Коли потужності є, а світла немає. Що заважає громадам запустити власну енергетику

Почнемо з сумної, але промовистої історії. Увечері 30 жовтня три дрони влучили в один об'єкт критичної інфраструктури Києва. Обладнання знеструмилося — і весь лівий берег, а також Печерський, Солом'янський і Голосіївський райони залишилися без води до ранку. Не тому, що знищили водоканал, а тому, що насоси простоювали без струму. Так само виглядатиме ця зима не тільки в Києві, а й у сотнях громад: одна сконцентрована атака — і ціле місто або регіон залишаються без енергоживлення та водопостачання.

Тож цієї зими перед громадами стоїть не питання "Чи потрібна власна генерація?", а три цілком практичні завдання: передусім зарезервувати теплопостачання, далі перейти з дорогого дизеля на дешевші джерела і нарешті відпрацювати схему, за якою лікарня, водоканал і котельня автоматично переходять в острівний режим, коли зникає мережа. І на кожному етапі громада впирається не в техніку і навіть не у фінанси, а в процедури.

І ще один, напевно, найголовніший виклик — це люди, а саме — нестача професіоналів. Для прикладу, в частині громад Броварщини комунальних фахівців бракує на 30–50%. Енергетичне обладнання можна отримати в подарунок. Але усі експлуатаційні витрати, такі як пальне, сервіс і персонал, який вміє працювати з відповідним обладнанням, лягають на комунальне підприємство, в якого зазвичай немає на це грошей.

Економіка автономії: дизель програє "сонцю" та когенерації

Перша лінія захисту в більшості громад досі тримається на дизель-генераторах, більшість з яких отримані від донорів чи держави. Але безкоштовний лише сам генератор. Кіловат-година з нього за ціни пального понад 100 грн за літр коштує 30–40 грн, а це втричі дорожче за комерційний тариф і у 8 разів перевищує пільговий тариф для населення за ПСО. Кожна доба блекауту спалює бюджет розвитку, який міг би піти на власну генерацію. Держава продовжує цю логіку "простих рішень": на 2,5 млрд грн, виділених цього року на обладнання мобільної розподільної генерації тепло- та електроенергії для потреб територіальних громад, Агентство з відновлення закупило 64 дизель-генератори і лише 11 когенераційних установок. Причому всі когенераційні установки отримали Київ і Харків.

Дизельний генератор безкоштовний до першої заправки. Різниця в ціні вражає. Кіловат-година з дизельного генератора коштує 30–40 грн, а з газової когенерації — приблизно 3–5 грн, і установка при цьому ще й гріє.

Сонячна електроенергія вже дешевша за комерційний тариф у понад 8 грн за кВт·год, тому ритейл і логістика масово ставлять СЕС з накопичувачами. Сонячна станція водоканалу Чорткова на 340 кВт заощаджує близько 70 тис. євро на рік і окупиться приблизно за вісім років в режимі роботи активного споживача (тобто з правом продажу надлишків виробленої електроенергії в мережу). А от дизель-генератор не окупається ніколи: він лише спалює гроші. Це дешевий сир в мишоловці: дешевий CAPEX, що тягне за собою дорогий OPEX.

Чому ж громади залишаються на дизелі? Тому що купити пальне просто і безпечно, а придбати когенерацію чи накопичувач складно і ризиковано. Дослідження Razom We Stand виявило п´ять адміністративних і юридичних бар'єрів. Розгленемо їх у наступних параграфах.

Закупівлі: правила для будівництва, а не для енергетики

Комунальне підприємство, яке купує когенераційний модуль чи інвертори, обчислює вартість за кошторисними нормами для капітального будівництва. Шеф-монтаж, сервіс і логістику від іноземного виробника в такий кошторис закласти складно. Імпортне обладнання становить 80–90% вартості такого проєкту, але державної методики, як обґрунтувати його ціну, немає: нова Настанова № 591 щодо порядку проведення аналізу цін на матеріальні ресурси, затверджена Мінрозвитку 20 березня 2026 р., стосується лише будівельних матеріалів. На обладнання вона не поширюється.

