Цей аналітичний документ розглядає стан енергетичної системи України напередодні літнього періоду 2025-2026 років, оцінює ключові ризики та висвітлює потенційні сценарії забезпечення енергетичної безпеки в умовах війни. Основою аналізу є спроба застосування методології Європейської мережі операторів систем передачі електроенергії (ENTSO-E), що враховує принципи короткострокової та сезонної ресурсної достатності енергосистем.
Перед входом в літній сезон енергосистема України перебуває в стані відновлення після складної зими, під час якої російські удари пошкодили 9 ГВт генеруючих потужностей. Водночас Україна активно готується до ОЗП 2026/2027, відновлюючи пошкоджену, підключаючи розподілену генерацію та ремонтуючи мережі. Відкритим питанням є відновлення та захист ТЕЦ, які є не тільки критично важливими об’єктами взимку, а й необхідною системі генерацією влітку, особливо в періоди планових ремонтів блоків АЕС.
Входження у зимовий сезон 2025-2026 рр. характеризувалося дефіцитом потужностей, зношеністю обладнання, обмеженнями в системах передачі та розподілу та критичною залежністю від імпорту електроенергії з країн ЄС. Водночас, тривають ремонти пошкоджених електростанцій та введення в експлуатацію нової розподіленої потужності (мета уряду – відновити 6 ГВт потужностей до старту опалювального сезону та запустити 1,5 ГВт розподіленої генерації до кінця року). У зв’язку з цим, існує оптимізм щодо покращення ситуації з доступністю генеруючої потужності протягом літа відносно оцінок, зроблених станом на травень, у межах підготовки Summer Electricity Outlook 2026, що може впливати на результати оптимістичного та базового сценаріїв.
Сценарії проходження літнього періоду:
Головним ризиком та загрозою енергетичній безпеці в Україні залишається пошкодження енергетичного обладнання внаслідок російських атак. Саме тому застосування методології ENTSO-E, яка встановлює підходи до оцінки короткострокової та сезонної достатності, є частково нерелевантними, оскільки в Україні показники ймовірності втрати навантаження (LOLP) та відсутності постачання електроенергії (EENS) є найвищими з можливих і в окремих регіонах наближаються до 1 (або 100%). Тому різниця в обраних сценаріях в цьому аналітичному документі буде полягати не тільки в різних припущеннях щодо температурних режимів, але й в різних оцінках щодо пошкодження електрообладнання.
Два попередніх роки істотно відрізнялися за обома факторами – кількістю масованих обстрілів та середньодобові температури:
■ Літо 2024 року – значна кількість масованих атак та перевищення максимальної температури повітря +35°C майже по всій території України. За оцінками DiXi Group, через пошкодження енергетичної інфраструктури протягом весни-літа 2024 року відсоток годин із застосуванням графіків погодинних відключень склав 65,6% в червні, 78,2% в липні та 20,8% в серпні.
■ Літо 2025 року – без значної кількості масованих обстрілів енергетичної інфраструктури та з помірною погодою (дві хвилі спеки – в липні та серпні, максимальні температури не перевищували показники 2024 року). Відключення мали переважно аварійний характер і стосувались окремих регіонів (наслідки негоди, пошкодження мережевої інфраструктури після російських атак).
Джерело: оцінки DiXi Group
Відповідно до методології ENTSO-E, для оцінки сезонної достатності використовуються такі показники:
■ LOLE (Loss of Load Expectation) – очікувана втрата навантаження, виражена в годинах протягом періоду, коли наявних ресурсів недостатньо для задоволення попиту;
■ LOLP (Loss of Load Probability) – ймовірність втрати навантаження, виражена у відсотках часу, коли ресурсів буде недостатньо для задоволення попиту;
■ EENS (Expected Energy Not Served) – очікуваний обсяг енергії, що не постачатиметься через дефіцит ресурсів, виражений у ГВт·год;
■ APM (Adequacy Probability Margin) – показник ймовірності достатності (сума APM і LOLP дорівнює 100%).
