Нові правила ЄС для підключення генерації: що це означає для українського енергобізнесу

Європейська комісія перезапускає технічний регламент, який на найближчі роки визначить, на яких умовах будь-який генератор, накопичувач чи зарядна станція з функцією віддачі енергії в мережу може під'єднатися до електромережі в ЄС – Regulation on Requirements for Grid Connection of Generators, або RfG 2.0. 

Консультації щодо проєкту завершилися 25 серпня. За даними порталу Європейської комісії, ухвалення заплановане на IV квартал 2026 року.

Кого і як стосуватиметься новий регламент, які в нього закладені ризики та як бізнес рекомендує ЄК скоригувати його норми до фінального ухвалення – Mind розповіла Катерина Концур, експертка з енергетики, Razom We Stand.

Кого стосується новий регламент

Україна як договірна сторона Енергетичного співтовариства зобов’язана імплементувати мережеві кодекси ЄС, включені до acquis Енергетичного співтовариства. Вимоги до приєднання генеруючих установок були включені до цього acquis 2018 року, а в українське регулювання вони імплементовані насамперед через Кодекс системи передачі. Ці вимоги також відображені в Кодексі систем розподілу.

Версія RfG 2.0 рано чи пізно теж стане частиною українського законодавства. Тому зміни європейського технічного регламенту щодо приєднання генерації мають безпосереднє значення і для України: правила, що зараз дописують у Брюсселі, за кілька років стануть операційним середовищем для будь-якого українського проєкту генерації, зберігання енергії чи зарядної інфраструктури – незалежно від того, хто зараз бере участь у консультаціях, а хто ні.

Найвідчутнішими нові правила RfG 2.0 будуть для таких чотирьох категорій учасників ринку:

• Розробники сонячних, вітрових і накопичувальних проєктів. Правила вперше комплексно визначають вимоги до гібридних об’єктів, де генерація поєднується з накопичувачем. Важливо не лише те, що встановлено на майданчику, а й те, як розраховується його максимальна потужність для цілей приєднання: від цього залежатиме технічна категорія об’єкта та відповідно набір вимог до його роботи в мережі та процедура приєднання.
• Виробники та постачальники обладнання (інверторів, систем накопичення енергії та зарядної інфраструктури для електромобілів). RfG 2.0 передбачає більш уніфікований європейський підхід до технічної відповідності та сертифікації обладнання із залученням ENTSO-E і європейського об’єднання операторів систем розподілу електроенергії (EU DSO Entity). Для двонаправленої зарядки електромобілів (V2G) передбачений окремий перехідний механізм: його вимоги діятимуть протягом п’яти років, поки не буде напрацьовано постійний підхід.
• Оператори мереж і великі генеруючі компанії. Через нові вимоги до здатності генерації підтримувати стабільність мережі. Одна з ключових новацій – grid-forming: здатність інверторного обладнання самостійно формувати та підтримувати параметри напруги й частоти мережі. Для великих об’єктів відповідні вимоги застосовуватимуться безпосередньо, тоді як для менших установок їхнє впровадження відбуватиметься поетапно відповідно до національних дорожніх карт.
• Інвестори та програми фінансування відбудови. RfG 2.0 робить більш передбачуваними технічні умови доступу нової генерації до мережі. Чіткіші правила щодо категоризації об’єктів, гібридних установок, технічної відповідності та обмеження потужності безпосередньо впливатимуть на строки, вартість і ризики підключення нових проєктів. Для України це особливо важливо, оскільки саме правила приєднання визначатимуть, наскільки швидко розподілена генерація, накопичувачі та гібридні енергетичні системи зможуть масштабуватися.

Спірні положення RfG 2.0: що пропонує ринок

Оскільки RfG 2.0 наразі залишається проєктом, його фінальні положення ще можуть змінитися. Під час консультацій учасники ринку та профільні організації запропонували низку уточнень, які можуть впливати на економіку майбутніх енергетичних проєктів.

