Посилення стійкості енергосистеми: плани та реальність

Анотація. У статті оцінено, зокрема, стан підготовки енергетики України до осінньо-зимового періоду 2026/27 та подальшу перспективу з урахуванням двох взаємопов’язаних урядових рішень: збільшення річної квоти підтримки нових проєктів відновлюваної енергетики до 1000 МВт та конкурсу на будівництво 1322 МВт нової генеруючої потужності. Основний висновок полягає в тому, що обидва рішення мають правильну стратегічну логіку, але їхній практичний ефект залежатиме не від номінально заявлених мегаватів, а від строків реалізації, інтересу інвесторів, фінансування, мережевого приєднання, наявності палива, фізичного захисту і координації з регіональними потребами енергосистеми.

Україна переходить від логіки простого відновлення зруйнованих потужностей до формування більш стійкої, децентралізованої та керованої архітектури енергосистеми. Однак 1 ГВт ВДЕ не дорівнює 1 ГВт гарантованої потужності у вечірній пік, а 1322 МВт конкурсної маневрової генерації не дорівнюють автоматичній готовності до ОЗП-2026/27. Для зими вирішальними будуть не оголошені обсяги, а реально доступна потужність, захищена інфраструктура, резервування теплових вузлів, платіжна дисципліна та спроможність держави синхронізувати кілька інструментів в одну програму енергетичної стійкості.

1. Два рішення — одна стратегічна мета

Уряд сформував два важливі інструменти посилення енергосистеми. Перший — збільшення річної квоти підтримки нових проєктів відновлюваної енергетики до                1 ГВт. Базовою нормативною рамкою є розпорядження Кабінету Міністрів України від 1 квітня 2026 року № 298-р, а збільшення квоти до 1 ГВт відображено у змінах, внесених розпорядженням Кабінету Міністрів України від 27 травня 2026 року № 508-р [1; 2]. Підтримка має надаватися через механізм ринкової премії за результатами аукціонів [3].

Другий інструмент — окремий конкурс на будівництво 1322 МВт нової генеруючої потужності, започаткований розпорядженням Кабінету Міністрів України від 22 травня 2026 року № 488-р [4]. Його мета — посилити стійкість енергосистеми та покрити дефіцит потужності після російських атак на енергетичну інфраструктуру [5].

Логіка обох рішень є раціональною. ВДЕ мають збільшити чисту виробничу базу, зменшити паливну залежність і сформувати довгостроковий інвестиційний сигнал. Нова маневрова генерація має забезпечити покриття дефіциту потужності у критичні години, підтримати балансування системи та підвищити стійкість регіонів, які найбільше потерпають від руйнування теплової генерації й мережевої інфраструктури.

Ключове питання полягає не в тому, чи потрібні ці рішення, а в тому, чи буде між ними належна координація. Якщо ВДЕ-аукціони, BESS, маневрова генерація, когенерація, плани операторів систем розподілу, фізичний захист і теплові карти міст реалізовуватимуться як окремі напрями, системний ефект буде нижчим за очікуваний. Якщо ж вони будуть об’єднані в одну регіональну логіку стійкості, Україна отримає не просто нові мегавати, а більш живучу енергосистему.

2. Квота підтримки ВДЕ до 1 ГВт: важливий крок, але не заміна гарантованої потужності

Оновлена річна квота підтримки ВДЕ на 2026 рік передбачає 700 МВт вітрової генерації, 50 МВт сонячної генерації, 100 МВт сонячної генерації у поєднанні з установками зберігання енергії та 150 МВт інших видів ВДЕ, зокрема біомаси, біогазу та малої гідроенергетики [2; 3]. Акцент на вітровій генерації є логічним з огляду на зимовий профіль виробітку та потребу в диверсифікації відновлюваного портфеля.

Водночас 1 ГВт ВДЕ не дорівнює 1 ГВт гарантованої потужності у вечірній пік. Вітрова генерація залежить від погодних умов, сонячна генерація має низьку доступність у вечірні години, а біомаса, біогаз і мала гідроенергетика мають обмежений масштаб. Тому нові ВДЕ-проєкти мають плануватися не лише за принципом найнижчої ціни, а й з урахуванням системної цінності: місця розташування, впливу на дефіцитні вузли, можливості поєднання з BESS, профілю виробітку та спроможності зменшувати навантаження на мережі.

