Скільки має платити батарея за мережу? Що показала дискусія УАВЕ про економіку УЗЕ

29 вересня Українська асоціація відновлюваної енергетики провела вебінар про економіку установок зберігання енергії – арбітраж, окупність і те, як майбутня модель мережевих платежів може змінити інвестиційну привабливість BESS-проєктів.

Дискусія виявила важливу річ: питання вже давно не зводиться до простого вибору між «залишити сальдування» та «змусити батарею платити за кожну кВт·год». Справжнє завдання – побудувати тариф, який відображає реальні витрати мережі, не створює подвійного навантаження для накопичувача і водночас дає правильний сигнал, коли, де і в якому напрямку батареї вигідно працювати для енергосистеми.

Хто говорив на вебінарі

Олександр ГавваНаталія КоробенкоОльга Євстігнєєва

Олександр Гавва

В.о. генерального директора

Представив розрахунки АТ «Оператор ринку» щодо арбітражної економіки УЗЕ на РДН/ВДР та впливу різних моделей мережевих платежів на окупність.

АТ «Оператор ринку»

Головна цифра: тариф може зламати економіку проєкту

АТ «Оператор ринку» моделювало роботу накопичувача потужністю 1 МВт з ємністю від 1 до 4 МВт·год на ринку «на добу наперед». У їхньому дослідженні для класичного арбітражу найкраще виглядала конфігурація близько 1 МВт / 3 МВт·год: за поточних умов сальдування простий строк окупності для такого варіанта був близько 3,7 року, а дисконтований – близько 4,2 року.

На вебінарі Гавва показав другий сценарій – коли тариф на передачу та розподіл нараховується на весь обсяг відбору, а диспетчеризація – на весь обсяг відпуску. В цьому випадку, за розрахунками «Оператора ринку», дисконтована окупність уже перевищує прийнятий у моделі 10-річний строк експлуатації. Сам Гавва сформулював висновок обережно, але однозначно: такі проєкти можуть ставати інвестиційно непривабливими.

Це важливий результат не тому, що модель «Оператора ринку» є універсальним бізнес-планом. Навпаки, під час обговорення неодноразово наголошувалося, що CAPEX, вартість приєднання, ККД, профіль цін, місце підключення, тарифи конкретного ОСР і фактичний режим роботи дуже сильно змінюють результат. Важливий сам масштаб чутливості: мережевий тариф для BESS – не другорядний OPEX, а параметр, здатний змінити інвестиційне рішення.

Батарея – не звичайний споживач і не звичайний виробник

Наталія Коробенко звернула увагу на базову фізичну особливість накопичувача. УЗЕ не «споживає» відібрану електроенергію так, як завод або торговий центр. Вона бере її з мережі, зберігає з певними технологічними втратами і пізніше повертає назад або використовує для локального навантаження. Водночас батарея не є класичним виробником: вона не створює первинну електроенергію.

Через це механічне накладання на один і той самий цикл усіх платежів споживача і всіх платежів виробника може створювати економічне навантаження, яке не відповідає фактичному впливу на мережу.

Це не означає, що накопичувач повинен користуватися мережею безкоштовно. Питання інше: за які саме витрати мережі він має платити?

Cost-reflectivity: не пільга, а оплата реального впливу

Саме тут дискусія вийшла за межі суперечки про сальдування. Європейський принцип cost-reflectivity означає, що мережеві тарифи мають відображати реальні витрати ефективного оператора мережі та не дискримінувати ні накопичення, ні агрегацію.

Регламент ЄС 2019/943 прямо допускає компонент потужності, врахування профілю використання мережі, часову диференціацію та, за потреби, локаційні сигнали. Рекомендації Єврокомісії щодо мережевих тарифів окремо підкреслюють, що для storage треба уникати double charging, але при цьому враховувати загальний вплив накопичувача на мережеві витрати.

У 2026 році ECRB також рекомендував рухатися до більш cost-reflective структури: капітальні та інфраструктурні витрати мережі переважно відносити на складову потужності, а змінні витрати – наприклад, втрати – на енергетичну складову. Окремо рекомендується аналізувати time-of-use тарифи.

Звідси випливає значно цікавіша модель, ніж «або сальдо, або повний тариф».

