Автор: Любомир Гайдамака
28 жовтня 2026 року НКРЕКП провела відкрите обговорення змін до Методики плати за приєднання до систем передачі та розподілу електроенергії. В центрі дискусії опинилися установки зберігання енергії (УЗЕ): як оцінювати їхнє двонапрямне приєднання, хто має оплачувати модернізацію мереж і чому нові батареї водночас можуть бути і викликом, і рішенням.
Ми розуміємо операторів систем розподілу (ОСР). Ми розуміємо інвесторів у генерацію та УЗЕ. Але як компанія, що розвиває агрегацію й керовану гнучкість, бачимо третій шлях – рахувати не лише мегавати приєднання, а й реальний вплив кожного активу на конкретний вузол мережі.
ГОЛОВНА ДУМКА Мережа майбутнього повинна знати не тільки скільки потужності замовили, а й де, коли, в якому напрямку та з якою гарантією вона буде використана. Без цього неможливі ні справедливі ставки, ні справжній ринок місцевої гнучкості.
Розмова, у якій обидві сторони мають рацію
На зустрічі представники ОСР описували складну економіку зростання запитів на УЗЕ. У виступі щодо Сквирського району Київщини, зокрема, звучали приблизно 130 МВт виданих технічних умов на УЗЕ і близько 17 МВт сонячної генерації. Це різні показники, і порівнювати їх як однаково введені потужності некоректно: видані ТУ не означають, що батареї вже побудовані.
Ще показовіший фінансовий приклад, озвучений на засіданні: близько 160 млн грн очікуваної плати за приєднання проти орієнтовно 280 млн грн потреби в реконструкції підстанцій. Окремо йшлося про потенційно дуже значні витрати на мережеві обмеження рівня 110 кВ. Також прозвучали 159 МВт ТУ на УЗЕ у Житомирській області й опис проблем із резервом потужності підстанцій 110 кВ на Буковині.
Нижче – ілюстрація саме озвучених, а не аудиторськи підтверджених оцінок для одного прикладу. Це не зведений кошторис ОСР і не оцінка всієї країни.
xychart-beta
title "Сквирський приклад: озвучені оцінки, млн грн"
x-axis ["Плата за приєднання", "Реконструкція ПС"]
y-axis "млн грн" 0 --> 300
bar [160, 280]
Дані – із виступів 28.10.2026; масштаб потреб, склад робіт, строки та кошториси мають бути підтверджені відповідним ОСР. Різниця між наведеними сумами не є автоматично дефіцитом, який слід покрити з конкретної групи замовників.
ОСР мають забезпечити надійність. Трансформатори, релейний захист, лінії, регулювання напруги та вимоги до коротких замикань – це фізика, а не бухгалтерія. Якщо об'єкт створює новий гарантований мережевий пік, його потрібно врахувати в проєктуванні та обґрунтованих витратах.
Інвестори мають отримати передбачувані правила. Батарея не є класичною генерацією: вона не створює електроенергії, а переносить її в часі. УЗЕ може одночасно бути джерелом локального перевантаження в невдалому режимі й інструментом зменшення цього перевантаження в керованому режимі. Одна й та сама батарея в різних точках і графіках має різну цінність.
Чому проста формула MAX – необхідна, але недостатня
Наші колеги з Української асоціації відновлюваної енергетики (УАВЕ) слушно наполягають на реалізації Закону №4963-IX: для нестандартного приєднання УЗЕ складова плати за потужність визначається за більшою з додатково замовлених потужностей відбору або відпуску, а вартість тих самих технічних заходів не можна враховувати двічі.
УАВЕ також порушила питання про вплив коефіцієнта завантаження трансформаторних підстанцій (Кзтт) на реальну ставку. Її аргумент полягає в тому, що правильна база потужності не гарантує справедливої суми рахунку, якщо сама ставка фактично зберігає подвійне відшкодування. Це питання потребує прозорого техніко-економічного розрахунку, а не лише суперечки навколо позначень у формулі.
Для прикладу, якщо нова УЗЕ замовляє 5 МВт відбору й 5 МВт відпуску, потужнісна база за принципом MAX становить 5 МВт, а не 10 МВт. Якщо ж підприємство вже має необхідну дозволену потужність і не збільшує її, повторна плата за вже створену потужність не повинна виникати автоматично. Водночас необхідні індивідуальні роботи й лінійна складова розглядаються окремо.
ВАЖЛИВА МЕЖА Не всяка УЗЕ приносить мережі користь у будь-яку годину. «Батарея» не дорівнює «гнучкість». Гнучкість – це технічно доступна, виміряна, контрольована та підтверджена зміна потужності там і тоді, де вона потрібна.
Чому однакова ставка не може описати різні мережі
Уявімо два умовні об'єкти. Перший – завантажене передмістя Києва, де нове приєднання потребує посилення підстанції. Другий – сільська територія Сумщини з потенційно невикористаною трансформаторною потужністю після закриття частини підприємств.