3. Конкурс на 1322 МВт: перехід до керованої стійкості

Конкурс на 1322 МВт нової генеруючої потужності має іншу логіку, ніж ВДЕ-аукціони. Його мета — не просто додати електроенергію в систему, а отримати потужності, здатні працювати у критичні для системи періоди. За оприлюдненими умовами, об’єкти мають забезпечувати запуск із зупиненого стану менш ніж за 30 хвилин, безперервну роботу щонайменше 16 годин, участь у резервах відновлення частоти та фізичний захист другого рівня [4; 5].

Підтримка має надаватися лише у визначені ранкові та вечірні пікові години. Такий підхід є правильним, оскільки стимулює не просто будівництво потужності, а її доступність саме тоді, коли система найбільше її потребує. Це переводить дискусію з площини “скільки мегаватів побудувати” у площину “яка потужність реально доступна, керована і захищена”.

Водночас конкурс не гарантує автоматичного результату. Інвестор оцінюватиме не тільки рівень премії, а й ризики воєнного руйнування, вартість другого рівня захисту, доступ до газу, строки приєднання, надійність платежів, податкові та валютні ризики, а також можливість укласти довгострокові договори на електроенергію, тепло та балансуючі послуги. Саме інтерес інвесторів стане першим практичним тестом реалістичності цього механізму.

4. Чому потрібна координація між ВДЕ, BESS, маневровою генерацією і теплом

Обидва урядові рішення можуть дати позитивний ефект лише за умови системної координації. ВДЕ знижують потребу у паливі та створюють додатковий обсяг електроенергії. BESS згладжують профіль виробітку і можуть переносити частину енергії у дефіцитні години. Маневрова генерація забезпечує покриття піків, резерви і швидку реакцію системи. Когенерація поєднує електроенергію і тепло, що особливо важливо для великих міст із централізованим теплопостачанням.

Тому правильна мета цих проєктів полягає не просто у збільшенні генерації, а насамперед у формуванні стійкої, керованої і захищеної енергетики, здатної витримувати удари, покривати базовий дефіцит, проходити зимові піки споживання та підтримувати життєзабезпечення міст. Для цього потрібна регіональна матриця рішень: де будувати ВДЕ, де потрібні BESS, де доцільні КГУ, які котельні та насосні станції потребують резерву, які підстанції мають бути захищені першочергово.

5. Загальна оцінка підготовки до ОЗП-2026/27

Підготовка до осінньо-зимового періоду 2026/27 відбувається за трьома основними напрямами: ремонт і часткове відновлення великої теплової генерації та ТЕЦ; будівництво розподіленої газової генерації й когенерації; підвищення стійкості теплопостачання, водопостачання, електричних мереж і критичної інфраструктури.

Стратегічно цей підхід є правильним, оскільки Україна вже не може спиратися лише на великі централізовані електростанції. Масовані удари РФ показали, що стійкість енергосистеми визначається не тільки обсягом установленої потужності, а й розосередженістю генерації, резервуванням критичних вузлів, швидкістю ремонтів, запасами обладнання та платіжною дисципліною ринку.

Найбільш вразливими залишаються великі міста з централізованим теплопостачанням, прифронтові регіони, промислові вузли та об’єкти, залежні від безперервної роботи насосних станцій, водоканалів, теплових пунктів і підстанцій. Саме тому підготовка до зими має оцінюватися не за номінально заявленими мегаватами, а за реально доступною потужністю у пікові години та здатністю інфраструктури працювати після повторних ударів.

6. Методологічні припущення сценарної оцінки

Сценарні діапазони в цій статті є експертною оцінкою, а не офіційним прогнозом. Вони відображають імовірний обсяг потужності, яка може бути не лише заявлена або законтрактована, а фактично введена, приєднана, забезпечена паливом, захищена та доступна у пікові години до початку листопада 2026 року.

