Саме тому питання не можна зводити до простої формули: «Укренерго потрібні гроші, отже тариф треба підняти». Питання має звучати інакше: які саме витрати включаються в тариф, чи всі вони обґрунтовані, чи не покриваються ті самі проблеми іншими механізмами і чи бачить споживач повну картину того, за що платить.

У проєктних матеріалах НКРЕКП передбачено, що з 1 липня 2026 року тариф на послуги з передачі електричної енергії для основної категорії користувачів системи може зрости до 903,53 грн/МВт·год без ПДВ. Тариф на диспетчерське (оперативно-технологічне) управління може зрости до 118,64 грн/МВт·год без ПДВ. Разом це означає додаткове тарифне навантаження приблизно 169,23 грн/МВт·год без ПДВ, або близько 20 копійок на кВт·год з ПДВ порівняно з чинними рівнями.

Для великого споживача це вже не технічна дрібниця. Для споживання 10 ГВт·год на рік сукупна додаткова вартість лише за цими двома компонентами становитиме близько 2 млн грн з ПДВ. Для економіки в цілому це означає мільярди гривень, які будуть розподілені між учасниками ринку і врешті вплинуть на кінцеву ціну електроенергії.

Коротко про зміну тарифів

Що саме пропонується змінити

Чинний тариф на передачу після перегляду з 1 квітня 2026 року становить 742,91 грн/МВт·год без ПДВ. Проєктний рівень з 1 липня 2026 року — 903,53 грн/МВт·год. Це зростання на 160,62 грн/МВт·год, або на 21,62%.

Чинний тариф на диспетчеризацію становить 110,03 грн/МВт·год без ПДВ. Проєктний рівень — 118,64 грн/МВт·год. Це зростання на 8,61 грн/МВт·год, або на 7,83%.

На перший погляд, основне підвищення припадає саме на передачу. Але аналіз має розділяти ці два тарифи. Передача і диспетчеризація покривають різні набори витрат, а проблема балансуючого ринку безпосередньо пов’язана насамперед із тарифом на диспетчеризацію.

Тариф на передачу: не лише дроти і підстанції

У публічному сприйнятті тариф на передачу часто виглядає як плата за магістральні мережі: підстанції, лінії електропередачі, ремонти, експлуатацію та персонал. Насправді структура тарифу значно ширша.

Найбільші статті у структурі тарифу на передачу

У проєктній структурі тарифу на передачу загальний необхідний дохід НЕК «Укренерго» становить 80,617 млрд грн. Найбільша стаття — витрати на виконання спеціальних обов’язків із забезпечення збільшення частки виробництва електроенергії з альтернативних джерел. Йдеться про ПСО ВДЕ, на яке закладено 32,736 млрд грн. Тобто понад 40% необхідного доходу за тарифом на передачу пов’язано не з фізичною передачею електроенергії як такою, а з ринковим механізмом підтримки відновлюваної енергетики.

Друга велика стаття — компенсація технологічних втрат електричної енергії у мережах передачі. На неї у структурі закладено 19,049 млрд грн. Це справді пов’язано з передачею: оператор має купувати електроенергію, щоб компенсувати втрати в мережі. Але розмір цієї статті напряму залежить від прогнозної ціни закупівлі електроенергії та від припущень щодо структури закупівель на ринку двосторонніх договорів, ринку «на добу наперед» і балансуючому ринку.

Ще 8,109 млрд грн у тарифі на передачу — фінансові витрати. Майже 5 млрд грн — витрати на послугу зі зменшення навантаження виробниками ВДЕ. Приблизно 4,755 млрд грн — витрати з прибутку, зокрема на повернення кредитних коштів і капітальні інвестиції. Окремо враховуються оплата праці, ремонти, матеріальні та інші операційні витрати.

Це не означає автоматично, що кожна з цих статей необґрунтована. Але це означає інше: коли споживачу говорять про «тариф на передачу», він фактично оплачує цілий кошик мережевих, боргових, компенсаційних і політико-регуляторних зобов’язань. Саме тому такий тариф потребує не формального, а максимально зрозумілого пояснення.

