Володимир Омельченко, директор енергетичних програм Центру Разумкова
Максим Вакуленко, експерт із архітектури розподіленої газової генерації на базі LNG
Постановка проблеми
Децентралізація енергетики в Україні вже перестала бути лише технологічним трендом. В умовах повномасштабної війни вона стала питанням виживання бізнесу, територіальних громад та критичної інфраструктури. Водночас значна частина нових енергетичних проєктів досі містить концептуальну суперечність: підприємства створюють автономну електрогенерацію, щоб зменшити залежність від централізованої електромережі, але залишають цю генерацію повністю залежною від централізованої газової труби.
У результаті виникає парадокс: об’єкт має власну генерацію, проте не має реальної паливної автономії. Якщо в локальній мережі падає тиск, пошкоджується газорозподільча станція, виникають обмеження в роботі ділянки газотранспортної системи або з’являється локальний дефіцит газу, навіть сучасна газопоршнева чи когенераційна установка може втратити функціональність.
Масштаб воєнних загроз для газової інфраструктури підтверджується офіційними даними. За інформацією НАК “Нафтогаз України”, з початку повномасштабного вторгнення Росія здійснила 401 атаку на інфраструктуру групи, зокрема 229 атак лише у 2025 році [2]. Міжнародне енергетичне агентство також визначає уразливість енергетичної інфраструктури України як один із ключових ризиків для проходження опалювальних сезонів та довгострокової стійкості енергосистеми [1].
Отже, Україні потрібен перехід від логіки “жорсткої” інфраструктури до гнучких моделей енергопостачання, здатних забезпечити резервування, мобільність і швидке розгортання. Одним із таких інструментів може стати LNG — скраплений природний газ — у форматі “віртуального газопроводу”.
LNG як “віртуальний газопровід”: що саме пропонується
Важливо чітко окреслити предмет пропозиції. На першому етапі для України йдеться не про будівництво великих LNG-терміналів на узбережжі чи масштабних імпортних комплексів. Такі проєкти потребують значного капіталу, тривалих дозвільних процедур, спеціальної портової інфраструктури та мають підвищені воєнні ризики.
Натомість реалістичною моделлю першого етапу є постачання LNG газовозами з європейських хабів, локальне зберігання, регазифікація та подача газу безпосередньо на об’єкт споживача. Це відповідає логіці маломасштабного LNG, який у світовій практиці використовується для постачання споживачів, віддалених від трубопровідних мереж, або для резервування критичних об’єктів.
Для України така модель має особливу цінність, оскільки вона не конкурує з газотранспортною системою, а доповнює її. LNG у цьому випадку є не заміною всієї ГТС, а страховим контуром для конкретних споживачів, для яких зупинка енергії означає зупинку виробництва, втрату доходів або ризик для життєво важливих послуг.
Воєнна логіка застосування LNG
Війна змінила базові припущення, на яких будувалися енергетичні проєкти мирного часу. Газотранспортна система, газорозподільчі станції, електричні підстанції, ТЕЦ, великі котельні та магістральні мережі є потенційними цілями для ударів. Тому критичним стає не лише питання ціни енергоносія, а питання безперервності роботи.
LNG дає можливість створити локальний запас палива біля об’єкта, організувати доставку газовозами, швидко розгорнути регазифікаційне обладнання і забезпечити роботу генерації навіть тоді, коли локальна газова мережа пошкоджена, перевантажена або нестабільна. Для низки споживачів це може бути різницею між продовженням роботи і повною зупинкою виробничого циклу.
Найбільш очевидними сферами застосування є підприємства оборонного сектору, харчової промисловості, фармацевтики, логістики, водоканали, лікарні, теплокомуненерго, агропереробка та експортоорієнтовані виробництва. Для них енергетична стійкість має не лише комерційне, а й суспільне значення.
| Ризик | Наслідок для споживача | Роль LNG-рішення |
| Пошкодження ГРС або локальної ділянки мережі | Падіння або припинення подачі газу до об’єкта | Локальний запас LNG та автономна регазифікація забезпечують резервний контур постачання |
| Перевантаження або нестабільність газорозподільчої мережі | Неможливість гарантовано завантажити генерацію | Постачання газовозами дозволяє підтримати критичний режим роботи |
| Довге очікування мережевого підключення | Відтермінування запуску релокованого або нового виробництва | LNG дає тимчасове або постійне рішення без будівництва нової магістральної інфраструктури |
| Використання дизеля або LPG як резерву | Висока собівартість енергії, логістичні та екологічні обмеження | LNG може бути технологічно зручнішою та економічно раціональнішою альтернативою |
Економічна доцільність LNG-рішень
Економіку LNG не можна оцінювати лише через порівняння ціни трубопровідного газу та ціни LNG на вході. Такий підхід є надто вузьким, оскільки ігнорує вартість ризику, простоїв, втрати контрактів, штрафів за невиконання поставок і репутаційних наслідків для бізнесу.