До того ж Prozorro вибирають найдешевше зараз, а не те, що обійдеться дешевше за десять років. Потім приходить перевірка. Лише цього року посадовці Чернівців, Білої Церкви та Києва отримали підозри чи обвинувачення через закупівлі генераторів. Відкриті справи за службову недбалість, тобто за те, що не змогли обґрунтувати ціну.

Плани і документація — відсутність кадрів

Ще один камінь спотикання лежить на шляху до складання планів. І головна проблема тут у відсутності кваліфікованих кадрів. Муніципальні енергетичні плани (МЕП) затвердили лише поодинокі громади. Водночас, за Законом "Про енергетичну ефективність" з 1 січня 2026 р. затвердження МЕП стало обов'язковою умовою отримання органами місцевого самоврядування держпідтримки на впровадження енергоефективних заходів, зокрема сонячної генерації та накопичувачів. Без МЕП громади не мають доступу до кредитних програм Фонду декарбонізації України та фінансування держбанків (Ощадбанку, Укргазбанку тощо).

Земля й дозволи: інвестор ходить по колу

Під наземну СЕС, когенераційний модуль чи накопичувач громада часто мусить змінити цільове призначення землі. Це детальний план території, погодження в архітектурі, дві сесії ради і 6–12 місяців. Спрощення Земельного кодексу стосуються лише мереж, а не генерації й накопичення.

Сама процедура розкидана між органами, що не бачать один одного: Держінспекція архітектури та містобудування (ДІАМ) — дозвіл на будівництво, Держгеокадастр — земля, обленерго — приєднання, "Укренерго" — реєстри. Згідно з оцінками RWS, до 40% часу проєкту витрачається на паперову координацію. Єдиного цифрового кабінету, де громада, обленерго й архітектурний контроль бачили б проєкт одночасно, немає.

У ЄС цю проблему розв'язують нормою прямої дії. Ст. 16 Директиви RED II зобов'язує держави мати єдину контактну точку: заявник не повинен звертатися більше як до однієї за весь процес. Та сама стаття обмежує загальну тривалість процедури надання дозволів двома роками, а для установок до 150 кВт одним роком. RED III пішла далі: у зонах прискореного розвитку ВДЕ процедура видачі дозволів не має перевищувати 12 місяців (поза ними два роки).

Україна вже зробила кілька кроків. З січня 2026 р. дахові СЕС на комунальних будівлях не потребують дозвільних документів. На час воєнного стану когенерацію й накопичувачі будь-якої потужності можна будувати без містобудівних умов і експертизи. Один вузол регулятор розв'язав у жовтні 2026 р.: під час воєнного стану і ще пів року після нього газорозподільні компанії не можуть відмовити в технічних умовах для когенерації чи блочно-модульної котельні лише тому, що право на землю ще не оформлене: достатньо згоди власника або користувача ділянки. Правило стосується лише газу, на підключення до електромережі воно не поширюється. Але це тимчасові винятки, а не система зі строками й одним вікном.

Приєднання до мереж: газ до котельні підвести — місяць, струм — як пощастить

Головний ризик не сам дозвіл, а технічні умови. Для установок понад 50 кВт оператор системи розподілу може вимагати реконструкції підстанцій чи посилення мереж. Іноді таке "глибоке" приєднання коштує більше за саму станцію. Обсяг цих робіт фактично визначає один суб'єкт — обленерго.

Щоправда, в теплопостачанні держава цього року зробила реальний крок. У липні НКРЕКП дозволила резервним котельням брати "вивільнену" потужність газорозподільних мереж, яка простоює після ударів по теплоелектроцентралях ТЕЦ. Підключення когенерації до газу тепер має тривати не довше 30 днів, а не півроку, як раніше. На час воєнного стану ставити когенерацію, модульні котельні й накопичувачі будь-якої потужності можна без містобудівних умов і експертизи. Тобто тепер резервні котельні та інші об'єкти, що виробляють тепло, можна вводити в роботу набагато швидше, що дозволяє оперативно замінити основні теплоелектроцентралі чи теплоелектростанції у разі їх пошкодження або знищення через ворожі обстріли.

