Індонезія планує швидко нарощувати системи акумуляторного накопичення енергії BESS на тлі зростання попиту на електроенергію майже з 500 ТВт·год у 2025 році до близько 800 ТВт·год у 2035 році. За оцінкою Міжнародного енергетичного агентства, реалізація запланованого портфеля BESS потребуватиме близько $5 млрд інвестицій.

Головною проблемою є не нестача капіталу, а відсутність достатньої кількості придатних для фінансування проєктів

Державний енергетичний план RUPTL 2025-2034 передбачає введення 69 ГВт нових енергетичних потужностей, зокрема 6 ГВт автономних систем накопичення та 3,6 ГВт гібридних комплексів сонячної генерації з BESS.

Низьковуглецеві технології у 2025 році становлять менш як 10% встановленої потужності PLN, але на них припадає три п’ятих запланованого приросту потужностей у RUPTL. Системи BESS мають забезпечувати вирівнювання навантаження, допоміжні послуги, інтеграцію сонячної та вітрової генерації й доступ до низьковуглецевої електроенергії у віддалених регіонах.

МЕА вважає, що основним бар’єром для розвитку BESS є обмежений портфель проєктів, які можуть отримати фінансування, а не дефіцит капіталу. Інвестори зацікавлені в секторі, однак відсутність спеціального регулювання, особливо для автономних BESS, погіршує прогнозованість довгострокових грошових потоків.

Понад 25% майбутніх потужностей мають розвивати приватні виробники

PLN переважно відповідатиме за автономні накопичувачі для підтримки національної мережі, тоді як гібридні сонячні проєкти з BESS здебільшого передаватимуть незалежним виробникам електроенергії.

Із приблизно 6 ГВт автономних BESS майже 90% заплановано в регіонах Суматри, Яви, Мадури та Балі. У першій половині періоду RUPTL третина витрат припадатиме на Калімантан, де планують майже 0,6 ГВт автономних систем для нової столиці Нусантари. У другій половині періоду три п’ятих витрат припадатимуть на Яву, Мадуру та Балі, де PLN планує близько 3,5 ГВт накопичення.

МЕА також зазначає, що заміна дизельної генерації PLN гібридними системами сонячної генерації та BESS може зменшити витрати на імпортне пальне та залежність від коливань його цін.

Сектору потрібно близько $560 млн щороку

Середня потреба в інвестиціях у BESS становитиме майже $560 млн на рік у 2026-2034 роках. Приватний сектор має забезпечити близько $2 млрд.

За розглянутими МЕА структурами фінансування, комерційні кредитори можуть надати приблизно $2,5 млрд, або половину загальної потреби. На державне фінансування припадає близько $2,3 млрд, а міжнародне публічне фінансування — близько $275 млн.

Окремо МЕА оцінює потребу у грантах і пільгових кредитах міжнародних та внутрішніх державних фінансових установ приблизно у $460 млн — майже 10% загальних інвестицій. Для перших автономних BESS заміна комерційного боргу пільговим фінансуванням може знизити необхідні платежі за доступність потужності приблизно на 6%.

Вартість капіталу для BESS сягає 9-11%

Регуляторна невизначеність і дозвільні процедури є головними чинниками вартості капіталу для BESS в Індонезії. За даними МЕА, середньозважена вартість капіталу для таких проєктів перебуває в діапазоні 9-11%.

Для гібридних установок уже створено початкову нормативну основу, яка дозволяє незалежним виробникам повертати витрати на генерацію та накопичення через договори купівлі електроенергії з PLN. Для автономних BESS відсутність аналогічного регулювання залишається найбільшою перешкодою для фінансування.

МЕА оцінює, що автономним BESS для забезпечення необхідної комерційної дохідності потрібні стабільні платежі за потужність на рівні $111-297 за кВт на рік. Додавання накопичувачів до сонячних проєктів підвищує ціну договорів купівлі електроенергії приблизно на $8-18 за МВт·год залежно від регіону.