Час роботи батареї має значення

Одна й та сама батарея може створювати для мережі протилежний ефект.

Якщо вона заряджається в локальний пік, коли мережа вже перевантажена, вона посилює проблему. Якщо заряджається в години профіциту сонячної генерації, коли інакше довелося б обмежувати СЕС, вона може зменшити зворотні перетоки та використати ресурс, який система не здатна прийняти.

Так само розряд накопичувача може або допомогти пройти вечірній максимум, або, якщо сигнал неправильний, збільшити небажаний перетік у вже перевантаженому напрямку.

Тому один плоский тариф за кВт·год незалежно від години та режиму роботи – дуже грубий інструмент. Під час дискусії звучала практична ідея не починати одразу зі складного динамічного тарифу, а протестувати кілька зрозумілих часових зон: профіцит, нормальний режим і пік, за потреби – із сезонною диференціацією.

Гнучке приєднання: хороша ідея, але інвестору потрібна межа ризику

Окремою темою стала нова модель гнучкого приєднання. Для України вона відкриває можливість швидше підключати нові активи там, де гарантованої мережевої потужності недостатньо. Але для банку та інвестора залишається ключове питання: який саме обсяг обмежень можливий?

Коробенко назвала сам напрям прогресивним, але таким, що ще потребує доопрацювання. Якщо проєкт не може прогнозувати кількість годин обмеження, гарантований діапазон потужності або хоча б верхню межу curtailment, це складно коректно покласти у фінансову модель.

Для BESS це особливо важливо. Накопичувач може бути дуже вигідним саме в години дефіциту чи профіциту – тобто в ті моменти, коли мережеві обмеження найімовірніші. Невизначеність щодо доступної потужності прямо перетворюється на невизначеність revenue.

СЕС + УЗЕ – не автоматично краща економіка

Ще один важливий висновок – не варто переносити результати standalone BESS на гібридний проєкт СЕС + УЗЕ.

У моделі «Оператора ринку» поєднання сонячної станції з накопичувачем не дало автоматично кращої окупності за класичний арбітраж. Але це не означає, що гібридні проєкти невигідні. Модель оцінювала насамперед конкретний спотовий сценарій.

Для реальної СЕС батарея може створювати інші джерела цінності: зменшувати curtailment, переносити денну генерацію в дорожчі години, знижувати небаланси, використовувати спільну мережеву інфраструктуру, резервувати потужність під допоміжні послуги. Саме тому такі проєкти треба рахувати через value stacking, а не через один ринок.

Коробенко прямо говорила, що для сонячних проєктів заряджання накопичувача в профіцитні години та видача енергії в дефіцитні вже стає практичною потребою; для вітрових і сонячних станцій УЗЕ також допомагають працювати з небалансами.

Що змінюється з 2027 року

Чинне законодавство передбачає перехід до нової методики мережевих тарифів для УЗЕ з 1 травня 2027 року. Для перехідної категорії проєктів зберігається механізм сальдування до 30 квітня 2037 року.

Важливе уточнення: для нових проєктів, які хочуть скористатися перехідним режимом, самих технічних умов недостатньо. Закон встановлює комплекс умов щодо статусу проєкту, документів на майданчик і будівельні роботи та строків введення в експлуатацію. Тому інвесторам варто перевіряти eligibility конкретного проєкту юридично, а не виходити лише з дати отримання ТУ.

Чинний підхід до сальдування також прив'язаний саме до перетоків із зовнішньою мережею через точку приєднання. Це принципово для конфігурацій СЕС + УЗЕ + споживання: внутрішній потік між панелями, батареєю та навантаженням не повинен автоматично трактуватися як окреме використання зовнішньої мережі.

«Оператор ринку» вже будує інструмент для економічної диспетчеризації

Наприкінці своєї презентації Олександр Гавва окремо повідомив, що АТ «Оператор ринку» розробляє платформу економічної диспетчеризації УЗЕ. Її ідея – допомогти накопичувачам, які працюють на арбітражі, формувати економічно доцільний графік роботи.

Для ринку це важливий сигнал: оптимізація BESS поступово переходить від Excel-моделей до машинного планування. Наступний логічний крок – стандартизована машинна взаємодія між зовнішніми VPP/агрегаторами, оптимізаторами та торговою інфраструктурою РДН/ВДР. Саме цей інтерфейс буде критичним, коли йтиметься не про одну батарею, а про сотні розподілених активів.