Але котельня без струму тепла не дасть. І на цьому все зупиняється. Напередодні сезону когенераційні установки, які мали живити котельні й насосні, все ще місяцями стоять на складах або застрягли на 80–90% готовності. Чому так відбувається? Усі установки потужністю більш як 50 кВт (зазвичай для котельні) підпадають під вимоги нестандартного приєднання, непрозорі технічні вимоги обленерго та додаткові витрати на підключення (що часом дорожче за саме обладнання). Водночас "гнучке приєднання", яке діє з 1 вересня, доступне від 1 МВт, тобто може бути застосовано для значно більших об’єктів теплопостачання. Таким чином, найбільш популярний діапазон потужностей від 50 кВт до 1 МВт, в межах якого громади найчастіше планують свої енергооб'єкти, залишається в полі регуляторної невизначеності.

Постійної альтернативи закон громадам поки що не дає. Механізм, описаний регулятором під назвою "мала система розподілу", потребує від 1 МВт, однієї компактної території і забороняє відпускати електроенергію населенню. Це аналог європейської "закритої системи", орієнтованої на промислових споживачів та індустріальні парки, при чому без передбачених там виключень для локальних груп побутових споживачів. Статус активного споживача працює лише в межах однієї площадки: водоканал може живити себе, але не сусідню лікарню. Громадські енергетичні об'єднання з правом розподіляти енергію з'явилися в законі ще навесні, але поки що не розроблені регуляторні процедури і механізми, без яких неможлива фактична робота.

Важливий нюанс. Власна генерація рятує лише тоді, коли в момент удару вона сама відокремлюється від загальної мережі і живить свої об'єкти. Саме такої схеми в більшості громад і немає. Кодекс систем розподілу знає лише "організований енергетичний острів", тобто аварійний режим, у якому мережа лишається в обленерго. Воно ж вирішує, кого і коли відключати (може відмовити). Чітких регламентів автоматичного переходу на резервне живлення для лікарень, шкіл і теплопунктів немає досі.

Енергоострів лікарні чи водоканалу, як правило, стає частиною об'єкта критичної інфраструктури. Це означає оновлення паспорта безпеки, плану захисту й плану кіберзахисту, а для КП додаткові витрати й потребу в кадрах, яких зазвичай немає.

І все ж громади, які не чекали ідеальних правил, вже показують, як це працює. У Збаражі під час минулорічного блекауту критичні об'єкти перейшли в режим енергоостровів автоматично, без команд з центрів керування — це вирішило все, бо зв'язок тоді ліг. Персонал станцій заздалегідь відпрацював дії з місцевим РЕМ обленерго.

Правила, що змінюються після інвестиції

Ще один вагомий бар’єр — швидкоплинні правила, які часто міняються вже після того, як громада вклала гроші. Так, у березні 2026 р. уряд послідовно змінив умови державного регулювання постачання газу для когенерації: установки, що виробляють лише електроенергію, вийшли з ПСО, газ для них подорожчав з 16 до ~27,8 тис. грн/тис. м³, газ за ПСО для когенерації можна використовувати лише для власних потреб, а не для продажу електроенергії на ринок, пільгову ціну було скасовано для більшості ТЕЦ і ТКЕ. Як наслідок, собівартість зросла приблизно на 65%, частина ТКЕ зупинила установки. Після підвищення прайскепів (а вони переглядаються що півроку) на зміну моделі "пільговий газ + продаж надлишку" прийшла модель "ринковий газ + пікові ціни + плата за балансування". Для муніципальних установок вона ще складніша, бо потребує доступу до допоміжних послуг та знання ринкових механізмів і тарифних моделей.  