МЕА пропонує починати з пілотних проєктів і поступово відмовлятися від пільгового капіталу

Серед ключових заходів агентство називає уточнення правил оплати послуг BESS, стандартизацію договорів, визначення ролі накопичувачів у мережі, підтримку перших автономних і гібридних проєктів, а також запуск демонстраційних установок у регіонах із найбільшою потребою в накопиченні.

Пільгові кредити, гарантії, субординований борг і гранти мають використовуватися для конкретних ризиків перших проєктів, але з чіткою стратегією подальшого виходу. МЕА наголошує, що пільгове фінансування не повинно замінювати створення довгострокового регуляторного середовища.

Джерело: Terminal. За матеріалами: International Energy Agency, Financing Battery Energy Storage Systems in Indonesia.

17 вересня 2026 року в Києві відбудеться форум «Енергія Свободи: Стійкість та нові можливості ринку систем накопичення енергії в Україні».

У центрі дискусії — економіка проєктів BESS, регулювання, банківське фінансування, технології та використання накопичувачів для підвищення енергетичної стійкості бізнесу й критичної інфраструктури.

Ринок накопичення переходить від резервного живлення до повноцінної бізнес-моделі

Організатор форуму Energy Club визначає головною метою об’єднання бізнесу, інвесторів, регуляторів і представників держави для обговорення практичних кроків розвитку ринку систем накопичення енергії. Захід триватиме з 10:00 до 14:00.

Один із ключових блоків стосуватиметься того, як зробити BESS — системи акумуляторного накопичення енергії — економічно життєздатним бізнесом в Україні. Учасники розглядатимуть можливість поєднання кількох джерел доходу: балансувального ринку, допоміжних послуг, цінового арбітражу, власного споживання та резервного електроживлення.

Окремо планується обговорити окупність накопичувачів в умовах нестабільного ринку, регуляторні зміни для залучення інвестицій та практичні результати перших реалізованих в Україні проєктів.

Банки оцінюватимуть не батарею, а грошовий потік і ризики

Друга панель форуму присвячена створенню «банківського» проєкту BESS — такого, що може отримати фінансування та бути юридично й технологічно реалізованим.

Учасники розглянуть, яким умовам має відповідати проєкт для отримання банківського фінансування, як банки оцінюють окупність, грошові потоки та ризики, а також які юридичні моделі потрібні для роботи систем накопичення на ринку електроенергії.

До переліку практичних питань також входять:

• приєднання до мережі, ліцензування, комерційний облік і договірне оформлення;
• визначення потужності, ємності та конфігурації системи;
• гарантії, сервіс, безпека та відповідальність постачальників і підрядників;
• типові помилки під час підготовки та реалізації проєктів.

Накопичувачі розглядають як інструмент стійкості для різних секторів

Форум орієнтований не лише на енергетичні компанії. Для промисловості накопичувачі розглядаються як засіб забезпечення безперервності критичних технологічних процесів і захисту обладнання. Для аграрного сектору — як інструмент стабільного електропостачання під час сезонних робіт, сушіння та зберігання продукції.

Для ритейлу й логістики акцент зроблено на безперервній роботі холодових ланцюгів, складів і касових систем. Для громад та критичної інфраструктури — лікарень, шкіл, водоканалів і зв’язку — системи накопичення розглядаються як елемент енергетичної стійкості та збереження базових послуг.

У дискусії візьмуть участь представники енергетики, банків і юридичного сектору

Серед заявлених учасників — засновник і CEO ENEY Андрій Коболєв, CEO IKNET Юрій Подоляк, CEO Panorama Group Віталій Шевченко, комерційна директорка CPG Energy Ольга Романюк, керівник Energo Group Сергій Гармашев, представники ПУМБ та Ощадбанку, юридичної компанії FEDOTOV&PARTNERS, EDS Engineering and Investment Group, Voltage Group і Livoltek.

Модераторами панелей заявлені віцепрезидент Energy Club Валерій Безус та віцепрезидент Energy Club Артем Мартинюк, який у серпні 2023 — вересні 2025 року виконував обов’язки генерального директора АТ «Українські розподільні мережі».