Тариф на диспетчеризацію: балансування, резерви і борги ринку

Тариф на диспетчерське управління має іншу природу. Він пов’язаний із забезпеченням роботи об’єднаної енергосистеми в реальному часі: балансуванням, підтримкою частоти, резервами, допоміжними послугами, системними обмеженнями і роботою адміністратора розрахунків.

Найбільші статті у структурі тарифу на диспетчеризацію

У проєктній структурі тарифу на диспетчеризацію загальний необхідний дохід становить 21,102 млрд грн. Найбільша стаття — витрати на придбання допоміжних послуг, 12,067 млрд грн. Це резерви і послуги, потрібні для стабільності енергосистеми. Ще 2,869 млрд грн закладено на врегулювання системних обмежень. На повернення залучених кредитних коштів передбачено 2,329 млрд грн, на коригування витрат — 914,9 млн грн, на фінансові витрати — 439,3 млн грн.

Саме тут з’являється зв’язок із балансуючим ринком. У фінансовій звітності Укренерго за 2025 рік зазначено, що фінансовий результат на внутрішньому балансуючому ринку, без урахування витрат на системні обмеження та міждержавне балансування, склав збиток 4,2 млрд грн. Для порівняння: у 2024 році цей сегмент показував прибуток 3,8 млрд грн. Тобто погіршення становить близько 8 млрд грн. Додатково витрати на врегулювання системних обмежень у 2025 році склали 4,6 млрд грн.

У звітності прямо зазначено: фінансування негативного фінансового результату балансуючого ринку здійснюється за рахунок тарифу на диспетчерське управління. Отже, коли зростає тариф на диспетчеризацію, мова йде не лише про оплату диспетчерської функції як такої. Через цей тариф частково покриваються наслідки перекосів і дефіцитів на балансуючому ринку.

Чому загальний збиток Укренерго не пояснює все

Укренерго справді має складну фінансову позицію. Компанія працює в умовах війни, пошкоджень енергетичної інфраструктури, великих боргових зобов’язань, проблем із розрахунками на ринку та значної дебіторської заборгованості. За підсумками 2025 року група отримала збиток 10,7 млрд грн.

Але для тарифного аналізу цього недостатньо. Важливо дивитися не лише на загальний фінансовий результат групи, а й на сегменти. У фінзвітності за 2025 рік сегмент оператора системи передачі показав позитивний фінансовий результат близько 10,78 млрд грн. Натомість сегмент балансування енергосистеми показав негативний результат близько 15,29 млрд грн.

Це принциповий момент. Якщо фінансова проблема зосереджена у балансуючому ринку, її не можна без пояснення переносити на загальний аргумент про необхідність підвищення всіх тарифів. Потрібно показати: яка саме проблема покривається тарифом на передачу, яка — тарифом на диспетчеризацію, яка — іншими механізмами, і який залишок справді має бути перекладений на споживача.

Де виникає проблема непрозорості

Формально НКРЕКП публікує структури тарифів. У документах є таблиці, суми, статті витрат і проєктні рівні тарифів. Але цього недостатньо для того, щоб споживач або учасник ринку міг зрозуміти повну логіку рішення.

Проблема в тому, що немає єдиного публічного «тарифного мосту» — зведеної таблиці, яка показує: що було закладено в чинному тарифі, що змінилося у прогнозі, які витрати зросли, які зменшилися, які нові регуляторні рішення вже впливають на фінансовий результат, які старі борги покриваються, а які суми справді залишаються непокритими.

Особливо це важливо для тарифу на диспетчеризацію. У 2026 році НКРЕКП уже внесла зміни до воєнної постанови №332, які дозволяють не враховувати показник REC при визначенні стану системи. У фінзвітності Укренерго зазначає, що ці зміни мають з 1 квітня 2026 року збалансувати доходи та витрати відповідного сегмента ринку. Якщо це рішення справді усуває перекіс балансуючого ринку, його фінансовий ефект має бути прямо показаний у розрахунку тарифу на диспетчеризацію.

