Чи пожвавить новий закон проєкти зеленої відбудови енергетики

До великої війни українська енергосистема була стабільною та профіцитною, зі зростаючою часткою децентралізованої генерації, та рідкісними відключеннями – наприклад, через негоду та пошкодження опор ліній електропередачі.
Після вторгнення спектр викликів для енергосистеми виріс.
Крім термінових ремонтів і заміни пошкодженого обстрілами обладнання, потрібні також додаткові системи накопичення, аби регулювати напругу в мережі. Непобутові системи накопичення підпадають під регулювання на енергоринку.
Завдяки конструктивному діалогу бізнесу та інших стейкхолдерів, вдалося ідентифікувати та позбутися деяких регуляторних бар’єрів, які заважали залучати інвестиції в нові системи накопичення на об’єкти ВДЕ.
Відтепер системи накопичення можуть відбирати електроенергію з мережі, а не лише з підключеної генерації, якщо не продають електроенергію за "зеленим" тарифом – значиме рішення для інвесторів. Чому це важливо? Бо дозволяє більш прогнозовано будувати модель роботи систем накопичення за принципом power arbitrage – купувати електроенергію в години низьких цін, а відпускати в пікові години споживання, коли ціна на неї вища.Новим інвесторам в енергетику, можливо, стане легше, але за рахунок уже наявних Попри війну, інтерес до інвестицій у проєкти відновлюваної енергетики зростає.
Це хороший знак, адже після падіння рівня оплат у 2019–2020 роках, ретроспективного зниження "зеленого" тарифу та посилення відповідальності за небаланси, інвестиції різко впали.
Так, з 2017 по 2020 рік в Україні ввели в експлуатацію 874,5 МВт вітрових електростанцій, у 2020-2021-х – 503 МВт, а з 2023-го по березень 2025-го – 166,9 МВт (дані Української вітроенергетичної асоціації). Однак 2024 рік запам’ятався спірною ініціативою – обов’язком авансувати частину плати за технічні умови (ТУ) на приєднання до мереж "Укренерго", аби зберегти їх чинними.
Техумови – це ключовий дозвіл для будівництва, і його втрата в найгіршому випадку означає, що проєкт може і не відбутися. Заявленою метою цієї ініціативи є спрощення умов приєднання, аби відсіяти "сплячі" проєкти та техумови: якщо ТУ отримувалися лише для перепродажу, то сенсу платити 10 тис.
євро за 1 МВт потужності без реальних планів на будівництво справді не повинно бути.
Авансовий платіж, таким чином, підтверджує серйозність намірів будувати, аби інвестори не переплачували.
Але ефект від нього буде відчутним після відсіювання перших "сплячих" ТУ.
Читайте також: 4 бар’єри для швидкої відбудови енергосистеми зеленими технологіями, і як їх подолати Однак ця ініціатива не враховує сповільнення розробки та будівництва низки проєктів на час воєнного стану.
Якщо на додачу до менш капітало-інтенсивних витрат, як-то оформлення прав на земельні ділянки, розроблення проєктної документації, додати ще й авансування приєднання, то деякі проєкти просто не відбудуться. За задумом, сплата авансу та відсіювання "сплячих" ТУ мала б здешевити приєднання.
Зараз, коли оператор системи видає техумови, він формує вимоги, виходячи з припущення, що всі інші проєкти з чинними ТУ також реалізуються.
Найімовірніше це означає, що вся доступна потужність без значних інвестицій у посилення мережі (grid reinforcement) вже видана іншим замовникам.
І якщо через несплату авансу такі технічні умови втрачаються, то, теоретично, в інвесторів буде доступ до дешевших ТУ. Мета ініціативи, безперечно, важлива, і ми не знаємо нікого, хто був би проти зниження вартості приєднання до мережі.
Але чи достатньо ефективний і виправданий такий механізм? За законом, замовники приєднання мають менш ніж рік, щоб внести передоплату – 10 євро за 1 кВт замовленої потужності.
Для 200 МВт вітропарку це приблизно 2 млн євро.
