Когда мощности есть, а света нет. Что мешает громадам запустить собственную энергетику

Начнем с грустной, но показательной истории. Вечером 30 октября три дрона попали в один объект критической инфраструктуры Киева. Оборудование обесточилось — и весь левый берег, а также Печерский, Соломенский и Голосеевский районы остались без воды до утра. Не потому, что уничтожили водоканал, а потому, что насосы простаивали без электричества. Точно так же будет выглядеть эта зима не только в Киеве, но и в сотнях громад: одна сконцентрированная атака — и целый город или регион остаются без энергоснабжения и водоснабжения.

Поэтому зимой перед громадами стоит не вопрос "Нужна ли собственная генерация?", а три вполне практичные задачи: прежде всего зарезервировать теплоснабжение, затем перейти с дорогого дизеля на более дешевые источники и наконец отработать схему, по которой больница, водоканал и котельная автоматически переходят в островной режим, когда исчезает сеть. И на каждом этапе громада упирается не в технику и даже не в финансы, а в процедуры.

И еще один, наверное, самый главный вызов — это люди, а именно — нехватка профессионалов. Для примера, в части громад Броварщины коммунальных специалистов не хватает на 30–50%. Энергетическое оборудование можно получить в подарок. Но все эксплуатационные расходы, такие как горючее, сервис и персонал, умеющий работать с соответствующим оборудованием, ложатся на коммунальное предприятие, у которого обычно нет на это денег.

Экономика автономии: дизель проигрывает "солнцу" и когенерации

Первая линия защиты в большинстве громад до сих пор держится на дизель-генераторах, большинство из которых получены от доноров или государства. Но бесплатный только сам генератор. Киловатт-час из него при цене горючего более 100 грн за литр стоит 30–40 грн, а это втрое дороже коммерческого тарифа и в 8 раз превышает льготный тариф для населения по ПСО. Каждые сутки блэкаута сжигают бюджет развития, который мог бы пойти на собственную генерацию. Государство продолжает эту логику "простых решений": на 2,5 млрд грн, выделенных в этом году на оборудование мобильной распределительной генерации тепло- и электроэнергии для нужд территориальных громад, Агентство восстановления закупило 64 дизель-генератора и только 11 когенерационных установок. Причем все когенерационные установки получили Киев и Харьков.

Дизельный генератор бесплатен до первой заправки. Разница в цене поражает. Киловатт-час из дизельного генератора стоит 30–40 грн, а из газовой когенерации — примерно 3–5 грн, и установка при этом еще и греет.

Солнечная электроэнергия уже дешевле коммерческого тарифа более чем на 8 грн за кВт·ч, поэтому ритейл и логистика массово ставят СЭС с накопителями. Солнечная станция водоканала Черткова на 340 кВт экономит около 70 тыс. евро в год и окупается примерно за восемь лет в режиме работы активного потребителя (то есть с правом продажи излишков произведенной электроэнергии в сеть). А вот дизель-генератор не окупается никогда: он лишь сжигает деньги. Это дешевый сыр в мышеловке: дешевый CAPEX, влекущий за собой дорогой OPEX.

Почему же громады остаются на дизеле? Потому что купить горючее просто и безопасно, а приобрести когенерацию или накопитель сложно и рискованно. Исследование Razom We Stand выявило пять административных и юридических барьеров. Рассмотрим их в следующих параграфах.

Закупки: правила для строительства, а не для энергетики

Коммунальное предприятие, покупающее когенерационный модуль или инверторы, вычисляет стоимость по сметным нормам для капитального строительства. Шеф-монтаж, сервис и логистику от иностранного производителя в такую смету заложить сложно. Импортное оборудование составляет 80–90% стоимости такого проекта, но государственной методики, как обосновать его цену, нет: новое Наставление № 591 о порядке проведения анализа цен на материальные ресурсы, утвержденное Минразвития 20 марта 2026 г., касается только строительных материалов. На оборудование оно не распространяется.

К тому же на Prozorro выбирают самое дешевое сейчас, а не то, что обойдется дешевле через десять лет. Потом приходит проверка. Только в этом году должностные лица Черновцов, Белой Церкви и Киева получили подозреваемые или обвинения из-за закупок генераторов. Открыты дела за служебную халатность, то есть за то, что не смогли обосновать цену.

Планы и документация — отсутствие кадров

Еще один камень преткновения лежит на пути к составлению планов. И главная проблема здесь в отсутствии квалифицированных кадров. Муниципальные энергетические планы (МЭП) утвердили лишь единицы громад. В то же время, по Закону "Об энергетической эффективности" с 1 января 2026 г. утверждение МЭП стало обязательным условием получения органами местного самоуправления господдержки на внедрение энергоэффективных мероприятий, в частности солнечной генерации и накопителей. Без МЭП общины не имеют доступа к кредитным программам Фонда декарбонизации Украины и финансированию госбанков (Ощадбанка, Укргазбанка и т.д.).

Земля и разрешения: инвестор ходит по кругу

Под наземную СЭС, когенерационный модуль или накопитель громада часто вынуждена сменить целевое назначение земли. Это детальный план территории, согласования в архитектуре, две сессии совета и 6–12 месяцев. Упрощения Земельного кодекса касаются только сетей, а не генерации и накопления.