Інакше виникає ключовий ризик: одна й та сама проблема може частково вирішуватися регуляторною зміною, але водночас залишатися підставою для додаткового тарифного покриття. Це не доводить автоматично, що тариф завищений. Але це означає, що без прозорого зведеного розрахунку ринок не може перевірити, чи не платить споживач двічі.

У чому суть проблеми

• Окремі цифри є, але немає публічного зведеного розрахунку: як тариф на передачу, тариф на диспетчеризацію, ефект REC, старі борги та інші джерела коштів складаються в одну фінансову картину.
• Без такого розрахунку неможливо перевірити, чи не покривається один і той самий дефіцит кількома механізмами одночасно.

Споживач платить не за назву тарифу, а за його структуру

Для побутових споживачів тариф на передачу або диспетчеризацію не завжди відображається в платіжці як окремий зрозумілий рядок. Але це не означає, що він не впливає на економіку. Для бізнесу ці тарифи є частиною вартості електроенергії. Для операторів систем розподілу вони входять у витратну базу. Для виробників, постачальників і трейдерів вони впливають на кінцеву ціну, комерційні рішення і ліквідність ринку.

Коли в тариф на передачу включені ПСО ВДЕ, технологічні втрати, фінансові витрати, обмеження ВДЕ та повернення кредитів, споживач фактично оплачує не лише послугу транспортування електроенергії. Коли в тариф на диспетчеризацію включається покриття негативного фінансового результату балансуючого ринку, споживач оплачує не лише диспетчерське управління, а й наслідки ринкових дисбалансів.

Це може бути обґрунтовано в умовах війни та кризового енергоринку. Але обґрунтованість не може замінюватися загальними фразами про складний фінансовий стан. Потрібна точна відповідь: що саме фінансується, чому саме в такій сумі, чому саме через цей тариф і чи немає альтернативних або вже задіяних джерел покриття.

Що має бути пояснено перед підвищенням

Перед підвищенням тарифів НКРЕКП та Укренерго мають показати не лише фінальні цифри, а й логіку руху коштів. Мінімальний набір публічного пояснення мав би включати кілька елементів.

По-перше, окремий розрахунок дефіциту за тарифом на передачу: скільки додатково потрібно через технологічні втрати, скільки через ПСО ВДЕ, скільки через фінансові витрати, скільки через обмеження ВДЕ, скільки через кредити та коригування минулих періодів.

По-друге, окремий розрахунок дефіциту за тарифом на диспетчеризацію: яка частина пов’язана з допоміжними послугами, системними обмеженнями, боргами балансуючого ринку, коригуваннями витрат і фінансовими витратами.

По-третє, публічне відображення ефекту REC та інших регуляторних змін. Якщо з 1 квітня 2026 року зміна правил уже має збалансувати доходи та витрати балансуючого ринку, потрібно показати, як саме це зменшило потребу у тарифному покритті.

По-четверте, розмежування старих боргів і поточних витрат. Споживач має бачити, за що він платить сьогодні: за поточну послугу, за минулі дефіцити, за боргове навантаження чи за ринкові політичні зобов’язання.

По-п’яте, механізм повернення надлишку. Якщо фактичні витрати будуть нижчими за прогнозні або якщо регуляторні зміни дадуть більший ефект, має бути зрозуміло, як і коли це зменшить майбутні тарифи.

Питання, які має поставити ринок

• Який точний дефіцит покривається тарифом на передачу, а який — тарифом на диспетчеризацію?
• Які витрати є поточними, а які є погашенням боргів або компенсацією минулих періодів?
• Чи враховано фінансовий ефект регуляторних змін щодо REC у тарифі на диспетчеризацію?
• Які інші джерела надходжень Укренерго вже спрямовуються на ті самі проблеми?
• Що станеться, якщо фактичні витрати у 2026 році будуть нижчими за закладені в тариф?

Отже, Укренерго є критично важливою компанією для енергосистеми України. В умовах війни її витрати не можна ігнорувати. Пошкодження інфраструктури, дефіцити, необхідність резервів, борги, ВДЕ-ПСО і проблеми балансуючого ринку — усе це реальні фактори.