Агрегатор не скасовує фізику мережі

Для Wesfin Flex особливо важливою була відповідь про агрегований портфель. На РДН/ВДР агрегатор може формувати сукупну торгову позицію портфеля, але мережеві платежі фізично залишаються прив'язаними до конкретних точок обліку та приєднання.

Це правильне розділення двох рівнів:

ринок бачить портфель → мережа бачить локальні точки → агрегатор розподіляє зобов'язання між активами.

Тобто 100 батарей у різних областях можуть комерційно працювати як один портфель гнучкості, але немає фізичного сенсу сальдувати мережевий ефект батареї у Львові з батареєю в Одесі.

Для архітектури VPP це означає, що оптимізатор має враховувати не лише ринкову ціну, SoC та деградацію, але й локальний network-cost signal кожного активу.

Що пропонує Wesfin Flex

Після вебінару Wesfin Flex передав УАВЕ окрему позицію для включення до консолідованих пропозицій Регулятору.

Ми пропонуємо не закріплювати назавжди нинішнє сальдування і не переходити механічно до повної валової оплати. Натомість варто прорахувати гібридну cost-reflective модель:

1. постійні інфраструктурні витрати мережі – переважно через компонент потужності;
2. змінні витрати – через енергетичну складову;
3. для енергетичної складової – простий часовий та напрямковий сигнал;
4. відсутність подвійного відшкодування одних і тих самих мережевих витрат;
5. окрема економічна логіка для негарантованої потужності при гнучкому приєднанні;
6. розрахунок на рівні кожної точки комерційного обліку, а не портфельне мережеве сальдування;
7. для СЕС/ВЕС + УЗЕ – врахування саме перетоків із зовнішньою мережею;
8. перед затвердженням – shadow billing на реальних проєктах без зміни фактичних рахунків.

Найдешевший спосіб перевірити таку модель – взяти 10–20 реальних об'єктів у 3–4 ОСР і протягом кількох місяців паралельно рахувати три варіанти: чинне сальдування, повну валову оплату та гібридний тариф. Тоді дискусія перейде від припущень до даних: скільки отримує мережа, як змінюється поведінка BESS, що відбувається з NPV та чи переноситься частина витрат на інших користувачів.

Не треба робити батарею «пільговиком»

Це, можливо, головний висновок вебінару.

Правильна постановка питання – не «скільки знижки дати батареї», а які витрати вона реально створює або допомагає уникнути в конкретній точці мережі та в конкретний час.

Якщо УЗЕ купує гарантовану мережеву потужність – вона має платити справедливу частину постійних витрат. Якщо створює додаткові втрати або перевантаження – це теж має відображатися в економіці. Але якщо батарея заряджається тоді, коли мережі потрібно прийняти надлишок генерації, і розряджається тоді, коли це зменшує пік, тариф не повинен поводитися так, ніби ці два режими однакові.

Саме так cost-reflectivity перетворюється з регуляторного терміна на інструмент керування енергосистемою.

Наступний крок – перевірити методику на реальних даних

УАВЕ збирає від учасників ринку розрахунки, кейси реальних проєктів та європейський досвід і планує передати консолідовану позицію НКРЕКП.

Для ринку це хороша можливість не просто захистити сьогоднішню економіку окремих BESS-проєктів, а спробувати створити правила, які масштабуватимуться разом із накопичувачами, ВДЕ, гнучким приєднанням та агрегацією.

Для Wesfin Flex це ще й практичне завдання для програмного забезпечення. Майбутній оптимізатор повинен бачити не абстрактний «тариф на розподіл», а економічний сигнал конкретного активу: точку приєднання, доступну потужність, часову зону, обмеження, SoC, деградацію, ринкові зобов'язання та фактичний системний ефект.

Тоді рішення «заряджати чи розряджати» прийматиметься не тому, що на РДН просто низька або висока ціна, а тому, що вся операція після електроенергії, мережі, деградації, небалансів і комісій залишається прибутковою.

Саме така економіка потрібна BESS, якщо ми хочемо перейти від десятків окремих батарей до сотень мегават керованої гнучкості.