Головний висновок тижня
8 вересня НЕК «Укренерго», АТ «Оператор ринку» та ТОВ «Українська енергетична біржа» домовилися координувати підготовку до market coupling — майбутнього об’єднання українського та європейського ринків електричної енергії.
Це важливий організаційний крок, однак його юридичний зміст не варто переоцінювати. Підписані меморандуми ще не запускають об’єднаний ринок, не змінюють чинних правил торгівлі та не створюють для учасників ринку автоматичного права на використання міждержавної пропускної спроможності.
Документи визначають напрями спільної підготовки: формування договірної та організаційної основи, технічну взаємодію, інтеграцію інформаційних систем, узгодження торгових процесів і співпрацю з українськими та європейськими регуляторними інституціями.
Для бізнесу головний сигнал полягає в тому, що європейська інтеграція ринку починається задовго до першої спільної торгової сесії. Підприємствам уже зараз потрібно перевірити якість погодинних даних, готовність торгових систем, відповідність вимогам REMIT, порядок документування торгових рішень і здатність управляти ціновими та мережевими ризиками.
Події тижня показали, що якісні дані стають повноцінною складовою енергетичного активу.
1. Що означає підготовка до market coupling
Об’єднання ринків, або market coupling, передбачає проведення торгів на ринку «на добу наперед» і внутрішньодобовому ринку України та країн Європейського Союзу з одночасним розподілом доступної пропускної спроможності міждержавних перетинів.
У чинній моделі учасник може окремо отримувати доступ до міждержавного перетину, а потім здійснювати операцію купівлі-продажу електроенергії. Market coupling має поєднати ці процеси в єдиному алгоритмі: електроенергія та доступна пропускна спроможність розподілятимуться одночасно на підставі заявок учасників і цінової різниці між торговими зонами.
За офіційним повідомленням НЕК «Укренерго», підписані меморандуми охоплюють:
- підготовку договірної та організаційної основи;
- технічну взаємодію сторін;
- інтеграцію інформаційних систем;
- узгодження відповідних бізнес-процесів;
- взаємодію з НКРЕКП і Міністерством енергетики України;
- співпрацю з ENTSO-E, ACER, європейськими операторами систем передачі та номінованими операторами ринку електричної енергії.
Меморандуми укладені на однакових засадах і не встановлюють ексклюзивності. «Укренерго» також заявило про готовність підписувати аналогічні документи з іншими компаніями, які мають намір набути статусу номінованого оператора ринку електричної енергії відповідно до законодавства.
Таким чином, 8 вересня не відбулося юридичного запуску market coupling. Було створено механізм координації організаційної, технічної та договірної підготовки.
2. Правова основа об’єднання ринків України та ЄС
Системною правовою основою подальшої інтеграції є Закон України від 7 квітня 2026 року № 4834-IX щодо імплементації норм європейського права з інтеграції енергетичних ринків, підвищення безпеки постачання та конкурентоспроможності у сфері енергетики.
На виконання цього Закону НКРЕКП наказом від 12 травня 2026 року № 49-од затвердила комплексний план, який містить понад 200 заходів з оновлення нормативної бази.
Серед ключових напрямів Регулятор визначив:
- запровадження market coupling;
- розвиток міждержавного балансування;
- створення механізмів забезпечення потужності;
- розвиток послуг із гнучкості;
- агрегацію;
- управління попитом;
- підготовку порядку призначення номінованого оператора ринку електроенергії.
Отже, підписання меморандумів є частиною ширшого плану імплементації Закону № 4834-IX. Воно не замінює прийняття підзаконних актів, призначення номінованих операторів ринку, технічних випробувань та погодження процедур із європейськими інституціями. План заходів НКРЕКП
3. Як market coupling може вплинути на бізнес
Об’єднання ринків може змінити порядок використання міждержавних перетинів і спосіб формування погодинної ціни. Водночас воно не гарантує однакового цінового результату для всіх учасників.
Комерційний ефект залежатиме від:
- різниці цін між торговими зонами;
- фактично доступної пропускної спроможності;
- структури виробництва та споживання;
- ліквідності РДН і ВДР;
- точності прогнозування;
- обсягу небалансів;
- технічної готовності торгових систем;
- можливості оперативно змінювати торгову позицію.