Було б помилкою призначати їм однакову вартість додаткового мережевого впливу лише тому, що обидва замовляють 1 МВт. Але так само помилково вважати, ніби сільське приєднання завжди дешевше: довгі лінії, втрати та слабка мережа можуть зробити його дорожчим.
Потрібна не пільга за географічною адресою, а прозорий розрахунок конкретного вузла:
| Показник | Що слід оцінювати |
|---|---|
| Доступна потужність | Фактичний резерв трансформаторів, фідерів і ліній |
| Часова картина | У які години виникають перевантаження та зворотні перетоки |
| Напрямок | Окремі можливості для відбору та відпуску |
| Черга приєднання | Видано ТУ, зарезервовано, побудовано, введено |
| Технічні роботи | Конкретні необхідні заходи з окремими кошторисами |
| Керованість | Можливість обмежувати потужність і перевіряти виконання |
Європейський регулятор ACER у звіті 2025 року прямо рекомендує досліджувати територіально диференційовану плату за приєднання, часові мережеві тарифи, гнучкі договори та локальні послуги. При цьому тарифи мають бути економічно обґрунтованими, прозорими й недискримінаційними. Це не заклик автоматично надавати всім батареям нульову ставку.
Мережеві дані – ресурс, який необхідно оцифрувати
Ми бачимо перший практичний крок у створенні цифрової карти пропускної спроможності електромереж. Для кожної підстанції або електричної зони мають існувати актуальні дані про фізичні обмеження, фактичні й прогнозні профілі навантаження, технічні умови, реконструкції та доступний потенціал гнучкості.
Це має бути не лише карта для інвестора, а система даних для диспетчерів, проєктувальників, НКРЕКП та авторизованих агрегаторів.
flowchart TD
A["Дані SCADA, лічильників і підстанцій"] --> D["Цифрова модель вузла"]
B["ТУ, черги та плани реконструкції"] --> D
C["Прогнози навантаження і генерації"] --> D
D --> E{"Є обмеження?"}
E -->|"Ні"| F["Прозоре приєднання"]
E -->|"Так"| G["Порівняння варіантів"]
G --> H["Модернізація мережі"]
G --> I["Гнучке приєднання"]
G --> J["Закупівля місцевої гнучкості"]
Єврокомісія у настановах C/2025/6703 рекомендує оприлюднювати карти доступної потужності, враховувати черги заявок і майбутні мережеві інвестиції, а також цифровізувати процес приєднання. Це вже не експеримент – це напрям європейського регулювання.
Звичайно, під час війни чутливі схеми та деталі критичної інфраструктури не можна відкривати без обмежень. Публічними можуть бути узагальнені індикатори доступності, тарифні правила й статуси заявок. Детальна телеметрія та топологія мають залишатися в захищених контурах із рольовим доступом і журналом дій.
Цифровізація зустріне організаційний опір: вона виявляє неузгоджені дані, неефективні процедури та зменшує можливості непрозорого розподілу дефіцитного мережевого ресурсу. Це не доказ порушень конкретним ОСР, але вагома причина поєднувати цифрову трансформацію з незалежним аудитом і однаковими правилами доступу.
Коли батарея дешевша за реконструкцію?
Розглянемо умовну підстанцію з допустимим відбором 5 МВт. Увечері місцеве навантаження підвищується до 6 МВт на дві години.
УЗЕ 1 МВт / 2 МВт·год, якщо вона заздалегідь заряджена, може зменшити мережевий відбір до 5 МВт протягом такого піку. У реальному проєкті треба врахувати втрати, доступний SOC, резерв, умови деградації, повторюваність піків та гарантії виконання.
Графік нижче – умовний навчальний сценарій, а не вимірювання будь-якої української підстанції. Перша лінія – без керування, друга – з віддачею батареї у вечірній пік.
xychart-beta
title "Добовий мережевий відбір, МВт – умовний приклад"
x-axis ["06", "09", "12", "15", "18", "21"]
y-axis "МВт" 0 --> 7
line [3.2, 4.1, 4.2, 4.4, 6.0, 4.6]
line [3.2, 4.1, 4.2, 4.4, 5.0, 4.6]
Якщо модернізація підстанції коштує умовно 50 млн грн, а контракт на потрібну гнучкість разом із контролем, резервуванням і ризиками на той самий горизонт дешевший, ОСР має отримати можливість обрати економічно ефективніший варіант. Якщо ж перевантаження тривалі, часто повторюються або стосуються інших технічних обмежень – реконструкція може бути необхідною.
Це принцип non-wires alternatives – порівняння мережевих інвестицій із керованими ресурсами споживача й накопичувача. Важлива не сама батарея, а підтверджений результат.
