Новини та аналітика
04.09.2026
Огляд енергетичного ринку України за серпень 2026 року
Серпень 2026 року продемонстрував низку ключових змін на енергетичному ринку України та сусідніх європейських країн. Ринок формувався під впливом складних погодних умов, оновлення тарифного регулювання та активізації масштабного фінансування нових об'єктів децентралізованої генерації.
Баланс енергосистеми та зовнішньоторговельна динаміка
Протягом серпня ціна на електроенергію в Україні корелювала з температурою повітря та обсягами генерації від сонячних електростанцій. Після невеликого спаду навантаження на систему знову почало зростати через повернення спеки та активне використання кондиціонерів.
Відновлювальні джерела дозволили скоротити імпорт електроенергії до найнижчого рівня з початку року, завдяки чому Україна другий місяць поспіль залишається нетто-експортером електрики. У серпні обсяг експорту зріс на 64,4% порівняно з липнем, досягнувши 382,1 тис. МВт-год, тоді як імпорт склав близько 184 тис. МВт-год. Найбільша частка українського експорту припадала на Угорщину (близько 45%), також зросли обсяги постачань до Молдови, Румунії, Словаччини та Польщі.
Вплив гідрологічної кризи в Європі
Тривала спека та рекордно низький рівень води в Дунаї спричинили значні проблеми для європейської атомної генерації. На румунській ділянці витрата води впала до 1 650 м³/с, що змусило оператора Nuclearelectrica вперше в історії одночасно зупинити два енергоблоки АЕС «Чернаводе». В Угорщині через нестачу води для охолодження було обмежено роботу АЕС «Пакш» — навіть після незначного підняття рівня води на станції повноцінно працював лише один із восьми енергоблоків.
Щоб покрити дефіцит, румунська Nuclearelectrica почала імпортувати українську електроенергію через молдовського державного постачальника Energocom у рамках довгострокового меморандуму. Крім цьго, Румунія була змушена призупинити графік відмови від вугілля, повернувши в роботу два резервні вугільні енергоблоки на ТЕС «Ровінарі» та «Парошень» (майже 300 МВт потужності), щоб зберегти керовану генерацію до моменту побудови нових газових станцій.
Ціноутворення та комерційний арбітраж на РДН і ВДР
Цінова ситуація на короткострокових ринках України залишалася динамічною. На ринку «на добу наперед» (РДН) в останню декаду серпня обсяг реалізації скоротився на 18,9% (до 498,9 тис. МВт-год). Максимальна добова ціна знизилася до 3 871 грн/МВт-год, а мінімальна — до 2 018 грн/МВт-год. Добового дефіциту не фіксувалося.
На внутрішньодобовому ринку (ВДР) обсяг реалізації, навпаки, зріс на 21,9% (до 60,1 тис. МВт-год), з максимальною ціною 5 382 грн/МВт-год та мінімальною 3 202 грн/МВт-год. Цінова волатильність і різниця між тарифами на РДН та ВДР створюють сприятливе середовище для комерційного арбітражу. Ефективна торгівля та оптимізація стратегій продажу стають критично важливими для забезпечення високої норми рентабельності систем накопичення енергії (УЗЕ / BESS), а також газових когенераційних установок (КГУ), які все активніше інтегруються у вітчизняні промислові хаби.
Обвал цін на РДН наприкінці серпня
Глибока структурну зміну ціноутворення у третій декаді серпня переросла у формування екстремальних вечірніх піків, та суттєве зниження середніх цін в усі години доби. Ця ситуація стала результатом синергії двох ключових факторів:
1. Повернення в роботу енергоблоків АЕС: Значне зниження середнього рівня цін та максимальних добових показників (які у період 23–29 серпня знизилися до 3 871 грн/МВт-год) безпосередньо пов'язане із завершенням планових літніх ремонтів на українських АЕС. У п'ятницю, 21 серпня 2026 року, «Енергоатом» достроково завершив планово-попереджувальний ремонт і підключив до мережі черговий атомний енергоблок (шостий із дев'яти, розташованих на підконтрольній території), що додав в енергосистему близько 1000 МВт стабільної, цілодобової базової потужності.