Правильне економічне питання звучить інакше: скільки коштує для підприємства доба або тиждень зупинки виробництва через відсутність гарантованого енергопостачання? Для багатьох виробництв вартість навіть короткого простою може перевищувати витрати на резервне паливне рішення. Тому LNG має розглядатися як інструмент управління операційним ризиком, а не лише як альтернатива трубопровідному газу.
Економічна доцільність LNG проявляється у шести ключових вимірах.
- Уникнення простоїв. Якщо LNG дозволяє підприємству зберегти виробництво під час перебоїв у газовій або електричній інфраструктурі, він створює не лише енергетичну, а й фінансову стійкість.
- Заміщення дорожчих або менш ефективних палив. Для споживачів дизеля, мазуту чи LPG LNG у багатьох випадках може бути економічно раціональнішим і технологічно зручнішим рішенням.
- Скорочення строків запуску. Там, де підключення до мереж потребує місяців або значних капітальних витрат, LNG-рішення може запускатися швидше та з меншим інфраструктурним ризиком.
- Гнучкість CAPEX. У сервісній моделі Gas-as-a-Service частина капітальних витрат може бути перенесена з балансу споживача на провайдера послуги, а клієнт платить за гарантоване паливо, резервування та сервіс.
- Зниження страхового та кредитного ризику. Підприємство з резервованою енергетичною моделлю виглядає більш стійким для банків, інвесторів, страхових компаній і міжнародних партнерів.
- Підготовка до вуглецевого регулювання. Для експортерів до ЄС енергія поступово стає не лише виробничою витратою, а й фактором вуглецевого сліду продукції та доступу до ринків.
Таким чином, LNG потрібно оцінювати як частину економіки безперервності, резервування, енергоефективності та зниження ризиків. В окремих кейсах він може бути дорожчим за трубопровідний газ у спокійних умовах, але економічно виправданим у сценаріях високої вартості простою, нестабільності мереж або заміщення дизельної генерації.
| Критерій оцінки | Традиційний підхід | Більш коректний підхід для воєнної економіки |
| Ціна енергоносія | Порівняння вартості трубопровідного газу та LNG | Порівняння повної вартості володіння з урахуванням логістики, резервування та ризику простою |
| CAPEX | Оцінка лише вартості обладнання | Оцінка швидкості запуску, строків підключення, альтернативних витрат і можливості сервісної моделі |
| Операційний ризик | Вважається другорядним | Стає ключовим фактором фінансової стійкості |
| Екологічний фактор | Розглядається окремо від економіки | Впливає на доступ до капіталу, CBAM, ESG та конкурентоспроможність експорту |
Gas-as-a-Service як бізнес-модель
Концепція Gas-as-a-Service означає перехід від продажу палива до продажу гарантованого енергетичного сервісу. У такій моделі бізнес отримує не лише LNG як товар, а комплексне рішення: логістику з Європи, локальне зберігання, регазифікацію, технічне обслуговування, резервування та операційне управління.
Це особливо важливо для підприємств, які не мають власної компетенції у сфері LNG-логістики, не хочуть створювати окремий енергетичний департамент або не готові самостійно фінансувати повний інфраструктурний проєкт. Сервісна модель може знизити стартовий бар’єр і дозволити швидше отримати практичний результат.
У ширшому форматі Gas-as-a-Service може інтегруватися в Energy-as-a-Service: LNG-постачання поєднується з газовою генерацією, когенерацією, BESS, тепловими насосами, системами енергоменеджменту та заходами з підвищення енергоефективності. Саме така комплексність дає змогу перейти від простого резервування палива до управління енергетичною стійкістю підприємства.