Сама процедура разбросана между органами, не видящими друг друга: Госинспекция архитектуры и градостроительства (ГИАГ) — разрешение на строительство, Госгеокадастр — земля, облэнерго — подключение, "Укрэнерго" — реестры. Согласно оценкам RWS, до 40% времени проекта уходит на бумажную координацию. Единого цифрового кабинета, где громада, облэнерго и архитектурный контроль видели бы проект одновременно, нет.

В ЕС эту проблему решают нормой прямого действия. Ст. 16 Директивы RED II обязывает государства иметь единую контактную точку: заявитель не должен обращаться более чем в одну за весь процесс. Эта же статья ограничивает общую продолжительность процедуры предоставления разрешений двумя годами, а для установок до 150 кВт — одним годом. RED III пошла дальше: в зонах ускоренного развития ВИЭ процедура выдачи разрешений не должна превышать 12 месяцев (вне их — два года).

Украина уже сделала несколько шагов. С января 2026 г. крышные СЭС на коммунальных зданиях не нуждаются в разрешительных документах. На время военного положения когенерацию и накопители любой мощности можно строить без градостроительных условий и экспертизы. Один узел регулятор развязал в октябре 2026 г.: во время военного положения и еще полгода после него газораспределительные компании не могут отказать в техусловиях для когенерации или блочно-модульной котельной только потому, что право на землю еще не оформлено: достаточно согласия собственника или пользователя участка. Правило касается только газа, на подключение к электросети оно не распространяется. Но это временные исключения, а не система со сроками и одним окном.

Подключение к сетям: газ к котельной подвести — месяц, ток — как повезет

Главный риск — не само разрешение, а технические условия. Для установок свыше 50 кВт оператор системы распределения может потребовать реконструкции подстанций или усиления сетей. Иногда такое "глубокое" подключение стоит дороже самой станции. Объем этих работ фактически определяет один субъект — облэнерго.

Правда, в теплоснабжении государство в этом году сделало реальный шаг. В июле НКРЭКУ разрешила резервным котельным брать "высвобожденную" мощность газораспределительных сетей, которая простаивает после ударов по теплоэлектроцентралям (ТЭЦ). Подключение когенерации к газу теперь должно длиться не больше 30 дней, а не полгода, как раньше. На время военного положения ставить когенерацию, модульные котельные и накопители любой мощности можно без градостроительных условий и экспертизы. То есть теперь резервные котельные и другие объекты, производящие тепло, можно вводить в работу намного быстрее, что позволяет оперативно заменить основные теплоэлектроцентрали или теплоэлектростанции в случае их повреждения или уничтожения вследствие вражеских обстрелов.

Но котельная без тока тепла не даст. И на этом все останавливается. Накануне сезона когенерационные установки, которые должны были питать котельные и насосные, все еще месяцами стоят на складах или застряли на 80–90% готовности. Почему так происходит? Все установки мощностью более 50 кВт (обычно для котельной) подпадают под требования нестандартного подключения, непрозрачные технические требования облэнерго и дополнительные расходы на подключение (что порой дороже самого оборудования). В то же время "гибкое подключение", действующее с 1 сентября, доступно от 1 МВт, то есть может быть применено для значительно более крупных объектов теплоснабжения. Таким образом, наиболее популярный диапазон мощностей от 50 кВт до 1 МВт, в пределах которого громады чаще всего планируют свои энергообъекты, остается в поле регуляторной неопределенности.

Постоянной альтернативы закон горомадам пока не дает. Механизм, описанный регулятором под названием "малая система распределения", требует от 1 МВт, одной компактной территории и запрещает отпускать электроэнергию населению. Это аналог европейской "закрытой системы", ориентированной на промышленных потребителей и индустриальные парки, причем без предусмотренных там исключений для локальных групп бытовых потребителей. Статус активного потребителя работает только в пределах одной площадки: водоканал может питать себя, но не соседнюю больницу. Общественные энергетические объединения с правом распределять энергию появились в законе еще весной, но пока что не разработаны регуляторные процедуры и механизмы, без которых невозможна фактическая работа.

Важный нюанс. Собственная генерация спасает лишь тогда, когда в момент удара она сама отделяется от общей сети и питает свои объекты. Именно такой схемы у большинства громад и нет. Кодекс систем распределения знает только "организованный энергетический остров", то есть аварийный режим, в котором сеть остается у облэнерго. Оно же решает, кого и когда отключать (может отказать). Четких регламентов автоматического перехода на резервное питание для больниц, школ и теплопунктов нет до сих пор.

Энергоостров больницы или водоканала, как правило, становится частью объекта критической инфраструктуры. Это означает обновление паспорта безопасности, плана защиты и плана киберзащиты, а для КП — дополнительные расходы и потребность в кадрах, которых обычно нет.

И все же общины, которые не ждали идеальных правил, уже показывают, как это работает. В Збараже во время прошлогоднего блэкаута критические объекты перешли в режим энергоостровов автоматически, без команд из центров управления — это решило все, потому что связь тогда легла. Персонал станций заранее отработал действия с местным РЭС облэнерго.

