Как устроен рынок и почему он интересен для инвестора

Первый бум промышленного солнечного поколения в Украине держался на "зеленом" тарифе. В то время бизнес массово строил солнечные электростанции, поскольку государство гарантировало доход. Пик пришелся на 2019 год, когда ввели в эксплуатацию 752 станции суммарной мощностью 3,5 ГВт. А на конец 2021 г. установленная мощность СЭС достигла 6,4 ГВт.

Но уже в 2020 году модель дала трещину. Государство не успевало рассчитываться с инвесторами, "зеленый" тариф снизили на 7,5–15%, а долги реструктуризировали. В 2021 году промышленной генерации прибавилось всего 305,5 МВт, то есть четверть от объема предыдущего года. Полномасштабная война вообще завершила этот этап. По оценке тогдашнего министра энергетики Германа Галущенко, к середине 2022 года Украина потеряла 40–50% солнечной генерации. Долг перед "зелеными" инвесторами на конец 2024 года, по данным "Гарантированного покупателя", достигал 22 млрд грн.

Сегодня "зеленый" тариф доступен только домохозяйствам со станциями до 50 кВт. Для новых промышленных СЭС, как отмечает руководитель Департамента по инжинирингу ДТЭК ВИЕ Виталий Герасименко , он уже не является базовым механизмом. Поэтому инвестор выбирает из нескольких моделей заработка:

• Собственное потребление. Бизнес ставит СЭС, чтобы сократить счета за электроэнергию. Аргумент — цена: в 2021 году предприятия платили 3–3,6 грн за кВтч, в 2024-м — уже 6–9 грн. Проекты СЭС вместе с накопителем для собственных нужд, по оценкам рынка, оккупируются за 2–3 года.
• Продажа на рынке. Станция работает на рынке "на сутки вперед" (РДН) или по двусторонним договорам. При средней цене на РДН 3,8–4,8 грн за кВтч, по оценке СЕО ETL Group Дениса Косого , такая инвестиционная станция окупается примерно за 4 года. Новые проекты этого типа строят преимущественно на западе страны — на Хмельнитчине, Закарпатье и Львовщине, где более низкие риски безопасности.
• Гибрид СЭС+УЗЭ. Накопитель позволяет сохранять избыток дневного поколения и продавать его в вечерние и утренние пики. Заместитель генерального директора по направлению EPC в KNESS Андрей Хижняк убежден, что новые промышленные СЭС под продажу в рынок следует рассматривать только в сочетании с установками хранения энергии (УЗЭ).
• Агрегация и активный потребитель. Предприятие с собственной генерацией или накопителем может работать по механизму самопроизводства или войти в агрегированную группу и через агрегатора выходить на разные сегменты рынка.
• PPA. Инвестор строит СЭС на объекте клиента за свой счет, а клиент заключает долгосрочный контракт на выкуп электроэнергии по сниженной цене. Модель, продвигаемая в частности YASNO, пока на этапе становления, но первые соглашения уже заключены.

Бизнес-план: цифры, шаги и экономика

Сколько стоит вход

Промышленная СЭС – это бизнес с высоким порогом входа. Счет уходит на сотни тысяч долларов за каждый мегаватт. В то же время, оценки самих игроков рынка существенно отличаются, и главной причиной является масштаб и конфигурация проекта.

По словам генерального директора по направлению EPC у KNESS Андрея Хижняка , в среднерыночном эквиваленте СЭС мощностью 1 МВт "под ключ" стоит около €400 тыс. без НДС. У ДТЭК ОДЕ ориентир выше. В стандартных условиях наземная СЭС "под ключ" стоит $500–600 тыс. за 1 МВт — и это без учета подключения к сети. Разницу объясняют геология и рельеф участка, тип металлоконструкций (в том числе трекерные системы, используемые ДТЭК на новых станциях), производитель оборудования, а также количество систем защиты и управления.

Если станцию строят под продажу в связке с накопителем, в бюджет добавляется стоимость УЗЭ. Универсальной формулы здесь нет, но Хижняк называет оптимальной отправной точкой соотношения 1:4 – на 1 МВт солнечной мощности 1 МВт мощности и 4 МВтч емкости накопителя.

