2026 рік може стати переломним для українського енергетичного ринку. Інтеграція до європейського енергетичного простору вже перестала бути стратегічною метою на майбутнє — вона набуває форми конкретних законодавчих змін, нових правил роботи ринку та підвищених вимог до його учасників. Ця стаття підготовлена за підсумками VI Конференції з енергетичного права, яка відбулася сьогодні у Києві, та доповнена коментарями її учасників — представників державних органів, енергетичних компаній, бізнесу і юридичної спільноти щодо практичних викликів інтеграції українського енергоринку до внутрішнього ринку ЄС.
1. Чому інтеграція енергоринку України з ЄС є ключовою реформою 2026 року
23 квітня 2026 року Україна зробила найбільший крок до об’єднання свого ринку електроенергії з внутрішнім ринком ЄС після синхронізації з ENTSO-E у 2022 році. Закон закладає правові механізми для поступового об’єднання українського ринку «на добу наперед», внутрішньодобового та балансуючого ринків із європейськими платформами. Водночас початок повноцінного об’єднання залежатиме від завершення імплементації європейських правил та перевірки законодавства України Європейською комісією і Секретаріатом Енергетичного Співтовариства.
НКРЕКП уже затвердила комплексний план реалізації закону, який передбачає понад 200 регуляторних заходів. Серед них — впровадження market coupling, нових правил балансування, розвитку послуг гнучкості, агрегації, управління попитом та нормативного врегулювання діяльності номінованих операторів ринку електроенергії (NEMO).
Під час конференції перший заступник Міністра енергетики України Артем Некрасов наголосив на необхідності поєднання законодавчих змін із формуванням сприятливих умов для інвестицій: «Поряд із гармонізацією національного законодавства з вимогами ЄС важливими передумовами прискорення розвитку енергетичної галузі є вдосконалення договірних механізмів, зокрема використання моделей гарантованого викупу електроенергії, розширення доступу до фінансування та запровадження ефективних інструментів страхування воєнних ризиків.»
Головне значення реформи полягає у зміні механізмів функціонування енергоринку: формування оптових цін, правил міждержавної торгівлі, балансування системи та конкуренції між учасниками ринку.
Після впровадження market coupling український ринок працюватиме за спільними з країнами ЄС правилами визначення ринкової ціни та розподілу міждержавної пропускної спроможності. Це сприятиме розвитку конкуренції, але водночас зробить український ринок більш чутливим до цінових коливань на європейському ринку.
На конференції ці зміни прокоментував генеральний директор АТ «Оператор ринку» Олександр Гавва: «Market coupling — це насамперед зміна принципу формування ціни. Український ринок поступово переходить від ізольованого ціноутворення до моделі, у якій ціна визначатиметься з урахуванням попиту, пропозиції та доступної міждержавної пропускної спроможності в інтегрованому європейському просторі. Це означає більш ефективний розподіл ресурсів, але водночас — більшу залежність внутрішнього ринку від ситуації на суміжних європейських ринках».
Саме тому ця реформа є однією з найважливіших у процесі вступу України до ЄС. Вартість електроенергії впливає на собівартість продукції, конкурентоспроможність бізнесу та рівень цін в економіці. Для населення наслідки залежатимуть від подальшої державної політики щодо ПСО, субсидій і переходу до економічно обґрунтованого ціноутворення.
Саме практичним аспектам цих змін була присвячена VI Конференція з енергетичного права, учасники якої обговорили перспективи market coupling, нову судову практику, «зелені» аукціони, агрегацію та інші механізми інтеграції України до внутрішнього енергетичного ринку ЄС.
2. Які законодавчі зміни набрали чинності
Основним нормативним актом реформи став Закон України №4834-IX від 7 квітня 2026 року. Він частково переніс до українського законодавства норми європейського пакета інтеграції ринку електроенергії та змінив правову архітектуру галузі за кількома напрямами:
- Створено основу для market coupling. Закон передбачив майбутнє об’єднання українського ринку «на добу наперед» і внутрішньодобового ринку з відповідними сегментами внутрішнього ринку ЄС. Розподіл міждержавної пропускної спроможності та проведення торгів мають відбуватися в межах узгоджених європейських процедур.