Для виробників market coupling може розширити можливості продажу електроенергії та поліпшити доступ до європейського цінового сигналу. Проте дохід конкретного виробника залежатиме від його погодинного профілю, мережевих обмежень і доступності перетинів.
Для трейдерів зросте значення автоматизованої обробки даних, прогнозування цінової різниці між торговими зонами та належного контролю REMIT-ризиків.
Для власників установок зберігання енергії відкриваються додаткові можливості використання погодинної гнучкості. Однак сам факт появи цінової різниці ще не означає прибутковості операції. Фінансовий результат потрібно визначати після врахування втрат під час циклу, деградації обладнання, вартості небалансів, мережевих обмежень та витрат на фінансування.
Для промислових споживачів підвищується цінність керованого навантаження, власної генерації, УЗЕ та довгострокового управління ціновим ризиком.
4. Датахаб стає інфраструктурою фінансової довіри
9 вересня НКРЕКП ухвалила рішення про внесення зміни до постанови від 20 квітня 2022 року № 393 щодо вдосконалення центральної інформаційно-комунікаційної платформи Датахаб.
Повідомлення про засідання підтверджує факт прийняття рішення, але не розкриває повного змісту змін. Остаточні висновки щодо нових прав та обов’язків учасників необхідно робити після аналізу тексту постанови і визначеної в ній дати набрання чинності.
Практичне значення Датахабу виходить за межі технічного обміну інформацією. Дані платформи використовуються під час:
- ідентифікації точок комерційного обліку;
- зміни електропостачальника;
- обміну показами приладів обліку;
- визначення належності споживача до відповідного постачальника;
- формування розрахунків між учасниками роздрібного ринку.
Помилка у даних може призвести до затримки зміни постачальника, спору щодо обсягів споживання, неправильного рахунку або касового розриву.
З позиції управління енергетичним капіталом якість даних необхідно оцінювати як окрему характеристику активу. Підприємство може мати справне обладнання і вигідний договір, але втрачати частину економічного результату через неправильні ідентифікатори точок, неповну історію обліку або несинхронізовані відомості про контрагентів.
5. REMIT-звітність переходить у зону підвищеної уваги
На засіданні 9 вересня НКРЕКП схвалила для громадського обговорення проєкт змін до Порядку подання інформації про господарсько-торговельні операції, пов’язані з оптовими енергетичними продуктами.
Юридично важливо, що станом на дату цього огляду йдеться про проєкт регуляторного акта. Нові вимоги ще не набрали чинності. До прийняття остаточної постанови учасники повинні керуватися чинною редакцією Порядку.
Водночас підприємствам не варто відкладати підготовку. Звітність про оптові енергетичні продукти залежить від структури даних у договірних, торгових, облікових і розрахункових системах. Виправити значний масив неузгоджених історичних даних після набрання чинності новими вимогами може бути складно.
Ризик полягає не лише у пропуску строку звітування.
Невідповідність між договором, торговою заявкою, підтвердженням операції, рахунком і поданим REMIT-записом може створити неправильне уявлення про зміст операції. Це ускладнює доведення добросовісності учасника під час перевірки можливого маніпулювання або використання інсайдерської інформації.
Учасникам оптового ринку доцільно:
- Сформувати реєстр оптових енергетичних продуктів і каналів їх звітування.
- Зіставити поля договорів, торгових платформ, білінгу та REMIT-повідомлень.
- Перевірити повноваження осіб, відповідальних за подання і виправлення інформації.
- Визначити порядок виправлення помилкових або дубльованих записів.
- Забезпечити збереження первинних торгових даних, погоджень і часових міток.
6. Розрахунки у сфері ВДЕ та спеціальні рахунки
НКРЕКП також затвердила зміни щодо коригування вартості послуги із забезпечення збільшення частки виробництва електроенергії з альтернативних джерел, яку надають постачальники універсальних послуг.
Крім того, Регулятор оновив перелік поточних рахунків зі спеціальним режимом використання електропостачальників, оператора системи передачі та оператора ринку.
Обидва рішення стосуються фінансової інфраструктури ринку. Проте перелік рішень засідання не дає підстав визначати конкретний розмір коригування, період його застосування або фінансовий результат для кожного учасника. Це потребує аналізу остаточних текстів постанов та їхніх додатків.