CBAM і вуглецева конкурентоспроможність
Європейський механізм вуглецевого коригування імпорту CBAM переходить у повноцінний режим з 1 січня 2026 року після перехідного періоду 2023–2025 років [3; 4]. Для українських експортерів це означає, що енергетична модель виробництва дедалі більше впливатиме на конкурентоспроможність продукції на ринку ЄС.
LNG не є безвуглецевим паливом і не може подаватися як фінальна відповідь на вимоги Net Zero. Водночас він може бути перехідною альтернативою дизелю, мазуту або вугіллю, особливо у випадках, коли поєднується з високоефективною когенерацією, BESS, тепловими насосами, енергоменеджментом та подальшим переходом на біометан або bio-LNG.
Для експортерів важливо не лише знизити поточні витрати, а й створити прозору систему обліку енергії та викидів. У майбутньому саме здатність довести походження енергії, вуглецеву інтенсивність продукції та наявність плану декарбонізації може визначати доступ до контрактів, капіталу і страхування.
Два етапи розвитку: імпортний LNG та український bio-LNG
Стратегічно розвиток LNG-рішень в Україні доцільно розглядати у два етапи.
Перший етап — постачання LNG газовозами з європейських LNG-хабів. Європейський ринок LNG уже має розвинену інфраструктуру та високий рівень операційної активності. За даними ACER, у 2025 році імпорт LNG до ЄС досяг рекордного рівня 146 млрд куб. м, що підтверджує значну роль LNG у новій архітектурі європейської газової безпеки [5]. Для України це створює можливість використовувати європейську LNG-інфраструктуру без негайного будівництва власних великих терміналів.
Другий етап — розвиток власного виробництва bio-LNG, тобто скрапленого біометану українського походження. Україна має суттєвий потенціал виробництва біометану. За оцінками Energy Community, він може перевищувати 20 млрд куб. м на рік [6]. Окремі аналітичні оцінки прогнозують потенціал виробництва біометану в Україні на рівні близько 1 млрд куб. м до 2030 року та 6–22 млрд куб. м до 2050 року [7].
Перетворення частини цього ресурсу на bio-LNG може створити нову модель енергетичної незалежності: локальний ресурс, додана вартість у громадах, робочі місця, зменшення залежності від імпорту та нижчий вуглецевий слід продукції. У такій логіці імпортний LNG є перехідним інструментом стійкості, а bio-LNG — наступним етапом локалізації та декарбонізації.
| Етап | Сутність моделі | Ключовий ефект |
| Етап 1: LNG з Європи | Поставка LNG газовозами з європейських хабів, локальне зберігання і регазифікація | Швидке резервування критичних споживачів без будівництва великих LNG-терміналів |
| Етап 2: український bio-LNG | Виробництво біометану з аграрної біомаси та органічних відходів з подальшим скрапленням | Локалізація паливної бази, зниження вуглецевого сліду, підготовка до CBAM та ESG-вимог |
Цільові групи споживачів
LNG-рішення не є універсальною відповіддю для всіх споживачів. Їх потрібно застосовувати там, де поєднуються висока вартість простою, інфраструктурні ризики, обмеженість мережевого підключення або потреба у швидкому резервуванні.
- Підприємства у зонах підвищеного воєнного або інфраструктурного ризику, де можливі перебої з тиском у мережі або пошкодження газової інфраструктури.
- Релокований бізнес, який потребує швидкого запуску виробництва без тривалого очікування мережевого підключення.
- Споживачі дизеля, мазуту або LPG, для яких LNG може стати більш ефективним паливним рішенням.
- Об’єкти критичної інфраструктури: лікарні, водоканали, теплокомуненерго, логістичні вузли, підприємства харчової та фармацевтичної галузей.
- Експортери до ЄС, для яких енергетична модель стає фактором CBAM, ESG, страхування та доступу до капіталу.
Обмеження та умови успіху
Для професійної оцінки LNG-рішень важливо враховувати не лише переваги, а й обмеження. LNG потребує спеціальної логістики, дотримання вимог промислової безпеки, якісного проєктування резервуарів, регазифікаторів, вузлів обліку, систем контролю та аварійного захисту. Необхідними є також стабільні контракти постачання, резервні логістичні маршрути та кваліфікований оператор.
Крім того, LNG залишається викопним паливом, тому його не слід представляти як кінцеву кліматичну відповідь. Його стратегічна цінність полягає у перехідній ролі: стійкість сьогодні, підготовка до bio-LNG завтра, поступове зниження вуглецевої інтенсивності та інтеграція з високоефективними енергетичними технологіями.
