Більше торгових інтервалів - більше можливостей для УЗЕ? Аналіз європейського досвіду

Блоги
Олександр Гавва

На шляху наближення українського спотового ринку до правил єдиного євроринку

Інтеграція українського ринку електроенергії з європейським передбачатиме не лише зміну правил транскордонної торгівлі, а й поступове наближення українського спотового ринку до правил єдиного європейського ринку, й особливу увагу заслуговують зміни на ринку «на добу наперед» (далі – РДН).

Одна з ключових змін – перехід від 24 погодинних до 96 розрахункових періодів тривалістю 15 хвилин. Але чи означає більша деталізація, що заробляти на арбітражі стане складніше – або менш вигідно?

ОСОБЛИВОСТІ РДН УКРАЇНИ ТА ЄВРОПИ І РОЛЬ УЗЕ

На українському РДН доба поділяється на 24 погодинні періоди. Для кожного з них окремо визначаються обсяги купівлі-продажу та ціна – залежно від співвідношення попиту і пропозиції.

РДН у країнах Європи працює за схожим принципом, але в межах механізму Single Day-Ahead Coupling (далі – SDAC), який об’єднує окремі цінові зони в єдиний процес розрахунку. Учасники подають заявки через номінованих операторів ринку, після чого спільний алгоритм Euphemia визначає ціни, обсяги торгівлі та транскордонні перетоки між ціновими зонами з урахуванням доступної пропускної спроможності.

З 1 жовтня 2025 року європейський РДН перейшов від погодинних до 15-хвилинних розрахункових періодів. Тепер торгова доба складається з 96 інтервалів – кожен зі своєю ціною та обсягами. Це дає змогу точніше враховувати внутрішньогодинні зміни попиту, пропозиції та генерації ВДЕ.

Це особливо важливо на тлі зростання частки сонячної та вітрової генерації, виробіток якої залежить від погодних умов і може швидко змінюватися. У 2025 році ВДЕ забезпечили 49,9% валового споживання електроенергії в ЄС. Чим більша їхня частка, тим помітнішою стає цінова волатильність – зокрема поява дуже низьких і від’ємних цін у періоди високої генерації та низького попиту.

Саме в таких умовах зростає роль установок зберігання енергії (УЗЕ). Вони можуть заряджатися в періоди надлишкової генерації та низьких цін, а віддавати електроенергію в мережу тоді, коли попит і ціни зростають. 15-хвилинні інтервали роблять цінові сигнали детальнішими й дають більше можливостей для оптимізації режимів роботи УЗЕ. Водночас дохідність залежить не лише від кількості інтервалів, а й від цінових спредів, технічних параметрів та обраної моделі експлуатації.

Європейський ринок УЗЕ вже швидко зростає: у 2025 році в ЄС було введено 27,1 ГВт·год нових накопичувальних потужностей, а їх сукупний обсяг досяг близько 77,3 ГВт·год.

Тож перехід до 15-хвилинних розрахункових періодів, зростання частки ВДЕ та розвиток УЗЕ – це частини одного процесу: європейський ринок стає гнучкішим і краще реагує на короткострокові зміни попиту та пропозиції.

АРБІТРАЖ УЗЕ В УКРАЇНІ ТА ЄВРОПІ

Основний дохід УЗЕ від арбітражної роботи формується завдяки волатильності цін: електроенергію купують у дешевші періоди й продають у дорожчі.

АТ «Оператор ринку» дослідило можливі моделі роботи УЗЕ на українському ринку електроенергії. Результати представлені у Білій книзі УЗЕ та Білій книзі УЗЕ 2.0. У дослідженнях розглядалася робота УЗЕ на різних сегментах ринку, можливості цінового арбітражу на РДН, спільна робота УЗЕ та СЕС, а також інвестиційні показники для різних конфігурацій.

У межах дослідження змоделювали роботу УЗЕ потужністю 1 МВт з ємністю від 1 до 4 МВт·год. Розрахунки показали, що співвідношення потужності до ємності 1:3 забезпечує найбільш збалансоване співвідношення між інвестиційними витратами та фінансовим результатом. Саме цю конфігурацію обрали для базового сценарію подальшого аналізу.

