Масовані атаки на теплові електростанції та постійний брак енергетичних потужностей змушують українських підприємців шукати альтернативні рішення. Незважаючи на скасування "зеленого" тарифу та зростання цін на обладнання, інвестори знову проявляють інтерес до сегмента промислових сонячних електростанцій. Dilo аналізує, які нині витрати на вхід у сонячний бізнес за ринкових умов, за який термін окупаються такі електростанції та в яких сферах інвестори можуть зазнати найбільших ризиків.
Як влаштований ринок і чому він цікавий для інвестора
Перший етап розвитку промислової сонячної генерації в Україні спирався на "зелені" тарифи. У цей період підприємства активно зводили сонячні електростанції, оскільки держава забезпечувала стабільний дохід. Найвищий рівень будівництва був зафіксований у 2019 році, коли в експлуатацію ввели 752 станції з загальною потужністю 3,5 ГВт. До кінця 2021 року загальна встановлена потужність сонячних електростанцій досягла 6,4 ГВт.
Однак вже у 2020 році система почала давати збій. Держава не встигала виконувати свої зобов'язання перед інвесторами, "зелений" тариф було знижено на 7,5-15%, а боргові зобов'язання підлягали реструктуризації. У 2021 році обсяги промислової генерації зросли лише на 305,5 МВт, що становило всього чверть від показників попереднього року. А повномасштабна війна взагалі поставила крапку на цьому етапі. За словами тодішнього міністра енергетики Германа Галущенка, до середини 2022 року Україна втратила від 40% до 50% потужностей сонячної генерації. Згідно з даними "Гарантованого покупця", борг перед інвесторами в "зелену" енергетику на кінець 2024 року досягнув 22 млрд грн.
На сьогоднішній день "зелений" тариф доступний виключно для домогосподарств, які мають сонячні станції потужністю до 50 кВт. Як зазначає Віталій Герасименко, керівник Департаменту інжинірингу ДТЕК ВДЕ, для нових промислових сонячних електростанцій цей тариф більше не є основним механізмом. У зв'язку з цим інвестори мають можливість вибирати з кількох альтернативних моделей отримання прибутку:
* Власне використання. Бізнес інвестує в сонячні електростанції (СЕС) для зменшення витрат на електрику. Основний аргумент — вартість: у 2021 році підприємства сплачували 3-3,6 грн за кВт·год, а у 2024-му ця сума зросла до 6-9 грн. За оцінками експертів, проєкти СЕС у поєднанні з накопичувачами для власних потреб можуть повернути інвестиції протягом 2-3 років.
* Комерційна діяльність на ринку. Станція функціонує в рамках ринку "на добу наперед" (РДН) або за двосторонніми угодами. З урахуванням середньої вартості на РДН, яка коливається в межах 3,8-4,8 грн за кВт·год, експерт ETL Group Денис Косий оцінює, що така інвестиційна станція може окупитися приблизно за 4 роки. Нові проєкти подібного типу, як правило, реалізуються в західних регіонах країни — у Хмельницькій, Закарпатській та Львівській областях, де ризики безпеки є нижчими.
* Гібридна система сонячних електростанцій (СЕС) з енергозберігаючими установками (УЗЕ) забезпечує можливість накопичувати надлишок енергії, отриманої вдень, для подальшого продажу в години пікових навантажень вранці та ввечері. Андрій Хижняк, заступник генерального директора з напрямку EPC у компанії KNESS, вважає, що нові промислові сонячні електростанції, орієнтовані на продаж, слід розглядати лише у зв'язці з системами зберігання енергії.
Агрегація та активний споживач. Компанія, що має власні джерела генерації або системи зберігання енергії, може функціонувати за моделлю самостійного виробництва або долучитися до агрегованої групи, використовуючи послуги агрегатора для виходу на різні ринкові сегменти.
* 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
Яка ціна за 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.
Згідно з інформацією, наданою Андрієм Хижняком, генеральним директором з напрямку EPC компанії KNESS, вартість сонячної електростанції потужністю 1 МВт "під ключ" на середньому ринку складає приблизно €400 тисяч без врахування ПДВ. Натомість у компанії ДТЕК ВДЕ ціни вищі. За стандартних умов, наземна СЕС "під ключ" має ціновий діапазон від $500 до $600 тисяч за 1 МВт, не враховуючи витрати на підключення до електромережі. Різниця в цінах обумовлена такими факторами, як геологічні особливості та рельєф місцевості, тип використовуваних металоконструкцій (зокрема трекерних систем, які застосовує ДТЕК на своїх нових станціях), виробники обладнання, а також наявність систем захисту та управління.
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.
Які зміни приніс 2026 рік?
Вартість входу в бізнес у цьому році зросла. Основною причиною цього є рішення Китаю, який з 1 квітня 2026 року скасує повернення ПДВ на експорт фотоелектричних товарів. Як зазначив генеральний директор ETL Group Денис Косий, ціни на модулі підвищилися з 0,14 до 0,17 долара за ват, залежно від типу, що становить зростання на 10-20% за останні дев'ять місяців.