Что добавил 2026 год

Вход в бизнес в этом году подорожал. Главная причина – решение Китая, который с 1 апреля 2026 года отменил экспортный возврат НДС для фотоэлектрической продукции. По словам СЕО ETL Group Дениса Косого , модули подорожали с 0,14 до 0,17 за ватт в зависимости от типа на 10–20% за девять месяцев.

Накопители тоже дорожают, хоть и медленнее. С начала года их цена выросла примерно на 1 цент за Вт·ч, преимущественно из-за выхода новых, более "умных" моделей. Для батареи на 10 МВтч это уже существенная сумма. Более ощутимый удар по ценам на УЗЭ рынок ожидает с 1 января 2027 года, когда Китай полностью отменит экспортный возврат НДС и для батарей.

К этому добавились другие факторы:

• высоковольтный медный и алюминиевый кабель подорожал на 15–25%;
• доставка контейнера из Роттердама выросла с €2800 в начале года почти до €5000;
• дороже горючее бьет по всей логистике модули, инверторы, металл и кабель едут автотранспортом;
• разгрузка одной батареи весом более 30 тонн краном может стоить до 150 тыс. грн.

В результате, по оценке Косого, проекты подорожали примерно на 6–7%. Для крышных СЭС бизнеса это около 7%, а для промышленных станций с присоединением к линиям 10 или 35 кВ больше, потому что там используется значительно больше кабеля переменного тока.

Земля и присоединение: недооценивающие расходы

Именно эти две статьи чаще всего решают, будет ли проект иметь экономический смысл. Поэтому одна из ключевых задач девелопмента, по словам Герасименко, найти участок по приемлемой цене и одновременно получить такие технические условия, при которых присоединение не сделает весь проект нецелесообразным.

В KNESS поиски начинают не с земли, а с сети. Сначала оценивают резерв трансформаторной мощности на подстанциях для СЭС в режиме генерации, для СЭС с УЗЭ еще и в режиме нагрузки. Только при наличии резерва ищут участок как можно ближе к подстанции, так как длина кабельной линии оказывает прямое влияние на стоимость присоединения.

К самому участку в ДТЭК ВИЭ выдвигают следующие требования:

• геометрия — идеальный прямоугольный участок, на котором оборудование размещается наиболее эффективно;
• рельеф – максимально ровный, чтобы минимизировать работы по подготовке поверхности;
• сети – расстояние до точки подключения и доступный класс напряжения;
• юридический статус - владелец, целевое назначение, права пользования;
• логистика - подъездные пути и расстояние до основных дорог, потому что оборудование нужно физически доставить на площадку;
• геология — тип грунтов, риск подтопления и несущая способность, от которых зависит тип свай и фундаментов.

Технические условия на нестандартное присоединение оператор предоставляет в течение 10 рабочих дней, а если требуется согласование с оператором системы передачи (ОСП) – в течение 20 рабочих дней. Сами ТУ бесплатны, но вступают в силу только после оплаты услуги по присоединению, стоимость которой определяет Методика формирования платы за присоединение. Для станций до 100 МВт, по словам Герасименко, может быть экономически целесообразным присоединение к сети операторов систем распределения (ОСР), для более мощных — к сетям ОСП.

Условия подключения продолжают изменяться. Закон № 4777-IX , принятый в феврале 2026 года, позволил совмещать в одной точке присоединения генерацию, накопление и потребление, а также ввел гибкое присоединение — для случаев, когда сеть не имеет свободной пропускной способности. В то же время, как отмечает Косой, с августа присоединение подорожало, а формулу расчета платы изменили.

Если не учитывать само строительство, самыми дорогими этапами, по оценке ДТЭК ВИЭ, могут стать оформление земли с изменением целевого назначения, а также документация и работы по подключению к сетям.

Этапы запуска

От решения инвестировать до первого киловатт в сети, по оценке KNESS, проходит в среднем около года. Для крупных проектов срок длиннее: в ДТЭК ВИЭ говорят, что СЭС мощностью 120 МВт, уже имеющей статус ready-to-build, может начать генерацию примерно через полтора года.

