Як влаштований ринок і чому він цікавий для інвестора

Перший бум промислової сонячної генерації в Україні тримався на "зеленому" тарифі. В той час бізнес масово будував сонячні електростанції оскільки держава гарантувала дохід. Пік припав на 2019, коли ввели в експлуатацію 752 станції сумарною потужністю 3,5 ГВт. А на кінець 2021 встановлена потужність СЕС досягла 6,4 ГВт.

Але вже у 2020 модель дала тріщину. Держава не встигала розраховуватися з інвесторами, "зелений" тариф знизили на 7,5–15%, а борги реструктуризували. У 2021 році промислової генерації додалося лише 305,5 МВт, тобто чверть від обсягу попереднього року. А повномасштабна війна взагалі завершила цей етап. За оцінкою тодішнього міністра енергетики Германа Галущенка, до середини 2022 року Україна втратила 40–50% сонячної генерації. Борг перед "зеленими" інвесторами на кінець 2024 року, за даними "Гарантованого покупця", сягав 22 млрд грн.

Сьогодні "зелений" тариф доступний лише домогосподарствам із станціями до 50 кВт. Для нових промислових СЕС, як наголошує керівник Департаменту з інжинірингу ДТЕК ВДЕ Віталій Герасименко, він уже не є базовим механізмом. Тому інвестор обирає з кількох моделей заробітку:

• Власне споживання. Бізнес ставить СЕС, щоб скоротити рахунки за електроенергію. Аргумент — ціна: у 2021 році підприємства платили 3–3,6 грн за кВт·год, у 2024-му — вже 6–9 грн. Проєкти СЕС разом із накопичувачем для власних потреб, за оцінками ринку, окуповуються за 2–3 роки.
• Продаж на ринку. Станція працює на ринку "на добу наперед" (РДН) або за двосторонніми договорами. За середньої ціни на РДН 3,8–4,8 грн за кВт·год, за оцінкою СЕО ETL Group Дениса Косого, така інвестиційна станція окуповується приблизно за 4 роки. Нові проєкти цього типу будують переважно на заході країни — на Хмельниччині, Закарпатті й Львівщині, де нижчі безпекові ризики.
• Гібрид СЕС + УЗЕ. Накопичувач дозволяє зберігати надлишок денної генерації та продавати його у вечірні й ранкові піки. Заступник генерального директора з напряму EPC у KNESS Андрій Хижняк переконаний, що нові промислові СЕС під продаж у ринок варто розглядати лише в поєднанні з установками зберігання енергії (УЗЕ).
• Агрегація та активний споживач. Підприємство з власною генерацією чи накопичувачем може працювати за механізмом самовиробництва або увійти до агрегованої групи й через агрегатора виходити на різні сегменти ринку.
• PPA. Інвестор будує СЕС на об'єкті клієнта за власні кошти, а клієнт укладає довгостроковий контракт на викуп електроенергії за зниженою ціною. Модель, яку просуває зокрема YASNO, поки на етапі становлення, але перші угоди вже укладено.

Бізнес-план: цифри, кроки та економіка

Скільки коштує вхід

Промислова СЕС — це бізнес із високим порогом входу. Рахунок іде на сотні тисяч доларів за кожен мегават. Водночас оцінки самих гравців ринку суттєво різняться, і головною причиною є масштаб та конфігурація проєкту.

За словами генерального директора з напряму EPC у KNESS Андрія Хижняка, у середньоринковому еквіваленті СЕС потужністю 1 МВт "під ключ" коштує близько €400 тис. без ПДВ. У ДТЕК ВДЕ орієнтир вищий. За стандартних умов наземна СЕС "під ключ" коштує $500–600 тис. за 1 МВт — і це без урахування приєднання до мережі. Різницю пояснюють геологія та рельєф ділянки, тип металоконструкцій (зокрема трекерні системи, які ДТЕК використовує на нових станціях), виробник обладнання, а також кількість систем захисту й керування.

Якщо станцію будують під продаж у ринок у зв'язці з накопичувачем, до бюджету додається вартість УЗЕ. Універсальної формули тут немає, але Хижняк називає оптимальною відправною точкою співвідношення 1:4 — на 1 МВт сонячної потужності 1 МВт потужності та 4 МВт·год ємності накопичувача.