2.Екстремальна «крива качки» (duck curve): Накладання стабільної базової генерації АЕС на високі обсяги виробництва сонячних електростанцій (СЕС) у денний час створило колосальний профіцит. З 21-22 серпня у години максимальної сонячної активності (10:00 – 17:00) ціни почали масово обвалюватися до нижньої граничної позначки у 10,00 грн/МВт-год. Виробники з ВДЕ, намагаючись залишитися в графіку, демпінгували до мінімуму.
3. Збереження вечірніх дефіцитів: Незважаючи на падіння середніх цін, у вечірні години (19:00 – 23:00), коли сонячна генерація зникає, а споживання зростає, ціни різко злітали до 10 000 – 12 500 грн/МВт-год. Базова генерація АЕС здатна покрити рівний графік споживання, але фізично не може швидко маневрувати, щоб згладити ці вечірні піки.
Тарифи, ПСО та регуляторна політика
Після усунення законодавчої колізії через закон про підтримку централізованого теплопостачання, НКРЕКП з 1 серпня 2026 року змогла підвищити тариф НЕК «Укренерго» на передачу електроенергії на 25% — до 928,45 грн/МВт·год (без ПДВ). Для підприємств зеленої електрометалургії тариф зріс на 49% — до 563,26 грн/МВт·год.
У структуру нового тарифу закладено витрати на підтримку «зеленої» генерації (ПСО) у розмірі 19,69 млрд грн із загальних 32,52 млрд грн. Крім того, були оновлені тарифи на розподіл, а НКРЕКП запланувала ухвалення нової Методики розрахунку залишкового енергетичного міксу та затвердження змін для стабільного функціонування відновлюваних джерел енергії.
Фінансування енергопроєктів та аукціони
Банківський сектор виступив потужним рушієм енергонезалежності. Станом на початок серпня за меморандумом про відновлення енергетичної інфраструктури українські банки профінансували проєкти на 60,4 млрд грн (56,1 млрд грн — для бізнесу). Це дозволило профінансувати будівництво 1,938 ГВт нових потужностей (СЕС, газові, біо- та вітрові установки). Системи накопичення енергії зайняли 813 МВт з цього обсягу. Структурування таких проєктів, зокрема реєстрація нових сонячних електростанцій на орендованих землях як єдиного майнового комплексу (ЄМК), значно спрощує отримання банківських кредитів під заставу, прискорюючи запуск нових об'єктів.
Тим часом «Гарантований покупець» анонсував на кінець вересня 2026 року проведення трьох «зелених» аукціонів із розподілу квоти підтримки на 850 МВт (700 МВт для ВЕС, 100 МВт для СЕС із системами накопичення та 50 МВт для звичайних СЕС). Технічні вимоги до проєктів із накопичувачами є жорсткими: потужність УЗЕ повинна становити не менше 80% від СЕС, а ємність — щонайменше 2 кВт-год на 1 кВт потужності. Максимальна ціна для таких об'єктів складе 12 євроцентів/кВт-год.
Європейський вектор
На загальноєвропейському рівні Європейська комісія готує реформу управління електромережами ЄС. Планується суттєво розширити повноваження Агентства ЄС зі співробітництва енергетичних регуляторів (ACER), передавши йому контроль за розробкою єдиного плану розвитку електромереж. Ця ініціатива вже зустріла опір з боку низки країн, зокрема Німеччини, де оператори системи передачі (Amprion, TenneT, TransnetBW, 50Hertz) побоюються примусового поділу єдиної німецької цінової зони і вимагають залишити за ACER лише наглядові функції.
Іван Надєїн: засновний ТОВ «УКРТЕПЛО»: «Серпень 2026 року яскраво підсвітив головну вразливість вітчизняної енергосистеми — критичний дефіцит гнучкості. Аномальна "крива качки", коли ціни на РДН вдень обвалюються до 10 гривень, а у вечірні піки злітають понад 12 тисяч, безапеляційно доводить: епоха простого нарощування сонячних мегаватів минула. Сьогодні ринок вимагає керованості. Стратегічний фокус має остаточно зміститися на розгортання систем накопичення енергії (УЗЕ) та маневрених газових когенераційних установок (КГУ).
Саме такі гібридні децентралізовані рішення дозволяють не лише ефективно працювати з комерційним арбітражем на РДН та ВДР, але й фізично балансувати систему в години пікових навантажень. Завдяки активному залученню банківського капіталу в розподілену генерацію, ми вже сьогодні формуємо нову стійку архітектуру енергетики, здатну перетворити цінову волатильність із системної загрози на потужний інвестиційний стимул».