Саме тому в оцінці розділено чотири поняття: оголошена потужність, законтрактована потужність, фізично введена потужність і надійно доступна потужність у пікові години. Для проходження зими вирішальним є четвертий показник.

7. Вплив нових прайс-кепів із 1 травня 2026 року

НКРЕКП 23 квітня 2026 року ухвалила рішення про перегляд граничних цін на ринку електроенергії. З 1 травня 2026 року для ринку “на добу наперед” та внутрішньодобового ринку встановлено максимальну граничну ціну 15 000 грн/МВт·год і мінімальну 10 грн/МВт·год; для балансуючого ринку — максимальну 17 000 грн/МВт·год і мінімальну 0,01 грн/МВт·год [6].

Це рішення є позитивним для газової маневрової генерації, оскільки дає змогу частково покривати високу собівартість виробництва в пікові години. Однак прайс-кеп сам по собі не створює повної інвестиційної моделі для когенерації. КГУ має подвійну економіку: електроенергія продається на ринку, а тепло — за тарифами, які часто політично стримуються і не покривають повну вартість газу та капітальних витрат.

Новий конкурс частково компенсує цей недолік через механізм підтримки, але він охоплює лише проєкти, які пройдуть конкурс і відповідатимуть вимогам щодо потужності та захисту. Тому паралельно потрібна окрема швидка модель для меншої муніципальної когенерації, здатної працювати біля котелень, насосних станцій, лікарень і теплових пунктів.

8. Борги та платіжна дисципліна як системний ризик

Боргова проблема має дві взаємопов’язані площини: ринок електричної енергії та сектор природного газу / теплопостачання. Для нових КГУ це означає ризик ситуації, коли генератор формально має право продати електроенергію за високою ціною, але фактично отримує кошти із затримкою або не в повному обсязі.

У секторі теплопостачання ключовою проблемою залишаються борги підприємств теплокомуненерго за газ. За даними Укрінформ із посиланням на DiXi Group, станом на 30 травня 2025 року загальна заборгованість ТКЕ та водоканалів за енергоресурси становила 124,2 млрд грн, зокрема борг ТКЕ за газ — 111,7 млрд грн [7]. У 2026 році публічні оцінки вказували вже на близько 150 млрд грн боргів підприємств теплопостачання, ТЕЦ і ТЕС за природний газ, понад 80% яких були простроченими [8; 9].

Саме ТКЕ часто розглядаються як базові майданчики для когенерації, але їхня фінансова спроможність обмежена старими боргами, арештами рахунків, низькою ліквідністю та залежністю від місцевих бюджетів. Без відокремлення старих боргів від нових проєктів КГУ комунальні майданчики залишатимуться технічно корисними, але фінансово слабкими контрагентами.

9. Інвестиційний інтерес: перший тест реалістичності двох інструментів

Ключовою невизначеністю для обох урядових рішень є не лише нормативна рамка, а реальна готовність інвесторів брати на себе воєнні, ринкові та регуляторні ризики. Для ВДЕ-аукціонів критичними будуть довіра до механізму ринкової премії, прогнозованість розрахунків, доступ до фінансування, можливість приєднання та обмеження небалансів. Для маневрової генерації вирішальними є доступ до газу, строки будівництва, гарантії платежів за доступність, вартість захисту та ризик повторного ураження об’єктів.

Якщо ці питання не будуть вирішені до початку конкурсних процедур і фінансового закриття, держава може отримати менший обсяг реальних МВт, ніж очікується на рівні політичного рішення. Тому успіх має вимірюватися не тільки кількістю поданих заявок, а й часткою проєктів, що пройшли фінансове закриття, уклали договори приєднання, мають підтверджене обладнання, паливні контракти, графік фізичного захисту і зрозумілу модель продажу електроенергії та тепла.