Кейс Славутича

Проілюструємо стан справ прикладом. У Славутичі на Київщині генерації вже більше, ніж споживає критична інфраструктура, проте для "острова" на все місто потрібно близько 7 МВт. За словами міського голови Юрія Фомічева, головний урок у тому, що когенерація не встигає за коливаннями споживання. Тому планують накопичувачі потужністю до 7 МВт, через які енергія йтиме в мережу ОСР. Підключення стало можливим завдяки гарній комунікації з обленерго. Економічна ринкова модель передбачає, що громада працює як "активний споживач" у партнерстві з держпідприємством "Енергетична компанія України", бо власних кадрів для роботи з небалансами бракує.

За приблизно 10 місяців котельня, що раніше була збитковою, отримала 23–24 млн грн виручки від продажу електроенергії. Водночас є і обмеження. Острів працює лише під час блекауту і не рятує від графіків відключень. Газ не є "острівним" паливом, тому на перспективу громада розглядає біо-ТЕЦ на місцевій сировині та біометан.

Головна порада громадам — планувати на довгу перспективу і бути гнучкими: правила змінюватимуться, бо "Укренерго" не бачить генерації, що працює на власне споживання "за лічильником". Аргументом на користь розподіленої генерації залишається її живучість: влучання в одну з десяти установок вибиває 10% потужності, а не 100%, як у випадку великої ТЕЦ.

Кожен успішний кейс особливий, але кожна робоча система тримається на особистих домовленостях, регулярній комунікації і волі міського голови, а не на правилах, які можна взяти й повторити.

Висновки

У громад є бажання мати власну автономну генерацію. За опитуванням Razom We Stand 56 громад з 18 областей, 98% з них досі резервують живлення дизелем. Але 82% хочуть власну мікромережу, а водоканал і лікарню в ній бачать дві третини з опитаних громад. Зупиняють їх не сумніви, а те, що за кожним кроком стоїть окреме погодження.

Власна генерація рятує лише тоді, коли в момент удару вона сама відокремлюється від загальної мережі і живить свої об'єкти. З березня 2026 р. Кодекс систем розподілу дозволяє організовувати такі енергетичні острови не лише під час загальної аварії в енергосистемі, а й під час аварійних відключень у мережі обленерго, і громада може сама ініціювати острів для критичних об'єктів. Але мережа й рішення залишаються за обленерго, а інструкції з відокремлення та повторного підключення доводиться погоджувати на кожен об'єкт наново. Типового регламенту для громадських енергетичних об'єднань, що могли б мати власні мережі, досі немає.

Усі п'ять описаних вище бар´єрів мають спільну рису: вони не забороняють проєкт, а роблять його довшим, дорожчим і непередбачуваним. Для громади — це рік без світла поруч із готовою установкою. Для інвестора — надбавка за ризик до ціни капіталу або відмова від проєкту.

Хороша новина в тому, що більшість цих бар'єрів знімається без нових бюджетних видатків. Типові проєкти приєднання, єдине вікно з фіксованими строками, гарантія стабільності правил для збудованих об'єктів, регуляторні порядки для громадських енергетичних об'єднань — це рішення уряду, НКРЕКП і самих громад.

Водночас потрібно запровадити методику ціноутворення на енергообладнання, яка захистить чиновника, що купує не найдешевші, а найвигідніші з погляду вартості життєвого циклу вироби. І припинити змінювати в ручному режимі правила для вже збудованих об'єктів.

Втім, і сама громада може почати просто зараз. Порахувати, скільки коштує доба роботи кожного генератора і зіставити суму з ціною "сонця", накопичувача чи когенерації. Затвердити муніципальний енергоплан і внести проєкт у план публічних інвестицій — це рішення на рівні місцевої ради. Підписати з обленерго порядок дій на випадок блекауту і відпрацювати його з персоналом, як це зробив Збараж. Домовитися з сусідами про спільний проєкт, щоб вийти на масштаб, цікавий інвестору. Кожен такий крок скорочує час, коли тепло в будинках залежить від каністри дизелю, а громада потерпає від аварійних відключень.

Успішні кейси громад водять, що це можливо навіть у поточних умовах, а досвід ЄС — що це можна зробити нормою.