Ціни на накопичувачі також почали підвищуватися, хоча і не так стрімко. Від початку року їх вартість зросла приблизно на 1 цент за кВт·год, в основному через появу нових, більш "інтелектуальних" моделей. Для акумулятора потужністю 10 МВт·год це вже значна сума. Помітніше зростання цін на ринку УЗЕ прогнозується з 1 січня 2027 року, коли Китай повністю скасує експортне повернення ПДВ і для батарей.
До цього додалися інші чинники:
* Вартість високовольтних кабелів з міді та алюмінію зросла на 15-25%.
* доставка контейнера з Роттердама зросла з €2800 на початку року майже до €5000;
Висока вартість пального впливає на всю логістику: модулі, інвертори, метали та кабелі транспортуються автомобільним транспортом.
* розвантаження однієї батареї вагою понад 30 тонн краном може коштувати до 150 тис. грн.
На основі оцінок Косого, в результаті проєкти зазнали підвищення вартості приблизно на 6-7%. Що стосується дахових сонячних електростанцій для бізнесу, то зростання становить близько 7%, тоді як для промислових станцій, які підключаються до ліній напруги 10 або 35 кВ, це збільшення ще більше, адже для них потрібно значно більше кабелю змінного струму.
Земля та її приєднання: витрати, які залишаються непоміченими
Ці дві статті найчастіше визначають економічну доцільність проєкту. Саме тому, як зазначає Герасименко, одним із основних завдань девелопменту є пошук земельної ділянки за розумною ціною, а також отримання технічних умов, які не ускладнять приєднання та не зроблять реалізацію проєкту невигідною.
У KNESS процес пошуку не стартує з земельних ділянок, а з аналізу електромереж. Спочатку проводиться оцінка резерву трансформаторної потужності на підстанціях: для сонячних електростанцій у режимі генерації, а для СЕС з установками з енергетичного зберігання (УЗЕ) також у режимі навантаження. Тільки коли резерв підтверджено, починається пошук ділянки якомога ближче до підстанції, оскільки довжина кабельної лінії суттєво впливає на витрати на підключення.
До території ДТЕК ВДЕ пред'являються наступні вимоги:
* геометрія -- ідеальною є прямокутна ділянка, на якій обладнання розміщується найефективніше;
* Рельєф повинен бути максимально рівним, щоб зменшити обсяги робіт з підготовки поверхні;
* мережі -- відстань до точки приєднання та доступний клас напруги;
* юридичний статус -- власник, цільове призначення, права користування;
* Логістика включає в себе маршрути під'їзду та відстань до ключових автомагістралей, оскільки необхідно фізично транспортувати обладнання на будівельний майданчик.
* Геологічні умови, види ґрунтових покривів, ймовірність затоплення та несуча здатність – всі ці фактори визначають вибір типу паль і конструкцій фундаментів.
Технічні умови для нестандартного приєднання оператор надає протягом 10 робочих днів. Якщо потрібне погодження з оператором системи передачі (ОСП), цей термін збільшується до 20 робочих днів. Технічні умови є безкоштовними, але набирають чинності лише після оплати за послугу приєднання. Вартість цієї послуги визначається відповідно до Методики формування плати за приєднання. Як зазначає Герасименко, для станцій потужністю до 100 МВт може бути вигідно приєднуватися до мереж операторів систем розподілу (ОСР), тоді як для більш потужних станцій доцільніше використовувати мережі ОСП.
Умови підключення продовжують еволюціонувати. Закон № 4777-IX, прийнятий у лютому 2026 року, надав можливість об'єднувати в одній точці генерацію, накопичення та споживання енергії, а також запровадив адаптивне підключення для ситуацій, коли мережа не здатна забезпечити достатню пропускну спроможність. Водночас, як зазначає Косий, з серпня вартість підключення зросла, а методика розрахунку плати була змінена.
Якщо відкинути процес будівництва, за даними ДТЕК ВДЕ, найвитратнішими етапами можуть виявитися оформлення земельних ділянок зі зміною їх цільового призначення, а також підготовка документації та роботи з підключення до електромереж.
Етапи запуску
З моменту ухвалення рішення про інвестування до підключення першого кіловата до електромережі, за оцінками KNESS, зазвичай проходить близько року. Для масштабних проектів цей термін подовжується: у компанії ДТЕК ВДЕ зазначають, що сонячна електростанція потужністю 120 МВт, яка вже отримала статус готової до будівництва, зможе розпочати генерацію приблизно через півтора року.
Необхідно також звернути увагу на сезонні фактори. Договори на будівельні роботи, як правило, укладаються восени та взимку, аби станція могла розпочати роботу в сонячні місяці. Інвестори, що отримують фінансування від банків, особливо прагнуть, щоб об'єкт якомога швидше досягнув повного рівня генерації.
Як фінансувати
Відомі компанії рекомендують комбінувати власні та позикові кошти. У ДТЕК ВДЕ вважають, що ідеальним є співвідношення залучених фінансів на рівні приблизно 70%, тоді як у KNESS пропонують частку від 60 до 70% позикового капіталу при 30-40% власних інвестицій.