Ключове питання — як перетворити BESS на інвестиційний актив

Програма форуму показує, що ринок систем накопичення в Україні дедалі більше переходить від теми резервного живлення до комплексної економічної моделі. У центрі уваги — здатність проєкту одночасно забезпечувати енергетичну автономність, працювати на ринку електроенергії та формувати прогнозований грошовий потік.

Саме поєднання технологічної надійності, зрозумілої правової моделі, доступу до ринків електроенергії та банківського фінансування визначено серед ключових умов подальшого розвитку BESS в Україні.

Джерело: Energy Club.

The Times 19 липня повідомила, що Велика Британія влітку 2026 року кілька разів наближалася до відключень через те, що Національний оператор енергосистеми NESO недооцінив ризик спеки. За даними видання, 23 червня, коли температура сягала 34,6°C, система протягом 26 хвилин працювала нижче безпечного порогу, а аварійні дії коштували £11,2 млн за один день.

Ключовими факторами стали різке зростання попиту через кондиціонери та вентилятори, слабка вітрова генерація і напруження в європейських енергосистемах. У пікові вечірні години газові електростанції забезпечували 52% виробництва електроенергії. Це показало, що за низького вітру й високого попиту саме газова генерація знову стає критичним джерелом системної гнучкості.

Ризики

Головний ризик — недооцінка системного дефіциту в годинах пікового навантаження. Якщо в сусідніх європейських зонах одночасно зростає попит і падає ВДЕ-генерація, імпортна електроенергія дорожчає, а фактична арбітражна маржа може бути знищена витратами на перетин, балансування та небаланси.

Джерело: Terminal. За матеріалами: The Times.

Financial Times повідомила, що виконавчий директор Міжнародного енергетичного агентства Фатіх Біроль назвав повільну електрифікацію Європи «major mistake». За даними видання, частка електроенергії в кінцевому споживанні енергії в Європі становить близько 23%, тоді як у Китаї, Японії та Південній Кореї цей показник перевищує 30%. ЄС, за матеріалом FT, прагне досягти 32% до 2030 року.

У повідомленні також ідеться про майбутні ініціативи ЄС: податкові стимули для електроенергії, підтримку теплових насосів та електромобілів, а також спробу обмежити ціну електроенергії відносно газу, щоб пришвидшити промислову декарбонізацію. Водночас FT зазначила, що ключовими обмеженнями залишаються високі ціни на електроенергію та перевантажені електромережі. Біроль наголосив на потребі розширювати й модернізувати мережеву інфраструктуру для інтеграції ВДЕ.

Що це означає для ринку

Це не короткостроковий сигнал РДН, але це важлива регуляторна рамка для майбутньої економіки арбітражу. Якщо ЄС рухатиметься до дешевшої електроенергії відносно газу й стимулюватиме електрифікацію попиту, змінюватиметься форма навантаження, роль мережевих обмежень, попит на гнучкість і економіка BESS. Для України це важливо через інтеграцію з ринком ЄС і залежність імпортно-експортного арбітражу від сусідніх зон.

Ризики

Головний ризик — зростання електрифікованого попиту швидше, ніж модернізація мереж. У такому сценарії навіть збільшення ВДЕ не гарантує нижчої короткострокової ціни: вузькі місця мережі, потреба в балансуванні й вартість резервів можуть підтримувати високу волатильність погодинних цін.

«Повільна електрифікація Європи — велика помилка», — заявив виконавчий директор Міжнародного енергетичного агентства Фатіх Біроль, за повідомленням Financial Times.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Financial Times.

Reuters повідомило, що організатори Tour de France скоротили дев’ятий етап перегонів на 30 км через екстремальну спеку: маршрут зменшили зі 185,5 км до 155,5 км після червоного попередження Meteo-France для департаменту Коррез. У цьому ж повідомленні Reuters зазначило, що Західна Європа пережила найспекотніший червень за всю історію спостережень, а спека вже змушувала французькі атомні реактори знижувати виробництво.

Для ринку електроенергії ключовим є не сам спортивний епізод, а підтвердження продовження погодного стресу в Західній Європі. Французька атомна генерація має значення для регіонального балансу: коли висока температура води обмежує охолодження реакторів, скорочується доступність базової генерації та потенційно змінюється експортна позиція Франції. Це впливає на сусідні ринкові зони та може посилювати вечірні піки в умовах високого попиту на охолодження.

