Український енергетичний сектор входить у літній сезон 2026 року в стані безпрецедентної трансформації. Те, що раніше вважалося сезонними коливаннями, сьогодні перетворилося на складне рівняння, де невідомими є не лише обсяги генерації, а й безпекові ризики, геополітичні кризи та радикально нові регуляторні правила. Цьогорічні «літні очікування» для бізнесу та держави формуються під впливом чотирьох критичних факторів: дефіциту базової потужності, здорожчання паливної складової, інтеграції з європейськими аукціонами та необхідності інтелектуального управління енергосистемою.
Враховуючи досвід попередніх років, літній дефіцит електричної енергії та неодноразові зміни, що вносилися до Постанови Кабінету Міністрів України від 27 жовтня 2023 р. №1127, диктують нові умови. З метою уникнення заходів із примусового обмеження електропостачання бізнес повинен забезпечити себе або власним виробництвом, або імпортним ресурсом на рівні не менше 60% від власного споживання в кожній розрахунковій годині.
Дані показники змушують українські підприємства оцінювати не лише споживання електроенергії, а й власні портфелі залучення енергоресурсу (імпорт, ОЕС, власні ВДЕ тощо). Крім того, при експорті товарів до Євросоюзу бізнес стикається з питаннями CBAM (механізм коригування вуглецевих викидів на кордоні), який безпосередньо впливає на вартість електроенергії як складової собівартості. Варто зазначити, що в методології розрахунку СВАМ для товарів, вироблених в Україні та передбачених для подальшого експорту в ЄС, необхідно врахувати обсяги імпортованої електроенергії з підтвердженим походженням. В такому випадку імпортована електроенергія з ЄС допомагає знизити «вуглецевий слід» продукції, оскільки європейська енергія часто має підтверджене «зелене» походження. Це не просто покупка ресурсу, а спосіб уникнути екологічного збору на кордоні з ЄС.
Вартість імпортного ресурсу залежить від багатьох чинників, а не лише від котирувань на торгових майданчиках Європи. Трейдери та їхні покупці при плануванні постачання електроенергії повинні враховувати не тільки прямі операційні та валютні ризики, а й ціну розподілу її пропускної спроможності, нюанси податкової та митної політики, а також можливі регуляторні зміни.
Перехід України до спільних аукціонів на платформі Joint Allocation Office (JAO) та відновлення місячних аукціонів став маркером поглиблення інтеграції з ENTSO-E. Лютий 2026 року продемонстрував стабільний попит на міждержавні перетини, особливо на напрямках Угорщини та Словаччини. Цінові індикативи аукціонів JAO попередніх місяців варто брати за основу для розрахунку очікуваної вартості імпорту влітку. Так, у період січня-квітня 2026 року вартість розподілу пропускної спроможності на місячних аукціонах коливалася в межах 11–31 €/МВт, що дозволяє прогнозувати вартість цієї послуги на літню кампанію 2026 року на рівні 25–40 €/МВт.
Крім того, при розрахунку не варто обмежуватися лише аукціонною ціною. Слід враховувати додаткові адміністративні витрати на обслуговування процесів на стороні іноземного партнера через поточні обмеження на участь українського бізнесу в таких аукціонах (зокрема, через законодавство, що регулює банківську діяльність).
Одним із найсерйозніших «чорних лебедів» 2026 року стало блокування Ормузької протоки. Оскільки ця артерія є ключовою для експорту зрідженого газу з Катару (близько 20–25% світового експорту СПГ), світові ціни на газ продемонстрували стрімкий форсаж — стрибок понад 50–70% за лічені тижні.
Для України, яка змушена дедалі частіше використовувати газ для виробництва електроенергії маневровими потужностями (через дефіцит вугілля та руйнування ТЕС), це означає прямий імпорт інфляції в енергосектор.
Здорожчання газу на європейських хабах до критичних позначок робить роботу газової генерації надзвичайно дорогою без покладення спеціальних обовʼязків (ПСО). Оскільки саме ці установки замикають ціноутворення в дефіцитні вечірні години, ми очікуємо, що ціна на РДН (ринок «на добу наперед») буде регулярно впиратися в нові, підвищені прайс-кепи. Вечірні години (з 19:00 до 23:00) стають «золотими», вимагаючи від бізнесу радикальної зміни графіків роботи. Здорожчання газу на хабі TTF до рівнів понад €50/МВт*год автоматично підвищує собівартість роботи маневрової генерації.
Ремонтна кампанія «Енергоатома» залишається найбільш прогнозованим етапом з невідомими через обмеженість даних до інформації про потужності генерації. Тимчасове виведення блоків вимагає від ринку швидкої адаптації. У цій ситуації критичного значення набуває якість прогнозування споживання та генерації ВДЕ. Неточність прогнозів в умовах планових відключень призведе до надмірних витрат на балансуючому ринку, де ціни традиційно на 20–25% вищі за РДН.
В умовах екстремальної волатильності, коли вартість помилки вимірюється мільйонами гривень, точність прогнозування стає головним активом учасника ринку. До прикладу, «випадіння» активного споживача в умовах низької напруги не дає змоги працювати устаткуванню підприємства в мережі ОЕС та переводить його в режим роботи на власному енергоострові. Так, при попередньо підтвердженому продажу енергопостачальнику навіть 1 МВт генерації вищеописана ситуація унеможливить фактичне постачання. Вартість 1 години неточності за поточними прайс-кепами складе до 17 тис. грн плюс ПДВ.
Літній дефіцит потужності та залежність від погодних умов роблять неможливим управління системою «в ручному режимі».
Динамічність ринку зумовлює також необхідність автоматизації. Як один із провідних трейдерів-імпортерів, ТОВ «ЕЕС» використовує власне програмне рішення для оптимізації управління портфелем. Цей інструмент об’єднує дані з різних торговельних майданчиків, враховує вартість розподілу пропускної спроможності та дозволяє ухвалювати оперативні рішення в режимі реального часу.
Таким чином, літній ціновий ландшафт визначатиметься спроможністю учасників ринку аналізувати інформацію, міксувати портфелі ресурсів та адаптуватися до волатильності цін газу. Якісне прогнозування, сучасний софт, надійне партнерство та інвестиції у власні накопичувачі енергії стають єдиним способом застрахуватися від «золотих» годин маневрової генерації.
Досьє «ЕнергоБізнесу»
Оксана Сусь, директор зі стратегічного планування та реалізації проєктів ТОВ "ЕЕС".
Народилась 17 серпня 1982 року.
У 2003 році закінчила Київський інститут банківської справи, після чого працювала в Департаменті паливно-енергетичного комплексу Промінвестбанку.
У 2004 році закінчила КНЕУ ім. В. Гетьмана за спеціальністю "Банківська справа" та здобула кваліфікацію магістра з банківської справи.
Близько 17 років присвятила роботі в уповноважених банках з обслуговування підприємств енергетичної сфери, а з 2023 року працює безпосередньо в енергетиці.
Наразі Директор зі стратегічного планування та реалізації проєктів ТОВ "ЕЕС".