1. Бизнес-модель и экономика проекта. Инвестор определяет, как будет продавать электроэнергию и на какие цены рассчитывает. От этого зависит конфигурация оборудования, в том числе потребность в УЗЭ.
2. Поиск финансирования. Банки оценивают проект еще до старта строительства (подробнее ниже).
3. Земля. Аудит участка, оформление прав собственности или аренды. Если целевое назначение не соответствует деятельности, потребуется градостроительная документация, изменение функциональной зоны и целевого назначения.
4. Подключение. Оценка технической возможности и потребности в реконструкции сетей ОСР или ОСП, получение ТУ, разработка и согласование проектной документации.
5. Проектирование и разрешение. В зависимости от проекта – оценка влияния на окружающую среду, градостроительные условия и ограничения, экспертиза, разрешение на строительные работы или сообщения об их начале.
6. Закупка и строительство. Снабжение оборудования, строительно-монтажные работы, авторский и технический надзор.
7. Ввод в эксплуатацию. Пусконаладка и подключение к сети.
8. Коммерческий запуск. Лицензия на производство электроэнергии, при необходимости сертификация для работы на отдельных сегментах рынка, а также программные решения для диспетчеризации, мониторинга и управления станцией.

Важно учитывать и сезонность. Договоры на строительство пытаются подписывать осенью и зимой, чтобы станция "захватила" солнечные месяцы. Инвесторы с банковским финансированием особенно заинтересованы, чтобы объект как можно раньше вышел на полную генерацию.

Как финансировать

Крупные компании рекомендуют совмещать свой и заемный капитал. В ДТЭК ВИЭ считают оптимальной долю привлеченных средств на уровне около 70%, у KNESS — 60–70% при 30–40% собственного капитала.

Банковское финансирование в условиях войны остается непростым, однако реальной задачей. ДТЭК в 2024 году привлекла €370 млн под гарантии датского экспортно-кредитного агентства EIFO на строительство второй очереди Тилигульской ВЭС, а в 2025-м — около 3 млрд грн от консорциума Сбербанка, Укргазбанка и ПУМБ на системы хранения энергии мощностью 200 МВ. У программ для энергетических проектов есть украинские банки, а часть рисков берут на себя международные институты — ЕБРР, IFC, ЕИБ.

Банкам, однако, нужен так называемый bankable-проект. По словам Хижняка, это надежный генподрядчик, оборудование класса Tier-1 и четкая, понятная бизнес-модель работы станции.

Сколько стоит содержание

В ДТЭК ВИЭ на обслуживание солнечных станций ориентируются на €20–35 тыс. за 1 МВт в год в зависимости от условий сервисного покрытия. Компания закладывает в модели коэффициент готовности 99% — то есть учитывает, что часть года оборудование будет простаивать из-за неисправностей и ремонтов.

По формату обслуживания эксперты расходятся. Герасименко считает, что собственная профессиональная команда целесообразна для станций от 50 МВт, а небольшую СЭС более логично отдать на аутсорс. Хищняк идет дальше: для большинства коммерческих объектов содержать свой штат инженеров, электриков и диспетчеров экономически неэффективно. Современная СЭС – это полноценный участник энергорынка, которому требуются круглосуточный мониторинг, оперативная связь с ОСР или ОСП, спецоборудование и запас комплектующих для быстрого восстановления генерации.

При выборе подрядчика в ДТЭК советуют проверить его опыт, квалификацию персонала, инструменты и измерительное оборудование, а также регламенты работ.

Ресурс оборудования выглядит так:

• модули в первый год теряют 1–3% мощности, далее – 0,3–0,4% в год. На больших наземных станциях, где лучшее охлаждение, ДТЭК фиксирует деградацию около 0,25% в год. Срок службы – 30–35 лет;
• Инверторы не теряют мощность постепенно, а изнашиваются: силовая электроника, вентиляторы, конденсаторы, контакторы. Главный враг – перегрев из-за неправильного монтажа или загрязненной системы охлаждения. При должном сервисе они работают 20–25 лет.

Окупаемость и модель продаж

Универсального срока окупаемости нет, все зависит от бизнес-модели и доходности. Для крупных инфраструктурных проектов в ДТЭК ВИЭ называют диапазон от 5 до 10 лет. Инвестиционная станция под продажу на РДН, по оценке Косого, оккупируется примерно за 4 года. А проекты СЭС с накопителем для собственного потребления бизнеса за 2–3 года.