Постачальникам універсальних послуг і контрагентам у системі підтримки ВДЕ варто перевірити:
- розрахункові періоди;
- первинні акти;
- порядок коригування вартості послуги;
- податковий облік відповідних операцій;
- рух коштів через рахунки зі спеціальним режимом використання;
- вплив коригування на строки отримання платежів.
Для інвестора важлива не лише номінальна сума нарахування. Необхідно оцінювати прогнозованість і строки отримання грошового потоку.
7. Інвестиційні програми ОСР не гарантують строку приєднання
9 вересня НКРЕКП схвалила проєкти змін до плану розвитку системи розподілу та інвестиційної програми АТ «Чернівціобленерго», а також проєкт змін до інвестиційної програми ПрАТ «Львівобленерго».
Окремо прийнято постанову щодо виконання деяких заходів інвестиційних програм операторів систем розподілу під час здійснення державного контролю. Результати засідання НКРЕКП 9 вересня
Замовнику приєднання важливо розрізняти плановий захід оператора системи та договірне зобов’язання перед конкретним замовником.
Включення об’єкта до плану розвитку або інвестиційної програми підтверджує його регуляторне планування. Проте це саме по собі не гарантує, що мережевий об’єкт буде введено в експлуатацію у строк, необхідний бізнесу.
Якщо запуск генерації, УЗЕ або нового промислового навантаження залежить від реконструкції мережі, потрібно перевірити:
- бюджет відповідного заходу;
- джерело фінансування;
- стан проєктування;
- проведення закупівель;
- дозвільні процедури;
- залежність від будівництва суміжних об’єктів;
- фактичний календар виконання;
- наявність договірно визначеного строку доступу до потужності.
Плановий мережевий захід без підтвердженого строку не повинен оцінюватися у фінансовій моделі як гарантовано доступна потужність.
8. Ліцензійний контроль і ціна процедурної помилки
Регулятор застосував санкції до ТОВ «Рівненська обласна енергопостачальна компанія» за порушення ліцензійних умов постачання електроенергії та недотримання актів, які регулюють функціонування ринку.
Без аналізу остаточної постанови некоректно визначати конкретний склад порушення або розмір відповідальності. Проте саме рішення підтверджує, що процедурний комплаєнс є самостійним ризиком енергетичного бізнесу.
Постачальник повинен розглядати виконання ліцензійних вимог як умову безперервності діяльності. Порушення правил звітності, розрахунків, договірного оформлення або обміну даними може вплинути на фінансовий стан і можливість працювати з клієнтами, навіть якщо фізичне постачання електроенергії не припиняється.
9. Ринок інтегрується в умовах постійного фізичного ризику
Ринкова і цифрова інтеграція відбувається в умовах постійних атак на енергетичну інфраструктуру.
За інформацією НЕК «Укренерго», протягом аналізованого періоду внаслідок обстрілів фіксувалися нові знеструмлення у низці областей.
7 вересня ремонтні бригади відновили зовнішнє енергопостачання тимчасово окупованої Запорізької АЕС. З 20 серпня станція була повністю відключена від зовнішньої мережі та вимушено працювала від резервних дизель-генераторів. За повідомленням «Укренерго», це було 27-ме і одне з найдовших повних знеструмлень ЗАЕС.
Оперативні дані також демонструють вплив розподіленої сонячної генерації на навантаження загальної мережі.
7 вересня ранкове споживання було на 2,4% вищим, ніж у попередній робочий день. «Укренерго» пов’язало це, зокрема, із хмарністю та нижчою ефективністю побутових сонячних електростанцій.
8 вересня за ясної погоди ранкове споживання було на 5,6% нижчим, ніж попереднього дня.
Ці показники не є повною статистикою ринку, але вони демонструють важливу закономірність: погода впливає не лише на виробіток великих об’єктів ВДЕ, а й на обсяг споживання, який бачить загальна мережа.
Для постачальників, трейдерів і агрегаторів це означає підвищення вимог до короткострокового прогнозування.
Вплив за групами учасників
Виробники
Можливість полягає у доступі до ширшого цінового сигналу та нових моделей продажу.
Основними ризиками залишаються обмеженість міждержавної пропускної спроможності, зміна погодинного цінового профілю та небаланси.