10. Проблеми чинної моделі когенерації

• Дохідна модель. Когенераційний проєкт залежить від погодинної ціни електроенергії, тарифу на тепло, вартості газу та платіжної дисципліни. Для банківського фінансування цього недостатньо; потрібні довгострокові інструменти — плата за доступну потужність, контракт на різницю, премія до ринкової ціни або окрема модель підтримки високоефективної когенерації.
• Газова і теплова складові. Якщо газ купується за ринковою ціною, а тариф на тепло залишається політично стриманим, теплова складова не покриває реальних витрат. У такій моделі КГУ стає прибутковою лише за дуже високих цін на електроенергію або за наявності додаткової компенсації.
• Кредитоспроможність ТКЕ. Теплокомуненерго можуть бути корисними майданчиками для КГУ, однак не завжди можуть бути самостійними інвесторами. Для них потрібна модель, у якій новий проєкт юридично та фінансово захищений від старих боргів.
• Приєднання до мереж. Для КГУ критично важливі швидке визначення точки приєднання, схема видачі потужності, режими паралельної роботи з мережею та технічні умови.
• Теплова карта пріоритетів. Когенерацію потрібно встановлювати там, де вона реально знижує ризик втрати теплопостачання: біля великих котелень, насосних, лікарень, водоканалів, теплових пунктів та інших критичних споживачів.
• Фізичний захист. Вимога другого рівня захисту є правильною з безпекового погляду, але вона суттєво впливає на строки реалізації, капітальні витрати і потребу в централізованому співфінансуванні.

11. Реалістичне введення розподіленої газової генерації до листопада 2026 року

Офіційна ціль щодо розподіленої генерації є значно вищою, ніж реалістичний обсяг, який може бути повністю введений в експлуатацію до початку листопада 2026 року. Причина — не лише в наявності обладнання, а й у строках фінансування, доставки, монтажу, підключення, укладання договорів на газ, тестування та забезпечення захисту.

Базова оцінка: до листопада 2026 року Україна, ймовірно, отримає близько 350–450 МВт реально працюючої нової або відновленої розподіленої газової генерації. Це корисний, але недостатній обсяг для компенсації втрат великої теплової генерації та захисту великих міст від ризиків теплового й електричного дефіциту.

12. Відновлення великих ТЕЦ/ТЕС до листопада 2026 року

У випадку великих ТЕЦ/ТЕС слід розрізняти три поняття: відновлення окремого обладнання, повернення частини електричної потужності та повне відновлення паспортної потужності. До листопада 2026 року повне відновлення більшості пошкоджених великих об’єктів є малоймовірним. Реалістичнішим є часткове повернення окремих блоків або агрегатів, необхідних для теплопостачання, пікового покриття та системної стійкості.

Reuters у травні 2026 року повідомляв про плани ремонту Трипільської ТЕС і підготовку Центренерго до приватизації, але водночас наголошував на масштабі руйнувань теплової генерації, воєнних ризиках і невизначеності строків [10]. Це підтверджує, що ремонти великих ТЕС/ТЕЦ залишаються необхідними, але не можуть бути єдиною опорою для зими.

Базова оцінка: до листопада 2026 року може бути частково повернуто або утримано в роботі приблизно 0,8–1,1 ГВт електричної потужності великої теплової генерації / ТЕЦ. Реальна доступність цієї потужності протягом зими залежатиме від повторних атак, запасів палива, стану мереж, захисту об’єктів та аварійної готовності персоналу.

13. Ризики великих міст із централізованим теплопостачанням

Окремого аналізу потребують великі міста з високою залежністю від централізованого теплопостачання. Для них критичним є не лише дефіцит електричної потужності, а й здатність підтримувати роботу котелень, ТЕЦ, насосних станцій, теплових пунктів, водоканалів і лікарень. Втрата електроживлення для насосів або підстанцій може швидко трансформувати електричний дефіцит у теплову, водну і соціальну кризу.

Тому в Києві, Харкові, Одесі, Дніпрі, Запоріжжі та інших великих центрах потрібні теплові карти пріоритетів: де саме КГУ, BESS, резервні дизель-генератори, мобільні котельні, теплові насоси і захист підстанцій дають найбільший ефект. Для громад практичним критерієм має бути не кількість закупленого обладнання, а кількість критичних об’єктів, які зможуть працювати автономно після повторного удару.