Главный риск модели продажи – цена в часы пиковой солнечной генерации. Летом, по словам Косого, несколько часов в сутки электроэнергия на РДН продается по 10 копеек. Именно поэтому участники рынка все чаще рассматривают СЭС вместе с накопителем.

Однако оценки роли BESS разнятся. В KNESS убеждены, что гибридные проекты окупаются значительно быстрее, чем "чистые" СЭС: батарея переносит дневное поколение в вечерний и утренний пики, компенсирует небалансы и делает станцию управляемой. Эффективность такого проекта, отмечает Хижняк, определяется не только оборудованием, но и качеством интеграции в рынок и системой диспетчеризации.

В ДТЭК ОДЕ осторожнее. Если СЭС строят, чтобы сократить потребление сети, накопитель расширяет возможности самообеспечения. Но если станция с BESS – это бизнес по продаже электроэнергии, батарея становится дополнительным CAPEX, и главный вопрос – окупится ли он будущими доходами. По словам Герасименко, вкладывать в нее следует только тогда, когда инвестор понимает механику энергорынка, имеет профессиональную команду и может сменить торговую стратегию, если начальная не сработает.

Важно и то, что разрыв между дешевыми и дорогими часами – основа заработка накопителя – не обязательно будет сохраняться. По оценке Косого, если в энергосистеме появятся запланированные 3 ГВт балансирующих мощностей, суточный разброс цен может сузиться с нынешних условных 4–17 грн за кВтч до 8–12 грн.

Для бизнеса, строящего СЭС под собственное потребление, появляются новые инструменты. НКРЭКУ одобрила проект изменений по динамическим ценам для потребителей с интеллектуальным учетом. Переход добровольный, но для предприятия со связью СЭС, накопителя и системы энергоменеджмента (EMS) это, по словам Косого, создает "почти полностью управляемую энергосистему". Покупая дешевую электроэнергию ночью, используя собственное поколение днем и разряжая батарею в пики, бизнес может снизить средний тариф более чем на 40% — точная цифра зависит от графика работы, покрытия потребления солнцем и емкости батареи.

Промежуточный вариант – статус активного потребителя, в который сейчас переходит много предприятий. Впрочем, Косой предостерегает, что он выгоднее, прежде всего, поставщику: тот забирает излишки по цене РДН, а продает их другим потребителям по более высокому тарифу.

Главные ловушки и кому этот бизнес не подходит

Промышленная СЭС не подходит тем, кто рассчитывает вложить деньги в крупный энергообъект и дальше пассивно получать прибыль. По словам Герасименко, станции нужна постоянно работающая с ней профессиональная команда — от технического обслуживания до продажи электроэнергии.

Самая дорогая ошибка, по мнению эксперта, — ошибочные предположения в бизнес-модели, в первую очередь по поводу будущей цены продажи электроэнергии. Она напрямую ухудшает все ключевые характеристики проекта. Вторая категория – грубые технические ошибки: неправильно рассчитаны металлоконструкции или фундаменты, просчеты в электротехнической части. Исправлять их после строительства очень сложно и дорого, а иногда они угрожают безопасности.

Отсюда и три вещи, на которых в ДТЭК ДИ советуют не экономить: надежные поставщики оборудования, профессиональное обслуживание и профессиональный трейдинг. Недостаточно построить хорошо генерирующую станцию. Требуется специалист, способный эффективно продать производимую электроэнергию.

Искушение сэкономить на подрядчике также имеет цену. По наблюдениям Косого, заказчики нередко выбирают более дешевого исполнителя, а затем обращаются в другие компании, чтобы исправить неправильно смонтированные системы. Ситуацию усугубляет кадровый дефицит: из-за мобилизации бригады не всегда могут доехать до объекта.

Отдельным риском есть война. Если бы пришлось строить СЭС с нуля сегодня, Герасименко, прежде всего, усилил бы защиту и резервирование ключевых компонентов, от которых зависит выдача мощности. Поэтому новые инвестиционные проекты концентрируются в западных областях.

Круг инвесторов в генерацию одновременно расширяется: по наблюдениям KNESS, в крупный профильный бизнес все чаще приобщаются непрофильные игроки и сами потребители. Но рынок, когда-то живший ожиданием государственных выплат, теперь работает по рыночным правилам. И выигрывает в нем тот, кто просчитает модель продажи еще до того, как купит первую панель.