Що це означає для ринку

Для українських учасників ринку цей сигнал важливий як індикатор ризику європейських спредів. Якщо Франція скорочує атомну генерацію, сусідні ринки можуть отримати менше дешевого ресурсу, а ціна в години пікового попиту сильніше залежатиме від гнучкої генерації, імпорту та балансуючих ресурсів. У таких умовах середньодобова ціна менш інформативна, ніж погодинний профіль РДН і ВДР.

Ризики

Основний ризик — хибна оцінка імпортного або експортного вікна через недооцінку погодного впливу на атомну генерацію. Для арбітражу важливо відокремлювати денні години з високою сонячною генерацією від вечірніх годин, коли сонце зникає, попит на охолодження ще високий, а система потребує дорожчої гнучкості.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Reuters не подає ці атаки як окрему новину ринку електроенергії, однак для українського ринку вони мають системне значення через воєнний ризик для графіків споживання, локальних мереж і прогнозу навантаження. У вихідні дні ринкова ліквідність і так нижча, ніж у робочі дні, а пошкодження інфраструктури або аварійні обмеження можуть змінювати фактичний профіль споживання вже після закриття частини ринкових позицій.

Що це означає для ринку

Для РДН і ВДР головним є ризик розходження між прогнозним і фактичним споживанням. Якщо після ударів виникають локальні обмеження, аварійні відключення або зміна роботи великих споживачів, це може збільшувати небаланси й потребу в коригуванні позицій ближче до години поставки. Для арбітражу це підвищує значення ВДР і балансуючого ринку порівняно з початковим розрахунком на РДН.

Ризики

Ключовий ризик — недооцінка воєнного фактора в короткостроковому прогнозі попиту. Для учасників ринку важливо не переносити звичайний вихідний профіль споживання на дні з атаками без додаткової перевірки повідомлень операторів, локальних обмежень і фактичної доступності інфраструктури.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

12 липня The Guardian повідомило, що найбільшу громадську сонячну електростанцію Великої Британії Derril Water у північному Девоні зупинили в перший літній сезон роботи через ризик «thermal overload» у місцевій мережі. За даними видання, National Energy System Operator оцінив ризик як достатньо значний, щоб відключити ключовий super-grid transformer, після чого National Grid обмежив виробництво сонячної генерації в районі.

Проєкт Derril Water почав виробляти електроенергію у вересні 2025 року. Зупинка, за оцінкою The Guardian, може коштувати майже 10 000 членам кооперативу близько £2 млн втраченого літнього доходу. Видання також зазначило, що проблема не пов’язана з технічною роботою самої СЕС: вузьким місцем стала локальна мережа, яка не була своєчасно модернізована для приймання надлишкової сонячної генерації у довгі сонячні дні.

Що це означає для ринку

Це приклад того, як висока частка сонячної генерації без достатньої мережевої спроможності створює не лише технічну, а й цінову проблему. Для ринків із високою часткою ВДЕ денний профіцит може не реалізуватися як дешевий ресурс для споживача, якщо мережа не здатна прийняти генерацію. Для українського ринку цей сигнал важливий у контексті майбутнього розвитку розподіленої генерації, промислових СЕС і BESS: без мережевої гнучкості дохідність сонячного профілю може бути знижена примусовими обмеженнями.

Ризики

Головний ризик — обмеження генерації в години низької або від’ємної ціни, коли сонячний ресурс мав би формувати арбітражний сигнал для накопичувачів, гнучкого споживання або внутрішньодобового ринку. Якщо учасник ринку не враховує локальні мережеві обмеження, розрахункова маржа ВДЕ або BESS може не реалізуватися фізично.

Джерело: Terminal. За матеріалами: The Guardian.

9 липня Reuters повідомив, що Європейський Союз готує пакет політик і фінансових схем для переведення більшої частини економіки з нафти й газу на електроенергію. За проєктом Єврокомісії, який має бути оприлюднений 17 липня, Брюссель планує встановити ціль щодо мінімальної частки електроенергії в загальному кінцевому енергоспоживанні ЄС до 2040 року.