Але саме тому рішення про підвищення тарифів має бути максимально прозорим. Суспільство і ринок мають бачити не лише кінцеву цифру тарифу, а й повну логіку: які проблеми тариф вирішує, які вже вирішуються іншими механізмами, які витрати є тимчасовими, а які постійними, і чи не перекладається на споживача один і той самий дефіцит кількома шляхами одночасно.

Ключове питання не в тому, чи має Укренерго витрати. Має. Ключове питання — чи доведено, що саме такий обсяг додаткових коштів має бути сплачений споживачем через тариф.

Поки НКРЕКП та Укренерго не покажуть єдиний зрозумілий тарифний міст, підвищення тарифів залишатиметься не лише економічним, а й суспільним питанням. Бо споживач має право знати: він платить за реальну послугу, за обґрунтований дефіцит чи за непрозорий кошик витрат, який ніхто не пояснив до кінця.

The post Тарифи Укренерго зростають: за що заплатить споживач і чого не пояснює НКРЕКП first appeared on Energy Club.

Проблема в тому, що прайс-кеп має бути запобіжником, а не ціновим орієнтиром. Це прямо випливає з Методики НКРЕКП: рівень граничних цін має впливати на формування вільної ринкової ціни у мінімальний спосіб. Але коли ринок починає жити “від стелі”, підняття цієї стелі вже не стримує ціни, а дає їм нову офіційно дозволену точку опори. Саме це зараз і відбувається.

За нашими розрахунками на основі наданих даних РДН, середня ціна у 2025 році становила 5,29 тис. грн/МВт·год. У період дії “високих” прайс-кепів з 17 січня по 30 березня 2026 року вона підскочила до 8,59 тис. грн/МВт·год. А після запровадження нижчих диференційованих стель з 31 березня по 22 квітня впала до 5,30 тис. грн/МВт·год — тобто майже повернулася до середнього рівня 2025 року.

Більше того, після 16 квітня — вже на тлі публічної дискусії про нове підвищення — середня ціна РДН за нашими розрахунками зросла ще на 14%, а в нічні години частка годин майже біля чинної стелі підскочила з 37% до 71%. Це ще не доказ маніпуляції. Але це точно достатня підстава не автоматично піднімати стелю, а перевіряти аномальну поведінку ринку.

Найболючіший наслідок такого рішення — небаланси і балансуючий ринок. Саме тут ціновий стрибок миттєво перетворюється на фінансовий тягар. У 2026 році середні втрати на 1 МВт·год негативного небалансу відносно ціни РДН складали 4,3 тис. грн/МВт·год. Для порівняння: у той самий період 2025 року такі втрати складали 1,4 тис. грн/МВт·год. Тобто навіть у зіставному сезонному вікні фінансовий удар по постачальниках вже став втричі сильнішим. Якщо ж цінову стелю знову підняти, ризик ще дорожчих небалансів зростає автоматично.

Саме так і наростає заборгованість. Як повідомляє галузеве видання ExPro, борг «Укренерго» перед учасниками балансуючого ринку зріс до рекордного показника – 30,9 млрд грн, приріст з початку року – 40%. Водночас, борг перед «Укренерго» на балансуючому ринку складає вже 46,3 млрд грн, приріст з початку року – 9,5%. Це вже не проблема окремих компаній, а системний дефіцит ліквідності. У такій ситуації вищі ціни на балансуючому ринку не покращують платіжну дисципліну — вони лише збільшують номінал боргу і ще глибше затягують ринок у кризу розрахунків. Ще в лютому сама НКРЕКП визнавала, що попереднє зростання цін на РДН може призвести до дефіциту ліквідності у постачальників, а очікуваний збиток постачальника “останньої надії” оцінювався приблизно у 75 млн грн за січень і 195 млн грн за січень–лютий 2026 року.