- Запроваджено інститут NEMO. Номінований оператор відповідатиме за організацію торгів у межах об’єднаного ринку та виконання функцій, необхідних для market coupling. Закон допускає призначення одного або кількох таких операторів. 7 липня 2026 року НКРЕКП затвердила процедуру їх призначення, моніторингу та припинення повноважень.
- Розширено участь споживачів у ринку. Закон закріпив механізми агрегації та реагування попиту. Це створює правову основу для об’єднання навантаження або генерації кількох учасників в один портфель і продажу їхньої гнучкості на ринку.
- Змінено підхід до безпеки постачання. Передбачено оцінювання достатності ресурсів, підготовку планів готовності до ризиків, застосування механізмів забезпечення потужності та регіональну координацію у кризових ситуаціях.
- Розширено повноваження НКРЕКП і оператора системи передачі. Регулятор має адаптувати правила ринку та мережеві кодекси, призначати NEMO і взаємодіяти з європейськими регуляторними органами. Оператор системи передачі отримує нові функції щодо міждержавного балансування, розрахунку пропускної спроможності та участі в регіональній координації.
Коментуючи розвиток агрегації, керівник відділу регуляторної політики ПрАТ «Укргідроенерго» Олександр Гречко зазначив: «Чим більше на ринку розподілених енергетичних ресурсів, тим вищий ризик хаосу між його учасниками. Саме агрегатор об’єднує численних невеликих виробників, споживачів і накопичувачі енергії в єдиний керований портфель, забезпечуючи їхню координацію та ефективну інтеграцію в ринкові процеси.»
3. Нові правила функціонування енергетичного ринку
У новій моделі змінюється не лише порядок торгівлі електроенергією, а й розподіл комерційних та операційних ризиків між учасниками ринку.
Перший ризик — ціновий. Після інтеграції з європейськими спотовими ринками ціна в Україні більшою мірою залежатиме від погодинного співвідношення попиту і пропозиції в сусідніх торговельних зонах, доступності міждержавних перетинів, обсягів відновлюваної генерації та аварійності енергосистем. Market coupling не встановлює єдиної ціни для всіх держав, але створює механізм її зближення, коли між зонами є достатня пропускна спроможність.
Другий ризик — ризик пропускної спроможності. Можливість імпорту або експорту визначатиметься не лише бажанням сторін укласти угоду, а й результатами регіонального розрахунку доступної потужності перетинів. За мережевих обмежень учасник не зможе розраховувати, що цінова різниця між Україною та сусіднім ринком буде повністю використана.
Третій ризик — небаланс. Чим більша частка сонячної та вітрової генерації, тим складніше точно передбачити фактичний погодинний відпуск. Для виробників це створює потребу у точніших прогнозах, доступі до внутрішньодобової торгівлі, накопичувачах або роботі в складі балансуючої групи.
Четвертий ризик — ліквідність. Вихід нових операторів торговельних платформ може посилити конкуренцію, однак розподіл учасників між кількома майданчиками потенційно здатен фрагментувати ліквідність. Водночас європейська модель передбачає взаємодію операторів ринку в межах спільного алгоритму, а не створення ізольованих бірж. Для України має бути призначений щонайменше один NEMO, причому європейська модель допускає роботу декількох операторів у межах однієї торговельної зони.