Читайте також: Енергетична безпека: Як альтернативні джерела допоможуть посилити енергосистему Це суттєве фінансове навантаження для компаній, які активно розвивають проєкти, але ще не знають, коли почнеться будівництво і як гарантувати продаж електроенергії.
Та найцікавіше, що цей механізм не передбачає урізання вартості приєднання після відсіювання "сплячих" проєктів.
Ви заплатили аванс? Чудово, тоді якомусь з більш пізніх інвесторів, можливо, доведеться менше платити за приєднання.
Але не вам. Також незрозуміло, чому взагалі робота з "сплячими" технічними умовами переклалася в додаткові платежі для об’єктів ВДЕ.
Адже ще у 2019 році парламент запровадив обмеження на термін дії ТУ для вітропарків та сонячних станцій.
Таких обмежень немає для інших проєктів.
То чому б не таргетувати їх, принаймні, спочатку? Деякі компанії, які могли дозволити собі розробляти нові проєкти ВДЕ завдяки суттєво меншим витратам на девелопмент порівняно з будівництвом, тепер переглянуть свої плани.
Адже невідомо, як саме повернути інвестицію, коли є воєнний ризик на додачу до відсутності ясності щодо механізмів збуту.
У низки інвесторів залишається питання: якщо ТУ оновляться, як бути впевненим, що вони не враховують неіснуючі проєкти? Чи запропонує ОСП або парламентарі достатній контроль за видачею ТУ, якщо інвестору поставили питання руба: платити або втратити проєкт?Ринок та регуляторне середовище недостатньо готові конкурувати за увагу ВДЕ Є низка питань, які закон адресував, але не менш важливими є ті, які він залишив поза увагою.
Наприклад, наскільки паритетними є умови роботи для ВДЕ та традиційної генерації. Учасники ринку можуть назвати декілька таких напрямків – наприклад, для швидкої відбудови деяке енергетичне обладнання звільнено від імпортного ПДВ та ввізних мит, а от компоненти вітротурбін – ні.
Виробники електроенергії з альтернативних джерел, що ризикують продавати її на ринкових засадах, обмежуються менше порівняно з тими, які не беруть на себе додатковий комерційний ризик. Якщо кошти виробнику заборгувало державне підприємство і вони знецінилися, то на час воєнного стану виробник після прийняття закону не може стягнути інфляційні, річні та штрафні санкції, а от державне підприємство – може.
Читайте також: Як "зелена" енергетика допоможе врятувати Україну від відключень Інший напрямок – окупність через механізми продажу електроенергії.
Фінансування "зеленої" відбудови залежить від прогнозованості окупності, але механізм корпоративного РРА в Україні тільки тестується (зокрема Elementum Energy), і наявні пілотні проєкти передбачають обов’язок викупити електроенергію на рік чи два. А фінансовому партнеру потрібен передбачуваний оффтейк на принаймні 10-12 років.
В умовах, коли існують граничні ціни на ринку електроенергії як традиційна практика, досить ризиковано робити ставку на окупність проєкту лише на ринкових умовах.
Виходом би було паритетне використання граничних цін з такими ж у ЄС.
Читайте також: Немає інвесторів, довго та дорого.
Найпопулярніші міфи про відновлювальну енергетику Загалом, ринок та регуляторне середовище лише почали зміни, аби адаптуватися до роботи значної частки ВДЕ в енергосистемі.
Багато інвесторів, що мають проєкти з гарантованим до 2030 року «зеленим» тарифом, оживилися від ідеї переходу на механізм ринкової премії, за яким потрібно сплачувати не всю вартість електроенергії, а лише частину, таким чином зменшуючи навантаження на гарантованого покупця.
Та через затримки оплат премії, численні регуляторні барикади та більші обмеження, пілотні проєкти сонячних станцій повернулися до продажів за "зеленим" тарифом. Цих питань бракувало в новоприйнятому законі, аби можна було з впевненістю стверджувати, що умови інвестиції з точки зору сприятливого регуляторного середовища суттєво зросли.
Та сподіваємося, що наступні зміни знімуть і ці регуляторні бар’єри та посилять позиції України у конкуренції за увагу інвесторів.