Коли у травні ми обговорювали з представниками НКРЕКП щойно підписаний закон, перша фраза, яку почули, звучала так: за масштабом змін маркет-каплінг дорівнює запуску нового ринку електроенергії у 2019 році або перевершує його.
Я з цією оцінкою погоджуюся. І саме тому мене турбує рівень обізнаності ринку. Ми говоримо про правила, у яких житимуть усі учасники — виробники, трейдери, постачальники, промислові споживачі, — і про які більшість із них досі знає на рівні словосполучення.
Ольга Євстігнєєва, голова Української асоціації відновлюваної енергетики
Одна транзакція замість двох
Сьогодні трейдер робить два окремі рухи. Перший — купує чи продає електроенергію. Другий — окремо бере участь в аукціоні за доступ до міждержавного перетину. Це два різні процеси, два різні рішення, два різні ризики.
Маркет-каплінг поєднує їх в один. Учасник подає заявку: скільки електроенергії він готовий купити або продати та за якою ціною. Далі працює європейський алгоритм EUPHEMIA. Він агрегує всі заявки поєднаних ринків, зіставляє їх із доступною пропускною спроможністю та її обмеженнями і знаходить оптимальний розподіл.
Найточніша аналогія — транспортна задача. Продавці — це СЕС, ВЕС, АЕС, ТЕС, кожна зі своїм товаром. Покупці — ті, хто його забирає. Міждержавні лінії — дороги з обмеженою пропускною здатністю. EUPHEMIA працює як GPS, який бачить усю карту Європи одночасно: де купити дешевше, куди спрямувати потік, як не перевантажити перетин.
Український ринок на добу наперед (РДН) і внутрішньодобовий ринок (ВДР) синхронізуються з цим алгоритмом через номінованого оператора ринку — NEMO.
Закон є. Каплінгу немає
Генеральний директор оператора ринку Олександр Гава слушно зауважує: називати ухвалений у квітні 2026 року документ «законом про маркет-каплінг» не зовсім точно. Це імплементаційний закон. Він створює рамку, у якій об'єднання стає юридично можливим. Самого об'єднання він не робить.
Реальне об'єднання починається з імплементації Electricity Integration Package — це дев'ять окремих актів: директиви, регламенти, мережеві кодекси. Це четвертий енергопакет, і різниця з третім принципова. Третій, на якому будувався наш ринок 2019 року, створював ринок як такий: РДН, ВДР, незалежність регулятора. Він у нас реалізований відсотків на вісімдесят. Четвертий говорить про інше: цей ринок має стати гнучким, інтегрувати ВДЕ, поєднати продаж енергії та перетину в одній транзакції, унеможливити маніпуляції.
Тут потрібен конкретний орієнтир, а не загальні слова. У НКРЕКП із травня є план заходів з імплементації закону, з дедлайнами: серпень–жовтень 2026, липень 2027, квітень 2028. Там і зміни до кодексів та правил ринку, і переклад загальноєвропейських правил, і перші зміни до ліцензійних умов. Хто працює на цьому ринку, має цей документ прочитати.
Арифметика строків
Багато визнаних експертів називають 2028 рік. У мене він не виходить.
Процедура приєднання виписана чітко. Відлік починається після завершення імплементації. Візьмімо оптимістичне припущення — літо 2027 року. Далі близько трьох місяців Секретаріат Енергетичного Співтовариства оцінює, чи правильно транспоновані норми, чи прозоре тарифоутворення, чи відповідає воно європейським правилам. Це орієнтовно листопад 2027-го. Потім близько п'яти місяців триває перевірка Європейської комісії — квітень 2028-го. І лише після цього починається етап практичної інтеграції, який займає близько вісімнадцяти місяців.
У ці вісімнадцять місяців входить підготовка та погодження Market Coupling Operator Integration Plan, приєднання до керівного комітету, до Local Implementation Project, до регіону розрахунку пропускної спроможності, адаптація всіх ІТ-систем, кібербезпека, налаштування автоматичного обміну даними, готовність NEMO. І окремо — довести європейським партнерам, що це справді працює.