14. Сукупний ефект для ОЗП-2026/27

Отже, на папері прогрес може виглядати значним, але для проходження зими важливий не номінальний обсяг мегаватів, а гарантована доступність потужності у пікові години після можливих повторних атак. Саме тому вирішальними стають фізичний захист, паливо, мережеве приєднання, резервне живлення теплових вузлів і платоспроможність учасників ринку.

15. KPI до 1 листопада 2026 року

Щоб підготовка до ОЗП-2026/27 не залишалася набором правильних намірів, її потрібно перевести у систему вимірюваних показників. До 1 листопада 2026 року доцільно публічно відстежувати такі KPI:

• скільки МВт нової генерації не лише заявлено, а законтрактовано, профінансовано, доставлено, змонтовано, приєднано і протестовано;
• скільки МВт нової маневрової генерації має підтверджені договори на газ, тепло, продаж електроенергії та участь у резервах;
• скільки об’єктів отримали другий рівень інженерного захисту або мають затверджений графік його завершення;
• скільки МВт ВДЕ реалізується у зв’язці з BESS або іншими інструментами гнучкості;
• скільки котелень, насосних станцій, водоканалів, лікарень і теплових пунктів отримали резервне живлення;
• скільки великих ТЕЦ/ТЕС повернули не паспортну, а реально доступну потужність у пікові години;
• який обсяг аварійного запасу трансформаторів, насосного обладнання, кабельної продукції, газових модулів і мобільних котелень сформовано у регіонах.

Такий дашборд має розділяти заявлені мегавати, законтрактовані мегавати, будівельну готовність, мережеву готовність, паливну готовність, захист і фактичну доступність. Саме це дозволить уникнути ілюзії, що політичне рішення автоматично означає готовність енергосистеми до зими.

16. Рекомендації для державної політики

• Синхронізувати ВДЕ-аукціони, конкурс маневрової генерації, розвиток BESS, плани ОСР і теплові карти міст у єдиній регіональній логіці стійкості.
• Запровадити окрему фінансову модель для високоефективної когенерації: премію до ринкової ціни, контракт на різницю або плату за доступну потужність для об’єктів, які підвищують стійкість міст.
• Врегулювати борги ТКЕ за газ і створити механізм, який дозволить комунальним підприємствам бути майданчиками для КГУ без перенесення старих боргів на нові проєкти.
• Надати пріоритетне та прискорене приєднання КГУ, BESS і ВДЕ-проєктів, що забезпечують критичне теплопостачання, водопостачання, лікарні, транспортні вузли та інші об’єкти життєзабезпечення.
• Не обмежувати модель лише об’єктами від 10 МВт: для великих конкурсів така межа логічна, але для громад потрібен паралельний швидкий трек для КГУ 1–5 МВт біля котелень, насосних і теплових пунктів.
• Створити типові пакети проєктів КГУ на 1–2 МВт, 5 МВт, 10 МВт і 20 МВт із типовими договорами, технічними умовами, схемами продажу електроенергії та тепла.
• Фінансувати фізичний захист нової генерації як окремий компонент CAPEX, а не залишати його лише на розсуд інвестора або громади.
• Створити окремий моніторинговий дашборд підготовки до ОЗП-2026/27: заявлена потужність, законтрактована потужність, будівельна готовність, приєднання, паливо, захист і фактична доступність у пікові години.

17. Підсумковий висновок

Рішення щодо підтримки 1 ГВт нових ВДЕ-проєктів і конкурс на 1322 МВт нової маневрової генерації мають спільну стратегічну мету — посилити стійкість енергосистеми України в умовах війни. Перше рішення створює довгостроковий інвестиційний сигнал для чистої генерації, друге — має закрити дефіцит керованої потужності у критичні години.

Водночас для ОЗП-2026/27 короткостроковий ефект цих рішень буде обмеженим. Значна частина конкурсного, інвестиційного, будівельного й мережевого циклу припаде на другу половину 2026 року та наступний період. Тому на старті опалювального сезону основний ресурс стійкості повинні забезпечити ремонти, захист уже наявних потужностей, резервне живлення теплових вузлів, мобільні рішення, запаси палива та аварійні запаси обладнання.