Успішна реалізація можлива за наявності чіткої техніко-економічної моделі, оцінки вартості простою, аналізу паливних альтернатив, безпечного проєктування, прозорого обліку викидів і довгострокової логістичної стратегії.
Висновки та рекомендації
Час LNG в Україні настав не тому, що це модна технологія. Він настав тому, що стара логіка енергетичної безпеки більше не відповідає реальності воєнної економіки. Бізнесу та критичній інфраструктурі потрібна не декларативна автономність, а реальна стійкість: не лише генератор, а гарантоване паливо; не лише підключення до мережі, а здатність працювати у випадку пошкодження або нестабільності мережевої інфраструктури.
Економічна доцільність LNG полягає не лише у ціні молекули газу. Вона проявляється в уникненні простоїв, заміщенні дорожчих палив, скороченні строків запуску, гнучкості CAPEX, зниженні інфраструктурних ризиків, підвищенні інвестиційної привабливості та підготовці бізнесу до правил CBAM.
На першому етапі LNG, доставлений газовозами з Європи, може дати Україні швидкий інструмент резервування та мобільної енергетичної стійкості без необхідності негайного будівництва великих LNG-терміналів. На другому етапі bio-LNG власного виробництва може стати частиною нової української енергетичної моделі — більш локальної, чистішої, стійкішої та конкурентної в умовах європейського вуглецевого регулювання.
Доцільними є такі практичні кроки:
- Підготувати типові техніко-економічні моделі LNG-рішень для промислових споживачів, критичної інфраструктури та громад.
- Розробити регуляторні та безпекові вимоги для маломасштабних LNG-комплексів, локального зберігання і регазифікації.
- Створити пілотні проєкти Gas-as-a-Service для підприємств із високою вартістю простою та підвищеним воєнним ризиком.
- Інтегрувати LNG-рішення з когенерацією, BESS, тепловими насосами та енергоменеджментом.
- Паралельно розвивати біометановий сектор і проєкти bio-LNG як другий етап локалізації та декарбонізації паливної бази.
- Закласти в усі проєкти систему обліку енергії та викидів, сумісну з вимогами CBAM та ESG-звітності.
Список використаних джерел:
1. International Energy Agency. Ukraine’s Energy Security and the Coming Winter: Ukraine’s energy system under attack. IEA. URL: https://www.iea.org/reports/ukraines-energy-security-and-the-coming-winter/ukraines-energy-system-under-attack
2. НАК “Нафтогаз України”. In 2025, Russia carried out 229 attacks on Naftogaz Group infrastructure. 17.02.2026. URL: https://www.naftogaz.com/en/news/v-2025-rotsi-rosiya-zdiysnyla-229-atak-na-ob-yekty-naftogaz
3. European Commission. Carbon Border Adjustment Mechanism. Taxation and Customs Union. URL: https://taxation-customs.ec.europa.eu/carbon-border-adjustment-mechanism_en
4. Regulation (EU) 2023/956 of the European Parliament and of the Council of 10 May 2023 establishing a carbon border adjustment mechanism. Official Journal of the European Union. 16.05.2023. URL: https://eur-lex.europa.eu/eli/reg/2023/956/oj
5. Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER). Analysis of the European LNG market developments. 2026 Monitoring Report. 13.05.2026. URL: https://www.acer.europa.eu/monitoring/MMR/LNG_market_developments_2026
6. Energy Community Secretariat. Unlocking biomethane production potential in Ukraine. 07.08.2025. URL: https://www.energy-community.org/news/Energy-Community-News/2025/08/07.html
7. Bohushenko A., Epik O., Naumenko D., Łoskot-Strachota A., Zachmann G., Zaniewicz M. Harvesting Green Energy: The Potential of Ukraine-EU Biomethane Cooperation. Green Deal Ukraina, 2024. URL: https://greendealukraina.org/uk/assets/images/reports/the-potential-of-ukraine-eu-biomethane-cooperation-ukr.pdf
8. Bioenergy Association of Ukraine. Prospects of biomethane in Ukraine. 2024. URL: https://uabio.org/wp-content/uploads/2024/09/Geletukha-100GREEN-BIOMETHAVERSE-ENG-1.pdf