П’ятий ризик — договірний. Учасникам доведеться переглянути договори постачання, купівлі-продажу, агрегації та участі в балансуючих групах. Особливого значення набудуть умови про розподіл вартості небалансів, зміну ринкових правил, зупинення торговельної платформи, обмеження міждержавної пропускної спроможності та порядок обміну даними. Таким чином, нові правила створюють ширші можливості для торгівлі, але одночасно перекладають на учасників більше відповідальності за прогнозування, управління портфелем і договірне врегулювання ризиків. Переможцями реформи будуть не обов’язково найбільші компанії, а учасники, здатні швидко обробляти дані, коригувати торговельні позиції та використовувати гнучкі ресурси.
4. Юридичні ризики для учасників ринку
Перехід до європейської моделі торгівлі електроенергією створює для учасників ринку не лише нові комерційні можливості, а й значний масив юридичних ризиків. Їх джерелом є поетапний характер реформи: Закон №4834-IX уже діє, однак для його практичної реалізації НКРЕКП має прийняти понад 200 підзаконних актів. До завершення цього процесу окремі права, обов’язки та процедури залишатимуться недостатньо деталізованими.
Регуляторна невизначеність. Основним ризиком є неодночасне набрання чинності новими правилами. Зміни до Правил ринку, Правил ринку «на добу наперед» і внутрішньодобового ринку, Кодексу системи передачі та інших актів можуть прийматися в різні строки. Учасникам доведеться постійно перевіряти, які положення закону вже можуть застосовуватися безпосередньо, а які потребують додаткового нормативного регулювання.
Окрема невизначеність пов’язана зі строками запуску market coupling. Сам факт ухвалення Закону №4834-IX не є достатнім для об’єднання ринків. Перед початком процедури Європейська комісія та Секретаріат Енергетичного Співтовариства мають перевірити повноту й відповідність імплементації європейського пакета, а норми, несумісні з правом ЄС, мають бути скасовані або змінені.
Ризик зміни договірного балансу. Чинні договори купівлі-продажу, постачання, агрегації, участі в балансуючих групах і надання послуг можуть не враховувати нових правил. Особливої уваги потребують положення про:
- розподіл вартості небалансів;
- зміну регуляторного режиму;
- обмеження міждержавної пропускної спроможності;
- припинення або зупинення торгів;
- відповідальність за некоректні заявки та прогнозні дані;
- доступ до комерційної та технічної інформації;
- порядок перегляду ціни після зміни правил ринку.
Загального застереження про зміну законодавства може бути недостатньо. У договорі бажано визначити, які саме регуляторні події є підставою для перегляду умов, хто несе додаткові витрати та яким є порядок припинення договору, якщо його виконання втратить економічний сенс.
Ліцензійний і комплаєнс-ризик. Поява нових видів діяльності та нових учасників вимагатиме чіткого розмежування між постачанням, трейдингом, агрегацією, зберіганням електроенергії та наданням допоміжних послуг. Помилкова кваліфікація діяльності може призвести до роботи без належної ліцензії, порушення ліцензійних умов або застосування санкцій Регулятора.
Ризик спорів щодо небалансів і розрахунків. Із посиленням ролі погодинного прогнозування зростатиме кількість спорів щодо даних комерційного обліку, обсягів небалансу, розрахунку його вартості та розподілу відповідальності всередині балансуючих груп. Для учасника вирішальне значення матимуть не лише умови договору, а й можливість відтворити весь ланцюг даних: прогноз, торговельну заявку, фактичний відпуск або споживання, показники обліку та остаточний розрахунок.
Ризики ринкової поведінки. Інтеграція також посилює вимоги до прозорості оптової торгівлі та запобігання маніпулюванню ринком. Компаніям необхідно контролювати використання інсайдерської інформації, порядок подання заявок, економічне обґрунтування торговельних стратегій та комунікацію між трейдерами, виробничими підрозділами і посадовими особами. Отже, юридична підготовка до реформи не може обмежуватися моніторингом нормативних актів. Учасникам ринку необхідно провести аудит ліцензій, договорів, процедур обміну даними, систем внутрішнього контролю та правил взаємодії всередині балансуючих портфелів.