Фінансування банків у період війни залишається складним, але реальним викликом. У 2024 році компанія ДТЕК залучила €370 млн за підтримки данської експортно-кредитної агенції EIFO для реалізації другої черги Тилігульської вітрової електростанції. У 2025 році очікується залучення близько 3 млрд грн від консорціуму Ощадбанку, Укргазбанку та ПУМБ на проекти зі зберігання енергії з потужністю 200 МВт. Українські банки пропонують програми для енергетичних ініціатив, а частину ризиків готові покривати міжнародні організації, такі як Європейський банк реконструкції та розвитку, Міжнародна фінансова корпорація та Європейський інвестиційний банк.
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 вважають, що витрати на обслуговування сонячних електростанцій становлять від €20 до €35 тисяч за мегават на рік, в залежності від специфіки сервісного обслуговування. При розрахунках компанія враховує коефіцієнт готовності на рівні 99%, що означає, що частина року обладнання може не працювати через поломки та необхідність ремонту.
Щодо вибору формату обслуговування, думки експертів суттєво різняться. Герасименко вважає, що наявність власної професійної команди є доцільною для станцій потужністю від 50 МВт, тоді як для менших сонячних електростанцій доцільніше скористатися аутсорсингом. Хижняк висловлює ще більш радикальну позицію: для більшості комерційних об'єктів утримання власного штату інженерів, електриків і диспетчерів є економічно невигідним. Сучасні сонячні електростанції є важливими гравцями на енергетичному ринку, яким необхідний цілодобовий моніторинг, швидкий зв'язок з операторами системи розподілу (ОСР) або системи передачі (ОСП), спеціалізоване обладнання та запас запчастин для оперативного відновлення генерації.
При обранні підрядної організації в ДТЕК рекомендують оцінити її досвід, кваліфікацію працівників, наявність необхідних інструментів і вимірювального обладнання, а також дотримання регламентів виконання робіт.
Ось як виглядає ресурс обладнання:
* Протягом першого року роботи модулі втрачають від 1 до 3% своєї потужності, а в подальшому цей показник становить приблизно 0,3-0,4% щорічно. На великих наземних електростанціях, де забезпечено ефективніше охолодження, компанія ДТЕК спостерігає деградацію на рівні близько 0,25% на рік. Орієнтовний термін експлуатації складає 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.
Економічна ефективність та система реалізації продукції
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.
Основним ризиком у моделі продажу є вартість в періоди максимальної сонячної генерації. Як зазначив Косий, влітку електроенергія на РДН протягом кількох годин на день продається всього за 10 копійок. Це підштовхує учасників ринку все частіше розглядати сонячні електростанції в комбінації з накопичувачами енергії.
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.
Суттєвим є також те, що різниця між бюджетними та преміум годинами, яка є ключовою для прибутку накопичувачів, не завжди залишиться стабільною. За прогнозами Косого, якщо в енергетичній системі буде реалізовано заплановані 3 ГВт балансуючих потужностей, добовий діапазон цін може зменшитися з нинішніх 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 сонячна електростанція не є оптимальним варіантом для тих, хто планує інвестувати у великий енергетичний проект і сподівається на пасивний доход. Як зазначає Герасименко, для ефективної роботи станції необхідна команда професіоналів, яка буде постійно займатися її обслуговуванням і реалізацією електричної енергії.
Найбільш витратною помилкою, на думку фахівця, є помилкові припущення в бізнес-моделі, зокрема стосовно прогнозованої ціни на електричну енергію. Це негативно впливає на всі основні показники проекту. Іншою важливою категорією є значні технічні помилки: неправильні розрахунки металевих конструкцій або фундаментів, а також помилки в електротехнічних розрахунках. Виправлення таких недоліків після завершення будівництва є вкрай складним і витратним процесом, а в деяких випадках це може поставити під загрозу безпеку.
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 економити на підрядниках може обернутися витратами. Як зазначає Косий, замовники часто віддають перевагу менш вартісним виконавцям, а згодом змушені звертатися до інших фірм для виправлення неправильно встановлених систем. Ситуацію ускладнює недостатність кадрів: через мобілізацію бригади не завжди можуть дістатися до місця роботи.
Один з найсуттєвіших ризиків – це війна. Якби сьогодні виникла необхідність зводити сонячну електростанцію з нуля, Герасименко насамперед акцентував би увагу на зміцненні захисту та резервуванні основних елементів, які забезпечують стабільність потужності. Саме тому нові інвестиційні проекти зосереджуються у західних регіонах.
Кількість інвесторів у сфері генерації електроенергії постійно зростає: згідно з даними KNESS, до значних гравців ринку все частіше приєднуються компанії, що не належать до цієї сфери, а також самі споживачі. Ринок, який раніше функціонував на основі очікувань від державних субсидій, тепер адаптується до ринкових умов. У цій новій реальності успіху досягає той, хто зможе проаналізувати модель продажу ще до придбання першої сонячної панелі.
#