Правила, меняющиеся после инвестиции

Еще один весомый барьер — быстротечные правила, которые часто меняются уже после того, как громада вложила деньги. Так, в марте 2026 г. правительство последовательно изменило условия госрегулирования поставок газа для когенерации: установки, производящие только электроэнергию, вышли из ПСО, газ для них подорожал с 16 до ~27,8 тыс. грн/тыс. м³, газ по ПСО для когенерации можно использовать только для собственных нужд, а не для продажи электроэнергии на рынок, льготная цена была отменена для большинства ТЕЦ и ТКЭ. Как следствие, себестоимость выросла примерно на 65%, часть ТКЭ остановила установки. После повышения прайскепов (а они пересматриваются раз в полгода) на смену модели "льготный газ + продажа излишка" пришла модель "рыночный газ + пиковые цены + плата за балансировку". Для муниципальных установок она еще сложнее, так как требует доступа к вспомогательным услугам и знания рыночных механизмов и тарифных моделей.

Кейс Славутича

Проиллюстрируем состояние дел примером. В Славутиче на Киевщине генерации уже больше, чем потребляет критическая инфраструктура, однако для "острова" на весь город нужно около 7 МВт. По словам городского головы Юрия Фомичева, главный урок в том, что когенерация не успевает за колебаниями потребления. Поэтому планируют накопители мощностью до 7 МВт, через которые энергия будет идти в сеть ОСР. Подключение стало возможным благодаря хорошей коммуникации с облэнерго. Экономическая рыночная модель предполагает, что громада работает как "активный потребитель" в партнерстве с госпредприятием "Энергетическая компания Украины", так как собственных кадров для работы с небалансами не хватает.

За примерно 10 месяцев котельная, ранее бывшая убыточной, получила 23–24 млн грн выручки от продажи электроэнергии. В то же время есть и ограничения. Остров работает только во время блэкаута и не спасает от графиков отключений. Газ не является "островным" топливом, поэтому на перспективу община рассматривает био-ТЭЦ на местном сырье и биометан.

Главный совет громадам — планировать на долгую перспективу и быть гибкими: правила будут меняться, потому что "Укрэнерго" не видит генерацию, работающую на собственное потребление "по счетчику". Аргументом в пользу распределенной генерации остается ее живучесть: попадание в одну из десяти установок выбивает 10% мощности, а не 100%, как в случае крупной ТЭЦ.

Каждый успешный кейс особенный, но каждая рабочая система держится на личных договоренностях, регулярной коммуникации и воле городского головы, а не на правилах, которые можно взять и повторить.

Выводы

У общин есть желание иметь собственную автономную генерацию. Согласно опросу Razom We Stand 56 общин из 18 областей, 98% из них до сих пор резервируют питание дизелем. Но 82% хотят собственную микросеть, а водоканал и больницу в ней видят две трети из опрошенных громад. Останавливают их не сомнения, а то, что за каждым шагом стоит отдельное согласование.

Собственная генерация спасает лишь тогда, когда в момент удара она сама отделяется от общей сети и питает свои объекты. С марта 2026 г. Кодекс систем распределения позволяет организовывать такие энергетические острова не только во время общей аварии в энергосистеме, но и при аварийных отключениях в сети облэнерго, и громада может сама инициировать остров для критических объектов. Но сеть и решения остаются за облэнерго, а инструкции по отделению и повторному подключению приходится согласовывать на каждый объект заново. Типового регламента для общественных энергетических объединений, которые могли бы иметь собственные сети, до сих пор нет.

Все пять описанных выше барьеров имеют общую черту: они не запрещают проект, а делают его более долгим, дорогим и непредсказуемым. Для громады — это год без света рядом с готовой установкой. Для инвестора — надбавка за риск к цене капитала или отказ от проекта.

Хорошая новость в том, что большинство этих барьеров снимается без новых бюджетных расходов. Типовые проекты подключения, единое окно с фиксированными сроками, гарантия стабильности правил для построенных объектов, регуляторные порядки для общественных энергетических объединений — это решения правительства, НКРЭКУ и самих громад.

В то же время нужно внедрить методику ценообразования на энергооборудование, которая защитит чиновника, покупающего не самые дешевые, а самые выгодные с точки зрения стоимости жизненного цикла изделия. И прекратить менять в ручном режиме правила для уже построенных объектов.

Впрочем, и сама громада может начать прямо сейчас. Посчитать, во сколько обходятся сутки работы каждого генератора, и сопоставить сумму с ценой "солнца", накопителя или когенерации. Утвердить муниципальный энергоплан и внести проект в план публичных инвестиций — это решения на уровне местного совета. Подписать с облэнерго порядок действий на случай блэкаута и отработать его с персоналом, как это сделал Збараж. Договориться с соседями о совместном проекте, чтобы выйти на масштаб, интересный инвестору. Каждый такой шаг сокращает время, когда тепло в домах зависит от канистры дизеля, а громада страдает от аварийных отключений.

Успешные кейсы громад показывают, что это возможно даже в текущих условиях, а опыт ЕС — что это можно сделать нормой.