Установка зберігання енергії потужністю 1 МВт і ємністю 3 МВт·год, що працює на ціновому арбітражі на ринку «на добу наперед» (РДН), за чинних правил окупається за 3,7 року. Якщо ж плату за передачу й розподіл нараховувати на весь обсяг відбору, а за диспетчеризацію — на весь обсяг відпуску, строк окупності зросте до 6,5 року. Дисконтована окупність у такому разі перевищить 10-річний строк служби обладнання.
Відповідні розрахунки презентував в.о. генерального директора АТ «Оператор ринку» Олександр Гавва під час вебінару «Економіка УЗЕ: арбітраж, окупність та вплив регуляторних змін», організованого УАВЕ 29 вересня за участі понад 130 фахівців галузі. Позицію інвесторів представила менеджерка з регуляторних питань Elementum Energy (Ukraine) Наталія Коробенко, модерувала захід голова УАВЕ Ольга Євстігнєєва.
Висновок «Оператора ринку» однозначний: чинну модель оплати необхідно зберегти та закріпити рішенням НКРЕКП для накопичувачів, які приєднуватимуться після 1 травня 2027 року. Відповідні розрахунки та проєкт документа держпідприємство вже направило регулятору.
Чому питання актуальне вже зараз
Наразі для УЗЕ діє принцип сальдування: плата за передачу, розподіл і диспетчеризацію нараховується не на повний обсяг, а на абсолютну різницю між місячними обсягами відбору та відпуску електроенергії. Закон №4834-IX змінює ці правила з 1 травня 2027 року:
-
Для об'єктів, введених до 30 квітня 2027 року: чинний порядок зберігається до 30 квітня 2037 року.
-
Для об'єктів, що запрацюють до 30 квітня 2028 року: сальдування збережеться за наявності чинних ТУ, прав на землю та дозволів на будівництво станом на 30 квітня 2027 року.
-
Для решти проєктів: порядок тарифікації має окремо розробити НКРЕКП, але його параметри досі невідомі.
Олександр Гавва радить девелоперам закладати в поточні фінмоделі найгірший сценарій — роботу без сальдування. Окремий ризик становить розширення потужностей: додавання ємності до діючої станції після травня 2027 року може призвести до переведення всієї установки на нові тарифні умови.
Розрахунки: порівняння сценаріїв
Моделювання роботи УЗЕ на РДН демонструє суттєвий ефект масштабу. Для установки потужністю 1 МВт оптимальною конфігурацією є ємність 3 МВт·год. Щоб арбітраж покривав повну вартість зберігання (LCOS), спред між цінами заряджання та розряджання має перевищувати приблизно 2 тис. грн за МВт·год.
Скасування сальдування скорочує річний дохід такої станції на 42%, а для діапазону ємностей 1–4 МВт·год строки повернення інвестицій зростають до 6,5–8,8 року.
|
Показник |
Плата на різницю відбору й відпуску (чинний порядок) |
Плата на весь обсяг відбору (без сальдування) |
|
Потенційний дохід за рік |
7,4 млн грн |
4,3 млн грн (−42%) |
|
Простий строк окупності |
3,7 року |
6,5 року |
|
Дисконтований строк окупності |
4,2 року |
Понад 10 років (строк експлуатації) |
Параметри моделі АТ «Оператор ринку»: УЗЕ 1 МВт / 3 МВт·год, арбітраж на РДН за ціновими даними 2025 року, строк експлуатації 10 років, ставка дисконтування 10%, власне фінансування без залучення кредитів.
Комбіновані проєкти (будівництво СЕС 3 МВт разом із УЗЕ 1 МВт) демонструють ще більшу фінансову вразливість: простий строк окупності становить 5,8–6,9 року, а дисконтований виходить за межі життєвого циклу через значні капітальні витрати на сонячну генерацію.
Обмеженість альтернативних ринків
Інші сегменти ринку поки що не забезпечують стабільної альтернативи арбітражу на РДН:
-
Балансуючий ринок: його ємність оцінюється приблизно у 400 МВт, а затримки платежів досягають 1,5 року.
-
Допоміжні послуги: обсяги первинного та вторинного регулювання вже законтрактовані НЕК «Укренерго» на довгострокових аукціонах до 2030 року.
-
Агрегація: об'єднання накопичувачів у балансуючі групи не знижує витрат на мережу, оскільки тарифи застосовуються окремо до кожної комерційної точки обліку.
Позиція девелоперів: ризик подвійного навантаження
Наталія Коробенко з Elementum Energy підкреслила, що нарахування повного тарифу робить залучення банківського фінансування неможливим, оскільки міжнародні фінустанови вимагають чіткої регуляторної визначеності.
«Установка зберігання енергії не споживає електроенергію. Вона відбирає її з мережі, щоб згодом віддати назад. Це не споживач і не виробник, і вона не може одночасно заряджатися й розряджатися. Якщо змусити її платити за все одночасно, такі проєкти мертві ще до того, як їх реалізують».
— Наталія Коробенко, менеджерка з регуляторних питань Elementum Energy (Ukraine)
Як ринкову альтернативу бізнес пропонує впроваджувати європейські підходи: гнучке приєднання зі зниженими ставками за відмову від роботи в години пікових навантажень або цінові сигнали залежно від впливу накопичувача на режим роботи конкретного вузла мережі.
Дії регулятора та ініціатива УАВЕ
В УАВЕ зазначають, що нарахування тарифів на повний обсяг створює ситуацію подвійної оплати мережевих послуг: спочатку накопичувачем під час відбору, а згодом — кінцевим споживачем після відпуску енергії в мережу.
«Для інвестора різниця між 3,7 і 6,5 року окупності — це різниця між проєктом, який фінансують, і проєктом, який відкладають. У цій дискусії немає злих інвесторів і злих регуляторів. Бізнес готовий платити вартість, яка реально відображатиме витрати й спиратиметься на прозорий кошторис. Але накопичувач, який розвантажує мережу, не повинен платити за неї двічі».
— Ольга Євстігнєєва, голова УАВЕ
25 вересня Президент підписав Закон №14271 щодо імплементації актів права ЄС у сфері відновлюваної енергетики, норми якого мають лягти в основу оновленої методики приєднання.
УАВЕ формує пакет пропозицій для НКРЕКП і закликає ринок долучатися до формування спільної позиції, надсилаючи власні кейси та розрахунки на електронну пошту info@uare.com.ua.