У консультаціях Єврокомісії взяли участь 117 учасників – оператори мереж, виробники обладнання, енергетичні компанії, галузеві асоціації та НГО, але лише єдина організація з України – Razom We Stand. У багатьох незалежних поданнях повторюються ті самі застереження: вимоги до grid-forming мають залежати від реальних потреб мережі, критерії «суттєвої модернізації» варто звузити, а строки впровадження – збільшити. Є також питання до надмірних технічних вимог для малих об’єктів. 

Це показує, що дискусія стосується не окремих інтересів, а майбутніх правил для всього європейського енергоринку. Розглянемо докладніше – на формулювання яких норми та чому потрібно буде звернути бізнесу у фінальному документі. 

Як рахувати потужність гібридних об’єктів. Проєкт не встановлює єдиного підходу для об’єктів, де генерація та накопичувач мають одну точку приєднання. Наприклад, сонячна станція на 10 МВт із батареєю на 8 МВт може формально вважатися об’єктом на 18 МВт, хоча фактично віддає в мережу не більше 10 МВт. Це може означати жорсткіші вимоги та дорожче приєднання. 

Razom We Stand і WindEurope пропонують у технічному регламенті встановити, що рахувати потужність треба за максимальним контрактним потоком у точці приєднання.

Модернізація без зайвих витрат. За чинною пропозицією значна модернізація може призвести до застосування нових технічних вимог до всього об’єкта. Тобто встановлення батареї на пошкодженій станції може вимагати заміни й обладнання, яке справно працює. 

Пропонується застосовувати нові вимоги лише до модернізованої частини, якщо оператор мережі не обґрунтує інше. Це здешевить і пришвидшить поетапне відновлення та нарощування потужностей, що є зараз критично важливим критерієм в умовах воєнних дій в Україні.

Простіші процедури для серійних рішень. Для програм, які встановлюють десятки однакових систем «сонце + накопичувач», важливо мати можливість проходити сертифікацію та погодження пакетом, а не для кожного об’єкта окремо. Такий підхід скоротить бюрократію, строки реалізації і вартість фінансування масштабних програм.

Прозорі черги на підключення. Інвесторам потрібна відкрита інформація не лише про дерогації, а й про черги на підключення та причини обмеження потужності. Це дозволить точніше прогнозувати, коли проєкт почне генерувати електроенергію та доходи, і зменшить ризики, які сьогодні закладаються у вартість фінансування.

Чіткі правила для локальних енергосистем. У законодавстві ЄС досі немає окремого статусу для мікромереж – наприклад, систем із сонячною генерацією, накопичувачем і можливістю автономної роботи. Пропонується використати вже наявні у RfG 2.0 поняття «острівного режиму» та «замкненої розподільної системи», а для малих об’єктів Type A/B запровадити спрощену процедуру дерогацій. 

Для бізнесу це означатиме менше індивідуальних погоджень із мережевими операторами, коротші строки та більш прогнозовану вартість проєктів. Рішення для лікарень, водоканалів чи підприємств можна буде масштабувати як стандартний продукт, а не щоразу погоджувати з нуля.

Стійкість критичної інфраструктури. Чинна методологія оцінює вартість відключень однаково для всіх споживачів. Треба враховувати критичність об’єктів – лікарень, водоканалів, теплопостачання та зв’язку – і дозволити заздалегідь погоджувати їхній перехід в автономний режим під час аварій. 

Це дасть проєктам резервної і розподіленої генерації чіткіше економічне обґрунтування для банків, донорів та інвесторів. Для розробників це також створить зрозумілий технічний стандарт: гарантований і юридично закріплений перехід критичного об’єкта на автономне живлення.

Які терміни запровадження нових правил

Єврокомісія планує ухвалити регламент у IV кварталі 2026 року. Проєкт передбачає 24 місяці на впровадження вимог для генераторів і 36-48 місяців – для обладнання електромобілів. Отже, ключовий горизонт – 2028–2029 роки. 

Але українському бізнесу варто готуватися вже зараз, особливо якщо проєкти розраховують на європейський ринок, донорське фінансування або подальшу інтеграцію з енергоринком ЄС. І також проаналізувати фінальний текст щодо озвучених спірних положень проєкту та з метою адаптації в українських реаліях.