Як це працюватиме для агрегатора та ОСР
Агрегатор може об'єднати сотні невеликих батарей, зарядних станцій і керованих навантажень. Але гнучкість у сусідньому фідері не обов'язково допоможе перевантаженому трансформатору, тому локальні послуги мають прив'язуватися до електричної топології, а не лише до сумарних мегаватів портфеля.
flowchart LR
A["ОСР: вузол і часовий інтервал"] --> B["Запит на місцеву гнучкість"]
B --> C["Агрегатор Wesfin Flex"]
D["УЗЕ"] --> C
E["Кероване EV-заряджання"] --> C
F["Промислові навантаження"] --> C
C --> G["Обмеження / заряд / розряд"]
G --> H["Вимірювання та перевірка"]
H --> I["Оплата за підтверджену послугу"]
У практичній моделі потрібно чітко розділити плату за готовність (ресурс зарезервовано в потрібний час) і плату за активацію (фактично виконано потрібну зміну). Вимірювання, базовий профіль, штрафи за невиконання та заборона подвійного продажу несумісних резервів мають бути частиною договору.
Саме таку логіку ми пропонуємо у нормативному пакеті Wesfin Flex щодо локальних зон мережевої стійкості, гнучкого приєднання та керованої зарядної інфраструктури. 8 жовтня 2026 року наш пакет зареєстровано НКРЕКП за вхідним №42323/1-26.
Що показує міжнародна практика
ЄС – карти й гнучкі договори. Єврокомісія рекомендує публікувати доступну мережеву потужність, цифровізувати заявки та створювати умови для гнучкого приєднання там, де негайне посилення мережі неефективне.
Австралія – динамічні мережеві ліміти. SA Power Networks використовує механізм Flexible Exports: дозволена величина відпуску змінюється відповідно до доступної спроможності мережі замість одного постійного консервативного обмеження. Такий принцип можна адаптувати і до керованих двонапрямних ресурсів за належної технічної стандартизації.
США – карти hosting capacity. Оператори публікують дані про те, яку нову генерацію або навантаження потенційно може прийняти розподільча мережа. Це не гарантія приєднання, але інструмент попереднього відбору майданчиків і зниження витрат на невдалі заявки.
Північна Європа – різні ринкові ціни в різних зонах. Модель Nord Pool показує, що обмеження передачі між торговими зонами можуть відображатися в оптових цінах електроенергії. Це вже тема наступного етапу дискусії – про цінові сигнали для розміщення генерації, УЗЕ та споживання.
Шість змін, які пропонує Wesfin Flex
- Єдина цифрова карта мережевої спроможності – доступна потужність за напрямками, зони обмежень, черги ТУ та плани посилення.
- Прозоре обґрунтування приєднання – роздільно показувати вже дозволену, додатково замовлену потужність, ставку, лінійну складову та конкретні роботи.
- Недопущення повторної оплати – реалізувати принцип MAX і заборону подвійного врахування технічних заходів, передбачені Законом №4963-IX.
- Гнучке приєднання – гарантована та обмежувана потужність, автоматичні ліміти, безпечний режим у разі втрати зв'язку й аудит команд.
- Місцевий ринок гнучкості – ОСР описує потребу, агрегатори конкурують за її забезпечення, оплата залежить від перевіреного результату.
- Порівняння альтернатив – перед дорогою реконструкцією оцінити, чи може дешевший контракт на гнучкість забезпечити той самий рівень надійності.
ЩО НЕ ПРОПОНУЄМО Не йдеться про безумовне звільнення всіх УЗЕ від плати, перенесення витрат на інших споживачів або заміну необхідної реконструкції програмним забезпеченням. Йдеться про оплату реальних витрат і стимулювання доведеної мережевої користі.
А наступна дискусія – про саму ціну електроенергії
Плата за приєднання, регульований тариф розподілу та оптова ціна електроенергії – три різні механізми. В Україні тарифи ОСР уже відрізняються між операторами, проте оптові цінові сигнали не відображають усіх локальних мережевих обмежень усередині країни.
Чи повинна в перспективі енергія в зоні профіциту генерації коштувати на оптовому ринку так само, як у зоні дефіциту та обмеженої пропускної спроможності? Чи можуть локальні сигнали стимулювати батареї розміщуватися там, де вони найбільш корисні? Ці питання варто дослідити на основі зональних і вузлових моделей, впливу на споживачів, конкурентності ринку та соціального захисту.
Це тема окремої статті. Важливо не підміняти ринкову вартість електроенергії тарифом на мережеву послугу й не запроваджувати географічні коефіцієнти без доказів їхньої економічної ефективності.
Від дефіциту потужності – до керування її цінністю
Вчорашня дискусія показала, наскільки швидко зростає інтерес до УЗЕ і наскільки складним стає питання їхнього приєднання. Але вихід не зводиться до вибору між «дати бізнесу знижку» та «перекласти всі витрати ОСР на інвестора».
Україні потрібна мережа, яку можна вимірювати, моделювати й гнучко використовувати. Там, де фізичне посилення необхідне, його потрібно будувати. Там, де підтверджена гнучкість дає той самий результат дешевше, її слід закуповувати як мережеву послугу.
Ми у Wesfin Flex розвиваємо саме цю третю складову – перетворення розподілених УЗЕ, генерації та керованого споживання на перевірений ресурс, корисний конкретному вузлу й енергосистемі загалом.
Наступний етап енергетичної реформи – не тільки додати мегавати, а навчитися бачити цінність кожного мегавата в певному місці та в певний час.