Проєкт передбачає стимули для електромобілів, теплових насосів, побутових батарей і промислових процесів, що переходять із викопного палива на електрику. Єврокомісія також розглядає скорочення ПДВ на household batteries, EVs and heat pumps, запуск аукціону фінансування для промислових проєктів, які виробляють тепло за допомогою електроенергії та ВДЕ, а також поступове згортання субсидій на викопне паливо.

Що це означає для ринку

Це не короткостроковий сигнал РДН, але це регуляторний сигнал для попиту, гнучкості та накопичувачів. Якщо електрифікація транспорту, опалення й промислового тепла пришвидшиться, зростатиме роль погодинних тарифів, батарей, demand response і внутрішньодобової оптимізації.

Ризики

Основний ризик — нерівномірне зростання електричного навантаження без достатньої гнучкості та мережевої адаптації. Для ринку це може означати сильніші вечірні піки, більшу цінову волатильність і вищу цінність накопичувачів енергії.

«В епоху повторюваної геополітичної турбулентності та волатильних глобальних ринків енергетично незалежний Союз, заснований на чистій, достатній, внутрішній, кібербезпечній і доступній енергії, є питанням суверенітету», — йдеться у проєкті Єврокомісії.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

9 липня Reuters повідомив із посиланням на Copernicus Climate Change Service, що Західна Європа пережила найтепліший червень за всю історію спостережень. Середня температура регіону в червні становила 20,74°C, що більш ніж на 3°C вище за середній показник 1991–2020 років. Copernicus також зафіксував другий найтепліший червень у світі та рекордно високі червневі температури поверхні моря.

Reuters прямо зазначив, що екстремальна спека наприкінці місяця порушувала електропостачання і закривала школи. За даними національних органів, під час червневої хвилі спеки у Франції, Бельгії, Іспанії та Нідерландах було зафіксовано понад 4 700 надлишкових смертей.

Що це означає для ринку

Для ринку електроенергії цей факт важливий не як кліматична довідка, а як підтвердження повторюваного погодного режиму, який впливає на попит, доступність генерації та мережеву інфраструктуру. Якщо спека повторюється кілька разів за сезон, підвищується значення погодинного прогнозу, внутрішньодобового коригування та резервів гнучкості.

Головний ризик — систематичне недооцінювання спеки як фактора короткострокового ціноутворення. Для торгівлі це означає ризик небалансів, особливо в години, коли споживання на охолодження залишається високим, а сонячна генерація вже знижується.

«Червень 2026 року показав, наскільки глибоко змінюється клімат. Результат — дедалі інтенсивніші хвилі спеки, постійно теплий океан і зростання ризиків для людей, екосистем та інфраструктури в Європі й за її межами», — заявила Саманта Берджесс, стратегічна керівниця Європейського центру середньострокових прогнозів погоди.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

9 липня The Guardian повідомив, що один із реакторів АЕС Golfech біля Тулузи тимчасово зупинили через екстремальну спеку. За повідомленням EDF, температура води в річці Гаронна після кількох спекотних днів мала досягти 28°C у п’ятницю. Другий реактор станції також був зупинений на технічне обслуговування.

Ця подія має пряме ринкове значення: зупинка атомного блоку зменшує доступність базової генерації у Франції саме в період підвищеного попиту через спеку. Вона також підтверджує, що погодний ризик для атомної генерації не є абстрактним — він уже переходить у фізичні обмеження роботи енергоблоків.

Що це означає для ринку

Для РДН і ВДР це сигнал уважніше оцінювати не лише прогноз температури повітря, а й умови охолодження теплової та атомної генерації. Коли обмеження води збігаються з піковим попитом, ціна може реагувати не лінійно, а через короткі цінові стрибки у дефіцитні години.

Ризики

Ризик для арбітражу — хибна оцінка доступної генерації в сусідніх зонах. Формально встановлена потужність може залишатися високою, але фактична доступність блоку знижується через температуру води, екологічні обмеження або ремонт.

Джерело: Terminal. За матеріалами: The Guardian.