартість розрахована на основі вивчення комерційних пропозицій, а в проєкт договору закладено цінову формулу.
Це не окреме джерело газу, а спосіб обрати постачальника в чесній конкуренції за ціною, наближеною до ринкової. Відмінність між УЕБ та "Прозорро" не стільки у способі формування ціни, скільки у механізмі укладення договору.
УЕБ – організований товарний ринок, на якому здійснюється купівля-продаж газу за стандартизованими процедурами та формуються ринкові цінові індикатори.
"Прозорро" не окремий ринок газу, а електронна система конкурентного відбору постачальника, де замовник самостійно визначає умови поставки, формулу ціноутворення, точки передачі, порядок балансування та інші істотні умови договору. Перевагою організованих торгів є використання механізмів фінансового забезпечення виконання зобов"язань.
Зокрема, залежно від умов торгів, у разі відмови переможця від виконання договору забезпечення може бути автоматично списане, що істотно знижує ризики невиконання поставок.
Крім того, інтеграція з інформаційними платформами операторів ГТС та ПСГ забезпечує оперативне підтвердження та облік переданих обсягів газу. УЕБ та "Прозорро" виконують різні функції на ринку газу.
Біржа є організованим товарним ринком, який забезпечує біржову торгівлю та формування ринкових цінових індикаторів.
А "Прозорро" є інструментом проведення конкурентних закупівель, що дозволяє замовнику обрати постачальника на визначених ним комерційних умовах.
Саме тому вони не конкурують між собою, а можуть ефективно використовуватися паралельно. Імпорт та транскордонна співпраця Окремим варіантом забезпечення газом є закупівля імпортованого ресурсу через міждержавні точки з"єднання України з країнами ЄС.
На практиці найбільш ліквідним залишається угорський напрям (VIP Bereg HU->UA). Для самостійного імпорту компанія повинна мати можливість здійснювати операції на суміжному ринку газу або укласти відповідні договори з його учасниками.
На практиці це може передбачати отримання необхідних дозволів та реєстрацій або роботу через ліцензованого шипера чи трейдера. Суб"єкти, поріг входу.
Можливі два шляхи.
Перший це стати повноцінним учасником угорського ринку: ліцензія регулятора MEKH, членство оператора ГТС (FGSZ), центрального контрагента (KELER CCP) і біржі (CEEGEX), з вимогою власного капіталу не менше 150 млн форинтів (400 тис.
євро) та строком реєстрацій щонайменше два місяці. Другий – працювати через шипера-партнера, який має відповідні дозволи й контракти та бере на себе номінації, бронювання потужності, тарифи й митне оформлення; цей варіант реалістичний для компаній без угорських ліцензій. Ціна.
Формується на угорському майданчику (індекс CEEREP) плюс аукціонна премія за потужність; кінцева ціна "на кордоні" залежить від обсягу й логістики та потребує окремого розрахунку. Умови поставки.
Точка передачі – VIP Bereg; стандартні продукти (рік/квартал/місяць/доба); договірна основа – рамкова угода EFET або індивідуальний контракт; для нерезидентів ЄС діють вимоги REMIT (представник, реєстрація в CEREMP, звітування до ACER). Небаланси.
Модель entry-exit ЄС, добове балансування, комерційний баланс за маржинальною ціною; при цьому ціноутворення небалансів на українському боці прив"язане до короткострокових продуктів УЕБ. Висновок – самостійний імпорт газу є реальним інструментом диверсифікації джерел постачання, однак потребує достатнього масштабу діяльності, досвіду роботи на міжнародних ринках та належної організації операційної діяльності.
Сам по собі імпорт не гарантує нижчої вартості ресурсу порівняно з внутрішнім ринком, проте розширює можливості вибору постачальників і підвищує конкуренцію.