Додайте до цього вікна для тестування, які відкриваються на початку року, і подання заявки на них завчасно. У вікно 2028 року ми не потрапляємо навіть за ідеального сценарію. Перше реалістичне вікно — перший квартал 2029-го. І воно теж тісне: будь-яке зауваження Секретаріату щодо невідповідності означає внесення змін до вже ухвалених постанов НКРЕКП, а це часта історія.
Балансуючий ринок і ринок допоміжних послуг — окремий, пізніший етап, орієнтовно з 2030 року, через платформи MARI, PICASSO, TERRE, з відповідальністю Укренерго та наглядом ACER. Для нього потрібні інвестиції в пропускну спроможність мереж.
Ніхто не робитиме нам поблажок. Якщо ми не встигаємо — ми просто не встигаємо. А далі відкрите питання, чи збережеться політична готовність приєднувати Україну.
Що змінюється для виробника ВДЕ
Сьогодні день виробника виглядає так: завантажив заявки в систему, далі змінилася хмарність, генерація пішла не за прогнозом, виник небаланс, заплатив.
Після інтеграції з'являються внутрішньодобові аукціони — окремі сесії всередині доби, які вже вбирають у себе розподіл перетину. Виробник може двічі скоригувати позицію відповідно до оновленого прогнозу. Загальна сума небалансів по ринку зменшується, і виробник платить менше.
Другий елемент — торговий інтервал. Єдиний європейський ринок на добу наперед працює з 15-хвилинним схлопуванням заявок із 1 жовтня 2025 року. Дрібніший інтервал точніший, і саме тому дешевший для того, хто вміє прогнозувати.
Це прямий і вимірюваний ефект для відновлюваної енергетики. Він же вигідний енергосистемі: чим кращий прогноз, тим легше планувати керування попитом.
Прогнозування перестало бути вузьким місцем технологічно. Компанія ЕНЕРГОІНВЕСТ, член асоціації, працює з Вінницькою політехнікою над удосконаленням софту прогнозування для сонячної генерації. Дані для цього є: тривалі ряди метеоспостережень зберігаються в національних дослідницьких центрах і в ДСНС. Небаланс не зникне ніколи — це ідеал, якого не досягають. Але його можна системно зменшувати, і за тими, хто це робить, майбутнє.
Що змінюється для трейдера
Менше, ніж здається, і водночас принципово. Трейдер подаватиме заявку через номінованого оператора ринку. НКРЕКП уже затвердив вимоги та типову форму. Закон передбачає можливість конкуренції операторів — це може бути не одна структура.
Окремий аукціон на міждержавний перетин зникає, бо потреба в ньому відпадає: алгоритм розподіляє спроможність разом із цінами, у зустрічному русі в обидва боки. Довгострокові механізми розподілу спроможності зберігаються — вони виконують роль хеджування та цінової визначеності для бізнесу, і в європейській моделі мають окрему рамку.
Від'ємні ціни: боятися варто іншого
Це головна страшилка для ВДЕ. В Європі від'ємні ціни справді поширені — Німеччина, Данія, Нідерланди. При цьому жоден виробник ВДЕ через них не збанкрутував.
Від'ємна ціна показує, наскільки система негнучка. Вона робить інвестиційно привабливими способи перенесення попиту: накопичувачі, зміщення навантаження підприємств на дешеві години, електролізери, дата-центри, заряджання електромобілів. Це задача одночасно технологічна й поведінкова, і Європа розв'язує її саме так — додає системі гнучкості, після чого від'ємних цін стає менше.
В Україні умови для від'ємних цін уже створені. Стримує їх нижній ціновий обмежувач, який у процесі приєднання доведеться скасувати. Виробник отримує прибуток не в моменті окремого небалансу, а на середньозважених показниках. Волатильність — нормальний стан ринку електроенергії.
Висновок для сонячної станції простий: інвестиція в накопичувач і в якість прогнозу — це і є страховка. Від маркет-каплінгу виграють гнучкі. Той, хто покладається на один вид генерації, погано прогнозує та розраховує просто виробити й продати, працюватиме зі збитком.
Що заважає найбільше
Не технології. Борги.
Російські ракети руйнують ринок фізично. Накопичені борги руйнують його економічно, і це руйнування менш помітне. До цього додаються ПСО, які доведеться скасувати: з ними об'єднатися з європейським ринком неможливо. І платіжна дисципліна — ситуації, коли окремі підприємства роками не платять за електроенергію й нікого це не зупиняє, у європейській логіці не існують.