До листопада 2026 року реалістично очікувати близько 350–450 МВт нової або відновленої розподіленої газової генерації та приблизно 800–1100 МВт частково відновленої великої теплової генерації / ТЕЦ. Сукупно це може дати 1,1–1,5 ГВт потенційного ефекту, але надійно доступна потужність у пікові години, ймовірно, буде нижчою — орієнтовно 0,8–1,2 ГВт.

Отже, Україна може увійти в ОЗП-2026/27 краще організованою, але не повністю захищеною. Критично важливо, щоб нові ВДЕ, BESS, маневрова генерація, когенерація, ремонти великих ТЕЦ/ТЕС, резервне живлення теплових вузлів і фізичний захист працювали не як окремі напрями, а як єдина програма стійкості. Без цього країна ризикує отримати формально правильні рішення, але недостатній практичний ефект у пікові зимові періоди.

Джерела та інформаційна база

[1] Кабінет Міністрів України. Розпорядження від 01.04.2026 № 298-р “Деякі питання проведення аукціонів з розподілу квот підтримки відновлюваної енергетики на 2026 рік та встановлення індикативних прогнозних показників річних квот підтримки на 2027–2029 роки”. URL: https://zakon.rada.gov.ua/go/298-2026-%D1%80.

[2] Кабінет Міністрів України. Розпорядження від 27.05.2026 № 508-р “Про внесення змін до розпорядження Кабінету Міністрів України від 1 квітня 2026 р. № 298”. URL: https://zakon.rada.gov.ua/go/508-2026-%D1%80.

[3] Міністерство енергетики України. Уряд збільшив річну квоту підтримки проєктів відновлюваної енергетики до 1 ГВт. 28.05.2026. URL: https://www.mev.gov.ua/novyna/uryad-zbilshyv-richnu-kvotu-pidtrymky-proyektiv-vidnovlyuvanoyi-enerhetyky-do-1-hvt.

[4] Кабінет Міністрів України. Розпорядження від 22.05.2026 № 488-р “Деякі питання проведення конкурсу на будівництво генеруючої потужності та виконання заходів з управління попитом”. URL: https://zakon.rada.gov.ua/go/488-2026-%D1%80.

[5] Міністерство енергетики України. Посилення енергетичної стійкості регіонів: за ініціативи Міненерго Уряд запускає конкурс на будівництво понад 1,3 ГВт нової генерації. 22.05.2026. URL: https://mev.gov.ua/novyna/posylennya-enerhetychnoyi-stiykosti-rehioniv-za-initsiatyvy-minenerho-uryad-zapuskaye.

[6] НКРЕКП. НКРЕКП встановила нові граничні ціни на ринку електроенергії. 23.04.2026. URL: https://www.nerc.gov.ua/news/nkrekp-vstanovyla-novi-hranychni-tsiny-na-rynku-elektroenerhii.

[7] Укрінформ. Теплокомуненерго та водоканали заборгували за енергоресурси ₴124 мільярди — DiXi Group. 17.07.2025. URL: https://www.ukrinform.ua/rubric-economy/4015898-teplokomunenergo-ta-vodokanali-zaborguvali-za-energoresursi-124-milardi-dixi-group.html.

[8] РБК-Україна. Михайло Свищо: Що ставить під загрозу підготовку країни до наступної зими. 24.04.2026. URL: https://www.rbc.ua/rus/news/shcho-stavit-pid-zagrozu-pidgotovku-krayini-1777036818.html.

[9] ZN.UA. Підприємства теплопостачання накопичили 150 млрд грн боргу за спожитий газ. 27.04.2026. URL: https://zn.ua/ukr/energetics/pidprijemstva-teplopostachannja-nakopichili-150-mlrd-hrn-borhu-za-spozhitij-haz.html.

[10] Reuters. Ukraine to repair massive Trypilska power plant before Centrenergo sale. 21.05.2026. URL: https://www.reuters.com/business/energy/ukraine-repair-massive-trypilska-power-plant-before-centrenergo-sale-2026-05-21/.