Що додав 2026 рік

Вхід у бізнес цього року подорожчав. Головна причина — рішення Китаю, який із 1 квітня 2026 року скасував експортне повернення ПДВ для фотоелектричної продукції. За словами СЕО ETL Group Дениса Косого, модулі подорожчали з 0,14 до 0,17 за ват залежно від типу на 10–20% за дев'ять місяців.

Накопичувачі теж дорожчають, хоча й повільніше. З початку року їх ціна зросла приблизно на 1 цент за Вт·год, переважно через вихід нових, "розумніших" моделей. Для батареї на 10 МВт·год це вже суттєва сума. Відчутніший удар по цінах на УЗЕ ринок очікує з 1 січня 2027 року, коли Китай повністю скасує експортне повернення ПДВ і для батарей.

До цього додалися інші чинники:

• високовольтний мідний та алюмінієвий кабель подорожчав на 15–25%;
• доставка контейнера з Роттердама зросла з €2800 на початку року майже до €5000;
• дорожче пальне б'є по всій логістиці модулі, інвертори, метал і кабель їдуть автотранспортом;
• розвантаження однієї батареї вагою понад 30 тонн краном може коштувати до 150 тис. грн.

У підсумку, за оцінкою Косого, проєкти подорожчали приблизно на 6–7%. Для дахових СЕС бізнесу це близько 7%, а для промислових станцій із приєднанням до ліній 10 чи 35 кВ — більше, бо там використовується значно більше кабелю змінного струму.

Земля і приєднання: витрати, які недооцінюють

Саме ці дві статті найчастіше вирішують, чи матиме проєкт економічний сенс. Тому одне з ключових завдань девелопменту, за словами Герасименка, знайти ділянку за прийнятною ціною і водночас отримати такі технічні умови, за яких приєднання не зробить увесь проєкт недоцільним.

У KNESS пошук починають не з землі, а з мережі. Спершу оцінюють резерв трансформаторної потужності на підстанціях — для СЕС у режимі генерації, для СЕС з УЗЕ ще й у режимі навантаження. Лише за наявності резерву шукають ділянку якомога ближче до підстанції, бо довжина кабельної лінії прямо впливає на вартість приєднання.

До самої ділянки в ДТЕК ВДЕ висувають такі вимоги:

• геометрія — ідеальною є прямокутна ділянка, на якій обладнання розміщується найефективніше;
• рельєф — максимально рівний, щоб мінімізувати роботи з підготовки поверхні;
• мережі — відстань до точки приєднання та доступний клас напруги;
• юридичний статус — власник, цільове призначення, права користування;
• логістика — під'їзні шляхи та відстань до основних доріг, бо обладнання треба фізично доставити на майданчик;
• геологія — тип ґрунтів, ризик підтоплення та несуча здатність, від яких залежать тип паль і фундаментів.

Технічні умови на нестандартне приєднання оператор надає протягом 10 робочих днів, а якщо потрібне погодження з оператором системи передачі (ОСП) — протягом 20 робочих днів. Самі ТУ безкоштовні, але набирають чинності лише після оплати послуги з приєднання, вартість якої визначає Методика формування плати за приєднання. Для станцій до 100 МВт, за словами Герасименка, може бути економічно доцільним приєднання до мереж операторів систем розподілу (ОСР), для потужніших — до мереж ОСП.

Умови приєднання продовжують змінюватися. Закон № 4777-IX, ухвалений у лютому 2026 року, дозволив поєднувати в одній точці приєднання генерацію, накопичення та споживання, а також запровадив гнучке приєднання — для випадків, коли мережа не має вільної пропускної спроможності. Водночас, як зазначає Косой, із серпня приєднання подорожчало, а формулу розрахунку плати змінили.

Якщо не враховувати саме будівництво, найдорожчими етапами, за оцінкою ДТЕК ВДЕ, можуть стати оформлення землі зі зміною цільового призначення, а також документація й роботи з приєднання до мереж.

Етапи запуску

Від рішення інвестувати до першого кіловата в мережі, за оцінкою KNESS, минає в середньому близько року. Для великих проєктів строк довший: у ДТЕК ВДЕ кажуть, що СЕС потужністю 120 МВт, яка вже має статус ready-to-build, може почати генерацію приблизно через півтора року.