Друга перешкода — спокуса зробити імплементацію формально. Ми це бачимо в поточних регуляторних процесах: коли ринок просить не поспішати із затвердженням методики, щоб не набити шишок, у відповідь звучить аргумент про борги операторів систем розподілу, які пропонується покрити коштом інвесторів. Європейська комісія такого підходу не погодить, і ми роками вноситимемо зміни у власні ж рішення. Дешевше зробити правильно з першого разу.
Тема, про яку майже не говорять: REMIT
Маркет-каплінг — це обмін даними. Великий спільний масив, куди сходиться інформація про заявки, потужності, ремонти, виходи обладнання.
Чим більше ринків поєднано, тим вищий ризик маніпуляцій та витоку інсайдерської інформації. Тому REMIT — регламент про доброчесність і прозорість оптового енергоринку — обов'язковий елемент, а не додаток. Знижок на воєнний стан тут ніхто не робить. Баланс між обмеженнями воєнного часу та прозорістю ринку доведеться знайти, і це стосується не лише контролю за маніпуляціями, а й якості прогнозування небалансів: без даних воно не працює.
П'ять міфів
Ціни одразу злетять до європейського рівня. EUPHEMIA не малює ціну з неба, вона розв'язує оптимізаційну задачу за багатьма факторами. Ціна залишиться волатильною: десь нижчою, десь вищою.
Уся українська електроенергія піде до Європи. Обсяг перетоку обмежений фізичною пропускною спроможністю перетину. Наступний етап європейської еволюції — flow-based market coupling, який відштовхується саме від фізичних обмежень мережі.
ВДЕ збанкрутують через від'ємні ціни. Не збанкрутують ті, хто працює з прогнозом і гнучкістю.
Каплінг автоматично здешевить енергію. Він оптимізує зайві витрати, які виникають через недосконалість розділених ринків. Це інше.
Після каплінгу інвестиції не потрібні, бо візьмемо з Європи. Обладнання зношується, з'являються нові технології. Зміниться напрям інвестицій: менше в генерувальні потужності, більше в смарт-грід і керування попитом.
Що робити зараз
Виробникам. Порахувати власні небаланси за останні дванадцять місяців — це і є ціна неточного прогнозу вже сьогодні. Закласти в проєктування роботу з 15-хвилинним інтервалом. Оцінити накопичувач як інструмент керування позицією. Інвестувати в прогнозну систему до того, як за помилку почнуть платити більше.
Трейдерам і постачальникам. Вивчити вимоги до заявки через NEMO. Перебудувати внутрішні процеси під кілька точок ухвалення рішень усередині доби замість однієї вранці.
Державі та регулятору. Тримати темп плану імплементації — саме він визначає, коли запуститься восьмимісячний цикл оцінки та верифікації. Розв'язати питання боргів і ПСО. Синхронізувати рішення щодо цінових обмежень із логікою алгоритмічного ціноутворення. Забезпечити людей і системи для оператора ринку, Укренерго, регулятора та майбутніх NEMO.
Навіщо це все
Сьогодні український ринок працює на власному острівці. Ми оцінюємо ринок за кількістю учасників, наповненістю, глибиною попиту та пропозиції — і за всіма цими параметрами вихід у поєднаний європейський ринок робить його в рази більшим і ліквіднішим.
Для промисловості це оптимізовані ціни та ринок без маніпуляцій. Для виробників — кінець канібалізму, у якому наша енергетика прожила надто довгий період. Для системи — правила, які працюють однаково по обидва боки кордону.
До першого реалістичного вікна залишається менше трьох років. Це менше, ніж строк реалізації середнього проєкту з накопичувачем. Рішення, ухвалені зараз, визначать, з якою позицією компанія ввійде в цей ринок.
У новому випуску ExPro Talks вже поговорили з Ольгою Євстігнєєвою, головою Української асоціації відновлюваної енергетики, про маркеткаплінг (market coupling) — одну з ключових реформ українського ринку електроенергії. Підписуйтесь на Youtube ExPro.
Партнерський матеріал