Для цієї конфігурації проаналізували історичні ціни РДН України за 2021–2026 роки та розрахували усереднені показники арбітражної роботи УЗЕ. Такий підхід дає змогу побачити не лише окремі цінові піки протягом конкретної доби, а й те, як потенційний спред змінюється на довшому часовому горизонті.

Середньозважений спред розраховувався як різниця між загальним річним доходом від продажу та загальними річними витратами на купівлю електроенергії поділених на загальний річний обсяг купівлі та продажу (табл. 1). Для розрахунку спреду суміжних країн було використано дані РДН за період з 01.01.2021 по 30.09.2025 з 24 розрахунковими періодами на добу та з 01.10.2025 по 31.07.2026 – з 96 розрахунковими періодами на добу.

Таблиця 1. Результати роботи УЗЕ потужністю 1 МВт та ємністю 3 МВт·год на РДН України та суміжних країн у 2021–2026 роках

Середньозважений спред по країнах, євро/МВт·год (01.01.2021 - 31.07.2026)

Рік

Україна

Угорщина

Румунія

Польща

Словаччина

2021

62,88 €

68,82 €

114,91€

50,96 €

63,37 €

2022

53,21 €

127,92 €

145,23 €

102,62 €

125,51 €

2023

78,69 €

74,64 €

83,31 €

55,82 €

68,87 €

2024

94,51 €

114,01 €

116,26 €

85,88 €

90,14 €

2025

120,79 €

104,08 €

105,92 €

92,86 €

91,16 €

2026

141,19 €

120,78 €

113,29 €

107,35 €

103,25 €

На графіку 1 наведено динаміку спредів за період, максимально наближений до поточного. За представлений період в Україні спостерігаються вищі значення спредів, що формує потенціал для арбітражної роботи УЗЕ.

Графік 1. Динаміка спредів України та суміжних країн для УЗЕ потужністю 1 МВт та ємністю 3 МВт·год у 2025-2026 роках, євро/МВт·год

ЩО ПОКАЗУЄ ЄВРОПЕЙСЬКИЙ ДОСВІД

Наступним етапом став аналіз європейського ринку, який дає змогу порівняти роботу УЗЕ за двох різних часових моделей РДН. Для порівняння було змодельовано роботу УЗЕ з різними співвідношеннями потужності до ємності:

  • 1 МВт / 1 МВт·год;

  • 1 МВт / 2 МВт·год;

  • 1 МВт / 3 МВт·год;

  • 1 МВт / 4 МВт·год;

  • 2 МВт / 1 МВт·год;

  • 3 МВт / 1 МВт·год;

  • 4 МВт / 1 МВт·год.

Такий набір конфігурацій дозволяє окремо подивитися, як на результат впливає збільшення ємності за сталої потужності та, навпаки, збільшення потужності за сталої ємності.

Особливий інтерес у 15-хвилинній моделі становлять установки з більшою потужністю відносно їхньої ємності. Наприклад, конфігурація 4 МВт / 1 МВт·год має тривалість роботи близько 15 хвилин. Теоретично це дозволяє повністю зарядити або розрядити доступну ємність у межах одного розрахункового періоду. Для порівняння, установка 1 МВт / 1 МВт·год потребує близько години для переміщення такого самого обсягу енергії за номінальної потужності. Тому збільшення потужності розширює можливості щодо вибору конкретних 15-хвилинних інтервалів для заряджання і розряджання.

Для порівняння спредів за різної тривалості розрахункового періоду було використано дані за перше півріччя 2025 року, коли РДН суміжних країн ще працював у погодинному форматі, та за перше півріччя 2026 року, вже після переходу до 15-хвилинного формату. Як видно з Графіків 2 та 3, після переходу до 96 розрахункових періодів цінові спреди між періодами заряджання та розряджання залишаються. Це свідчить про те, що зміна тривалості розрахункового періоду РДН сама по собі не усуває можливості для арбітражної роботи УЗЕ.