1. Бізнес-модель та економіка проєкту. Інвестор визначає, як продаватиме електроенергію і на які ціни розраховує. Від цього залежить конфігурація обладнання, зокрема потреба в УЗЕ.
2. Пошук фінансування. Банки оцінюють проєкт ще до старту будівництва (детальніше нижче).
3. Земля. Аудит ділянки, оформлення прав власності чи оренди. Якщо цільове призначення не відповідає діяльності, знадобляться містобудівна документація, зміна функціональної зони та цільового призначення.
4. Приєднання. Оцінка технічної можливості та потреби в реконструкції мереж ОСР чи ОСП, отримання ТУ, розроблення й погодження проєктної документації.
5. Проєктування та дозволи. Залежно від проєкту — оцінка впливу на довкілля, містобудівні умови та обмеження, експертиза, дозвіл на будівельні роботи або повідомлення про їх початок.
6. Закупівля та будівництво. Постачання обладнання, будівельно-монтажні роботи, авторський і технічний нагляд.
7. Введення в експлуатацію. Пусконалагодження та підключення до мережі.
8. Комерційний запуск. Ліцензія на виробництво електроенергії, за потреби — сертифікація для роботи на окремих сегментах ринку, а також програмні рішення для диспетчеризації, моніторингу й управління станцією.

Важливо враховувати й сезонність. Договори на будівництво намагаються підписувати восени та взимку, щоб станція "захопила" сонячні місяці. Інвестори з банківським фінансуванням особливо зацікавлені, щоб об'єкт якнайраніше вийшов на повну генерацію.

Як фінансувати

Великі компанії радять поєднувати власний і позиковий капітал. У ДТЕК ВДЕ вважають оптимальною частку залучених коштів на рівні близько 70%, у KNESS — 60–70% при 30–40% власного капіталу.

Банківське фінансування в умовах війни залишається непросте, проте реальним завданням. ДТЕК у 2024 році залучила €370 млн під гарантії данської експортно-кредитної агенції EIFO на будівництво другої черги Тилігульської ВЕС, а у 2025-му — близько 3 млрд грн від консорціуму Ощадбанку, Укргазбанку та ПУМБ на системи зберігання енергії потужністю 200 МВт. Програми для енергетичних проєктів мають українські банки, а частину ризиків беруть на себе міжнародні інституції — ЄБРР, IFC, ЄІБ.

Банкам, однак, потрібен так званий bankable-проєкт. За словами Хижняка, це надійний генпідрядник, обладнання класу Tier-1 і чітка, зрозуміла бізнес-модель роботи станції.

Скільки коштує утримання

У ДТЕК ВДЕ на обслуговування сонячних станцій орієнтуються на €20–35 тис. за 1 МВт на рік, залежно від умов сервісного покриття. Компанія закладає в моделі коефіцієнт готовності 99% — тобто враховує, що частину року обладнання простоюватиме через несправності та ремонти.

Щодо формату обслуговування експерти розходяться. Герасименко вважає, що власна професійна команда доцільна для станцій від 50 МВт, а невелику СЕС логічніше віддати на аутсорс. Хижняк іде далі: для більшості комерційних об'єктів утримувати власний штат інженерів, електриків і диспетчерів економічно неефективно. Сучасна СЕС це повноцінний учасник енергоринку, якому потрібні цілодобовий моніторинг, оперативний зв'язок з ОСР чи ОСП, спецобладнання та запас комплектуючих для швидкого відновлення генерації.

При виборі підрядника в ДТЕК радять перевірити його досвід, кваліфікацію персоналу, інструменти й вимірювальне обладнання, а також регламенти робіт.

Ресурс обладнання виглядає так:

• модулі у перший рік втрачають 1–3% потужності, далі — 0,3–0,4% на рік. На великих наземних станціях, де краще охолодження, ДТЕК фіксує деградацію близько 0,25% на рік. Термін служби — 30–35 років;
• інвертори не втрачають потужність поступово, а зношуються: силова електроніка, вентилятори, конденсатори, контактори. Головний ворог — перегрів через неправильний монтаж чи забруднену систему охолодження. За належного сервісу вони працюють 20–25 років.

Окупність і модель продажу

Універсального строку окупності немає, все залежить від бізнес-моделі та очікуваної дохідності. Для великих інфраструктурних проєктів у ДТЕК ВДЕ називають діапазон від 5 до 10 років. Інвестиційна станція під продаж на РДН, за оцінкою Косого, окуповується приблизно за 4 роки. А проєкти СЕС з накопичувачем для власного споживання бізнесу — за 2–3 роки.