Виробникам варто перерахувати прогноз доходу за кількома сценаріями зближення українських і європейських цін.
Трейдери
Market coupling може розширити можливості транскордонної торгівлі.
Водночас зростатимуть вимоги до торгових систем, якості даних, документування рішень і REMIT-комплаєнсу.
Ключове завдання — забезпечити можливість відтворити кожну істотну торгову операцію за первинними даними та часовими мітками.
Постачальники
Постачальники можуть розвивати продукти для керованого споживання, розподіленої генерації та УЗЕ.
Основними ризиками є помилки Датахабу, складніші погодинні профілі та ліцензійні порушення.
Доцільно провести звірку точок комерційного обліку, договорів і процедур виправлення даних.
Власники УЗЕ
Об’єднання ринків може створити додаткові можливості для використання погодинної гнучкості.
Проте різниця між ціною заряджання і розряджання не дорівнює чистому прибутку. Необхідно враховувати втрати енергії, деградацію батарей, небаланси, мережеві платежі, обмеження потужності та вартість капіталу.
Промислові споживачі
Європейська інтеграція підвищує економічну цінність керованого навантаження, власної генерації та накопичення.
Водночас підприємство повинно окремо визначити критичне і кероване навантаження, оцінити вартість перерви та перевірити резервне живлення.
Що варто зробити протягом наступних 7–30 днів
- Визначити відповідального за підготовку підприємства до market coupling.
- Сформувати перелік договорів, інформаційних систем і внутрішніх процесів, які залежать від майбутнього об’єднання ринків.
- Звірити EIC-коди, точки комерційного обліку, відомості про контрагентів і договірні реквізити.
- Побудувати наскрізну карту даних від торгової заявки та договору до білінгу, бухгалтерського обліку і REMIT-звіту.
- Перевірити можливість відтворення торгових рішень за первинними даними, погодженнями та часовими мітками.
- Перерахувати фінансові моделі генерації, УЗЕ та керованого навантаження за різними сценаріями погодинних цін.
- Для проєктів, залежних від розвитку мережі, зіставити договірні строки приєднання з фактичним виконанням інвестиційної програми ОСР.
- Перевірити резервне живлення, запас палива, автоматику, канали зв’язку та порядок відновлення критичних цифрових систем.
- Простежити за оприлюдненням остаточних постанов НКРЕКП, ухвалених 9 вересня, і визначити дати набрання ними чинності.
- Проаналізувати проєкт змін до REMIT-звітності та за потреби подати зауваження під час регуляторної процедури.
Авторський висновок
Цього тижня український енергетичний ринок зробив черговий крок до європейської інтеграції. Проте зміст цього кроку полягає не у формальному підписанні меморандумів.
Підписані документи показують обсяг роботи, без якої об’єднання ринків не відбудеться: необхідні узгоджені правила, сумісні інформаційні системи, точні дані та здатність кожного учасника підтвердити правильність своїх дій.
Управління енергетичним капіталом має враховувати цю обставину.
Цінність генеруючої установки, УЗЕ, промислового навантаження або точки приєднання залежить не лише від технічної потужності. Вона залежить від здатності власника правильно представити актив на ринку, підтвердити його дані, виконати погодинний графік, пройти регуляторну перевірку та зберегти грошовий потік у разі фізичного чи цифрового збою.
Дані стають частиною енергетичного активу.
Некоректний облік зменшує його економічну цінність так само реально, як технічна несправність. Невідтворюване торгове рішення створює правовий ризик. Неперевірений канал обміну інформацією може зірвати розрахунок. Інвестиційний захід у плані ОСР без підтвердженого строку не повинен оцінюватися як доступна потужність.
Цінність енергетичного активу = технічна спроможність × доступ до ринку × якість даних × регуляторна відповідність × операційна стійкість.
Якщо один із цих множників наближається до нуля, номінальна потужність активу вже не гарантує його комерційної цінності.
Корпоративний стандарт управління енергетичним капіталом є авторською корпоративною методологією і не має статусу нормативного або національного стандарту.
Андрій Терентьєв — адвокат, експерт з управління енергетичним капіталом, автор і розробник Корпоративного стандарту BCG SECM-01:2026, фахівець зі стратегічних інфраструктурних та міжнародних проєктів.