Графік 2. Спред цін на погодинному РДН, січень–липень 2025 року, євро/МВт·год

Графік 3. Спред цін на 15-хвилинному РДН, січень–липень 2026 року, євро/МВт·год

На графіку 4 представлено помісячне порівняння середньозважених спредів між погодинним та 15-хвилинним форматами РДН по суміжним країнам.

Графік 4. Динаміка погодинного та 15-хвилинного РДН по суміжним країнам за січень–липень 2025 та 2026 років, євро/МВт·год

Окремо результати можна проаналізувати за усередненими річними значеннями. Це допомагає відокремити короткострокові цінові коливання від загальної динаміки спреду й порівняти арбітражну роботу УЗЕ до і після переходу від 24 до 96 розрахункових періодів (граф. 5, граф. 6).

Графік 5. Спред цін за перше півріччя 2025 року -

1). За усіма варіантами конфігурацій без розбивки по країнам, євро/ МВт·год

2). За усіма варіантами конфігурацій в розрізі країн, євро/ МВт·год

Графік 6. Спред цін за перше півріччя 2026 року –
1). За усіма варіантами конфігурацій без розбивки по країнам, євро/ МВт·год
2). За усіма варіантами конфігурацій в розрізі країн, євро/ МВт·год

ЯК РОЗБУДОВА УЗЕ МОЖЕ ЗМІНИТИ СТРУКТУРУ ЦІН

Масове впровадження УЗЕ з часом може впливати і на саму структуру ціни електроенергії. У періоди низьких цін установки заряджаються й збільшують попит, а в години високих цін – розряджаються та збільшують пропозицію. У результаті різниця між мінімальними й максимальними цінами протягом доби може скорочуватися. Для енергосистеми це загалом позитивний ефект. УЗЕ можуть:

  • згладжувати добовий графік;

  • зменшувати цінові піки;

  • скорочувати обмеження відновлюваної генерації;

  • підвищувати гнучкість системи;

  • зменшувати потребу в запуску дорогої пікової генерації.

Для операторів УЗЕ є й інший бік цього процесу: що більше установок працюватимуть за схожими арбітражними стратегіями, то сильніше спред між періодами заряджання та розряджання може скорочуватися. Тому перспективна модель роботи УЗЕ не обмежується лише РДН. Установки можуть працювати також на внутрішньодобовому та балансуючому ринках, надавати допоміжні послуги, брати участь в агрегації та працювати спільно з об’єктами відновлюваної генерації.

Один із таких напрямів – спільна робота УЗЕ та сонячних електростанцій. Установка може накопичувати електроенергію, вироблену СЕС удень, і віддавати її в мережу під час вечірнього піку. Для інвестора це може означати не лише арбітражний дохід, а й ефективніше використання приєднаної потужності та більш прогнозований графік відпуску електроенергії.

Водночас економічний результат буде залежати від цінового профілю РДН, умов приєднання, режиму роботи СЕС, технічних обмежень і можливостей роботи на різних сегментах ринку.

ВИСНОВОК

Європейський досвід показує: перехід від погодинного до 15-хвилинного РДН не усуває можливостей для арбітражу УЗЕ. Перехід до 96 розрахункових періодів змінює часову деталізацію ринку та структуру цінових сигналів, але сам принцип арбітражу залишається незмінним. Результати дослідження відображають зміни середніх спредів і показників роботи УЗЕ з різним співвідношенням потужності та ємності до і після переходу європейського РДН на 15-хвилинний формат.

Якщо усереднити показники за місяцями та роками, різниця між погодинною і 15-хвилинною моделями залишається незначною. Це свідчить, що зміна тривалості розрахункового періоду впливає передусім на операційну стратегію, а не на саму можливість арбітражу.

Для України цей європейський досвід може стати орієнтиром під час оцінки майбутнього переходу до 96 розрахункових періодів.

Отже, ключовим залишається не те, на скільки інтервалів поділена доба – на 24 чи на 96, – а чи зберігається достатня різниця між цінами заряджання та розряджання. Поки такий спред є, залишається й можливість отримувати дохід від арбітражу.

Олександр Гавва, в.о. генерального директора АТ «Оператор ринку»