Головний ризик моделі продажу — ціна в години пікової сонячної генерації. Влітку, за словами Косого, кілька годин на добу електроенергія на РДН продається по 10 копійок. Саме тому учасники ринку дедалі частіше розглядають СЕС разом із накопичувачем.

Однак оцінки ролі BESS різняться. У KNESS переконані, що гібридні проєкти окуповуються значно швидше, ніж "чисті" СЕС: батарея переносить денну генерацію у вечірній і ранковий піки, компенсує небаланси та робить станцію керованою. Ефективність такого проєкту, наголошує Хижняк, визначається не лише обладнанням, а й якістю інтеграції в ринок і системою диспетчеризації.

У ДТЕК ВДЕ обережніші. Якщо СЕС будують, щоб скоротити споживання з мережі, накопичувач розширює можливості самозабезпечення. Але якщо станція з BESS — це бізнес із продажу електроенергії, батарея стає додатковим CAPEX, і головне питання — чи окупиться він майбутніми доходами. За словами Герасименка, вкладати в неї варто лише тоді, коли інвестор розуміє механіку енергоринку, має професійну команду і може змінити торговельну стратегію, якщо початкова не спрацює.

Важливо й те, що розрив між дешевими та дорогими годинами — основа заробітку накопичувача — не обов'язково зберігатиметься. За оцінкою Косого, якщо в енергосистемі з'являться заплановані 3 ГВт балансуючих потужностей, добовий розкид цін може звузитися з нинішніх умовних 4–17 грн за кВт·год до 8–12 грн.

Для бізнесу, який будує СЕС під власне споживання, з'являються нові інструменти. НКРЕКП схвалила проєкт змін щодо динамічних цін для споживачів з інтелектуальним обліком. Перехід добровільний, але для підприємства зі зв'язкою СЕС, накопичувача та системи енергоменеджменту (EMS) це, за словами Косого, створює "майже повністю керовану енергосистему". Купуючи дешеву електроенергію вночі, використовуючи власну генерацію вдень і розряджаючи батарею в піки, бізнес може знизити середній тариф більш ніж на 40% — точна цифра залежить від графіка роботи, покриття споживання сонцем і ємності батареї.

Проміжний варіант — статус активного споживача, у який зараз переходить багато підприємств. Втім, Косой застерігає, що він вигідніший передусім постачальнику: той забирає надлишки за ціною РДН, а продає їх іншим споживачам за значно вищим тарифом.

Головні пастки і кому цей бізнес не підходить

Промислова СЕС не підходить тим, хто розраховує вкласти гроші у великий енергооб'єкт і далі пасивно отримувати прибуток. За словами Герасименка, станції потрібна професійна команда, яка постійно працює з нею — від технічного обслуговування до продажу електроенергії.

Найдорожча помилка, на думку експерта, — хибні припущення в бізнес-моделі, насамперед щодо майбутньої ціни продажу електроенергії. Вона безпосередньо погіршує всі ключові показники проєкту. Друга категорія — грубі технічні помилки: неправильно розраховані металоконструкції чи фундаменти, прорахунки в електротехнічній частині. Виправляти їх після будівництва надзвичайно складно й дорого, а подекуди вони загрожують безпеці.

Звідси й три речі, на яких у ДТЕК ВДЕ радять не економити: надійні постачальники обладнання, професійне обслуговування та професійний трейдинг. Недостатньо збудувати станцію, яка добре генерує. Потрібен фахівець, здатний ефективно продати вироблену електроенергію.

Спокуса зекономити на підряднику також має ціну. За спостереженнями Косого, замовники нерідко обирають дешевшого виконавця, а потім звертаються до інших компаній, щоб виправити неправильно змонтовані системи. Ситуацію ускладнює кадровий дефіцит: через мобілізацію бригади не завжди можуть доїхати до об'єкта.

Окремим ризиком є війна. Якби довелося будувати СЕС з нуля сьогодні, Герасименко передусім посилив би захист і резервування ключових компонентів, від яких залежить видача потужності. Тому нові інвестиційні проєкти й концентруються в західних областях.

Коло інвесторів у генерацію водночас розширюється: за спостереженнями KNESS, до великого профільного бізнесу дедалі частіше долучаються непрофільні гравці та самі споживачі. Але ринок, який колись жив очікуванням державних виплат, тепер працює за ринковими правилами. І виграє в ньому той, хто прорахує модель продажу ще до того, як купить першу панель.