Інса Антіпова, директор з юридичного консалтингу CORREGGIO CONSULTING LTD, зазначила: «Для роботи на інтегрованому європейському ринку трейдеру недостатньо лише отримати ліцензію. Вирішальними є три складові: по-перше, ефективний комплаєнс — контроль за використанням інсайдерської інформації, запобігання маніпулюванню ринком і дотримання регуляторних вимог; по-друге, стандартизація договірної роботи із застосуванням міжнародних типових договорів, зокрема EFET; по-третє, достатнє фінансове забезпечення, включаючи кредитоспроможність, гарантії виконання зобов’язань і ліквідність для здійснення торговельних операцій.»
5. Практичні рекомендації для енергетичних компаній, трейдерів та інвесторів
Інтеграція українського ринку електроенергії до внутрішнього ринку ЄС вимагатиме від учасників не лише адаптації бізнес-моделі, а й комплексної юридичної підготовки. Доцільно вже сьогодні зосередитися на кількох практичних напрямах:
- Провести аудит чинних договорів купівлі-продажу електроенергії, постачання, трейдингу, балансуючих груп, агрегації та управління накопичувачами. Особливу увагу варто приділити умовам про небаланси, зміну регуляторного середовища, форс-мажор, порядок перегляду ціни та відповідальність сторін.
- Оцінити відповідність ліцензійної моделі фактичній діяльності компанії. Запровадження нових ринкових механізмів може вимагати перегляду структури групи компаній, внутрішніх договорів та корпоративного управління.
- Інвестувати у цифрові системи прогнозування, погодинного обліку та управління торговельним портфелем. У новій моделі саме якість даних дедалі більше визначатиме фінансовий результат.
- Створити внутрішні процедури енергетичного комплаєнсу, включаючи контроль використання комерційно чутливої інформації, перевірку торговельних стратегій та моніторинг виконання вимог НКРЕКП.
- Інвесторам доцільно оцінювати проєкти вже з урахуванням майбутньої інтеграції з ринком ЄС. Це стосується не лише генерації, а й накопичувачів енергії, керованого попиту, цифрових сервісів, агрегації та інших напрямів, попит на які зростатиме разом із розвитком нової ринкової моделі.
Андрій Герус, Голова Комітету ВерховноїРади України з питань енергетики та житлово-комунальних послуг, підкреслив: «Розвиток децентралізованої генерації є одним із ключових чинників енергетичної стійкості України, оскільки зменшує залежність від великих генеруючих об’єктів і магістральної інфраструктури, які залишаються пріоритетними цілями під час воєнних атак. Водночас інвестиції потребують прозорих, однакових для всіх правил приєднання до мережі. Саме чітке регулювання та ефективний контроль НКРЕКП мають запобігти необґрунтованим затримкам, дискреційним рішенням і корупційним ризикам при входженні нових гравців на ринок.»
Європейська інтеграція українського енергетичного ринку є незворотним процесом, який змінюватиме не лише правила торгівлі електроенергією, а й підходи до регулювання, фінансування, конкуренції та соціального захисту споживачів. Повноцінна імплементація європейських правил вимагатиме значної роботи та створить нові можливості для юристів, економістів, фінансистів, технічних спеціалістів, інвесторів і підприємців. Водночас, якщо український ринок не сформує достатньої кількості власних висококваліфікованих фахівців і конкурентоспроможних компаній, значну частину цих можливостей можуть зайняти іноземні гравці.
Тому євроінтеграція енергетики потребує не лише нормативної адаптації, а й консолідації держави, бізнесу та професійної спільноти. Водночас розвиток конкурентного ринку має поєднуватися із соціальною функцією енергетики, щоб витрати реформи не стали надмірним тягарем для українських споживачів і бізнесу. Успіх реформи залежатиме від здатності України не лише імплементувати право ЄС, а й сформувати власну професійну та підприємницьку спроможність для роботи на інтегрованому європейському енергетичному ринку.