Не витримує перевірки і головний аргумент про нібито критичну необхідність нового підняття прайс-кепів заради імпорту. Комерційний імпорт у квітні 2026 року не зник навіть за нижчих годинних обмежень. Навпаки: за 1–22 квітня його середньодобовий обсяг був більш ніж удвічі вищим, ніж за той самий період 2025 року. Більше того, після 16 квітня, коли ціни на РДН пішли вгору, імпорт не впав, а зріс. Тобто теза “без нового підняття прайс-кепів імпорту не буде” цифрами не підтверджується. Натомість підтверджується інше: підвищення граничних цін не усуває структурних проблем ринку, а просто робить дорожчим їх фінансове покриття. Аргумент про імпорт у рішенні НКРЕКП є, але сам по собі він не доводить необхідності саме такого масштабу підвищення.

Неважко зрозуміти, чому ідея підняття прайс-кепів настільки приваблива для частини власників дорогих пікових і когенераційних установок. Що вища дозволена ціна у пікові години, то швидше окуповуються такі проєкти. Сам по собі розвиток когенерації потрібний системі. Але пришвидшена окупність окремих установок не може оплачуватися всім ринком — через дорожчий РДН, дорожчі небаланси, більші борги і вищі рахунки для споживачів.

Наслідки цього рішення виходять далеко за межі енергоринку. Для постачальників це означає більше оборотного капіталу, більші потреби у фінансовому забезпеченні, вищий ризик дефолтів і меншу здатність тримати конкурентну ціну для клієнта. Для ринку — подальше витіснення менших постачальників і зростання концентрації. Для споживача — дорожчі комерційні пропозиції. Для економіки України — вищу собівартість продукції, більший тиск на бюджети, слабшу конкурентоздатність бізнесу і повільніше відновлення.

Висновок простий: НКРЕКП знову обрала найпростіший і найдорожчий для ринку інструмент — підняти цінову стелю. Замість цього регулятор має зосередитися на трьох речах: на перевірці аномальної цінової поведінки на РДН, на реальному перегляді механізму небалансів і на точкових антикризових рішеннях для імпорту та генерації, які не перекладають системні проблеми ринку на постачальників і споживачів. Підвищувати цінову стелю в ситуації, коли ринок і так починає жити “від стелі”, означає не стабілізувати ринок, а просто легалізувати дорожчу електроенергію.

The post Підвищення прайс-кепів — це не стабілізація. Це легалізація дорожчої електроенергії first appeared on Energy Club.

На перший погляд, ринок сприйняв це спокійно: середньомісячний показник за серпень майже не відрізняється від липневого і навіть нижчий за серпень‑2024. Але якщо подивитися саме на вечірній пік, картина інша: новий ліміт дозволив цінам формуватися вище, ніж вони були б зі старою «стелею». Ми оцінили це простим розрахунком «якби ліміт не підвищували» для годин 18–23.

Як рахували:

Взяли погодинні ціни РДН за серпень‑2025. Для годин 18–23 замінили всі значення, що вище 9 000 грн/МВт·год, на 9 000 (тобто «якби ліміт не підвищували»). Порівняли отриманий рівень із фактичним — по всьому місяцю та окремо у пікові години.

Що вийшло:

• Увесь місяць: фактично 5,188.79 грн/МВт·год проти 4,825.86 за умов старого ліміту; різниця +362.93 грн/МВт·год (≈ 7.5%).
• Вечірній пік (18–23): фактично 9,202.70 грн/МВт·год проти 7,751.00; різниця +1,451.70 грн/МВт·год (≈ 18.7%).
• Частка вечірніх годин із ціною понад 9 000 — 45.2% (84 зі 186).

Чому «середня за місяць» маскує ефект? Нічні та денні години знижують середнє і компенсують вечірні сплески. Однак саме в пікових інтервалах підвищена «стеля» дозволила цінам закріплюватися вище рівнів, які раніше обрізалися лімітом 9 000.

Висновок: вплив є, а заяви «без впливу» — маніпуляція.

Для споживачів це означає дорожчі вечірні години: за умов старого ліміту середня ціна у піку була б нижчою на 1,452 грн/МВт·год, а загальна середньомісячна — на ~363 грн/МВт·год. Твердження про «відсутність впливу» спираються лише на місячну середню і ігнорують подорожчання саме тоді, коли попит найбільший.

The post Вплив підвищення прайс-кепів на ціну РДН: аналіз серпня first appeared on Energy Club.