Базові припущення для всіх сценаріїв:
■ Тривалість літнього періоду: 1 червня – 31 серпня 2026 р. (92 доби, 2 208 годин); ■ Пікові години споживання: 18:00-24:00 у робочі дні, 18:00-22:00 у вихідні; ■ Мінімальні години споживання: 01:00-06:00;
■ Максимальна пропускна спроможність для імпорту: 2,1 ГВт.
Сценарій 1: відсутність нових обстрілів енергосистеми при помірному температурному режимі
Сценарій фіксує стан на кінець квітня 2026 року, коли частина пошкодженого обладнання була відновлена після обстрілів. В Україні для вирівнювання графіків навантаження історично використовувалась теплова генерація, яка станом на весну 2026 року була суттєво пошкоджена, а також частина гідрогенерації, частково відновлена після обстрілів.
Для оцінки достатності генеруючих потужностей було розглянуто умовний літній сценарій із навантаженням 14,5 ГВт. Цей показник обрано як верхню межу можливого попиту в окремі години літнього періоду та використано для перевірки стійкості енергосистеми за підвищеного рівня споживання. В критичні для системи години може бути залучена аварійна допомога – імпорт (до 250 МВт) та використано резерв маневрової генерації. Незначні обсяги також можуть бути покриті за рахунок УЗЕ. Водночас отриманий результат не є характерним для всіх літніх умов. За нижчих рівнів навантаження, зокрема близько 13 ГВт, потреба в залученні ГАЕС суттєво зменшується, а баланс потужності може бути забезпечений без виникнення дефіциту. Дефіцит може виникати за умов недоступності імпорту та маневреної генерації – ТЕС, ТЕЦ, когенераційних установок, ГАЕС.
Показник LOLP за відсутності нових обстрілів та помірної температури не буде перевищувати 5%. Очікувана втрата навантаження може виникати протягом 60-90 годин за літній сезон, переважно в години пікового навантаження, після зменшення виробітку СЕС та підвищеним рівнем споживання . Очікуваний обсяг енергії, що не постачатиметься (EENS) – до 50 ГВт⋅год.
В зонах, наближених до лінії фронту або кордону з рф/білоруссю, зокрема в Донецькій, Харківській, Сумській, Чернігівській, Запорізькій, Херсонській, Миколаївській та Одеській областях, показник LOLP та ENS буде значно вищим. Для управління дефіцитом НЕК «Укренерго» застосовуватиме примусове обмеження споживання кінцевих споживачів.
Ризики. Залежно від графіку ремонтної кампанії «Енергоатома» в певний період в системі будуть відсутні більше ніж 2 блоки АЕС, тобто доступна потужність АЕС може бути менша 5 ГВт. Минулого року виведення атомної генерації в ремонти частково компенсувалось за рахунок ТЕС та ТЕЦ. Частка ТЕЦ в структурі генерації складала 10-11%. Станом на травень 2026 року, внаслідок пошкоджень, в системі недостатньо відновленої потужності ТЕЦ аби забезпечити такий рівень виробництва, а роботу розподіленої газової генерації наразі важко спрогнозувати для цілей компенсації виведених в ремонт блоків АЕС.
У сценарії закладено, що 0,9 ГВт навантаження покривається за рахунок ВДЕ. У дні зі зниженою ефективністю ВДЕ зберігається резерв пропускної спроможності для імпорту, а також можливості балансування системи за рахунок ГАЕС, УЗЕ та залучення «Укренерго» резервних маневрених потужностей теплової генерації. Ризики зберігаються через неможливість спрогнозувати доступність ГЕС та ГАЕС, зокрема рівень наповненості водосховищ протягом літнього періоду. Можливість залучення імпорту обмежується дією прайс-кепів та максимальною пропускною спроможністю. У разі подальшої дестабілізації на ринку або зростання цін в країнах ЄС (зокрема через внутрішній дефіцит потужностей) понад 300 Євро/МВт·год, обсяги комерційного імпорту можуть суттєво скоротитися.
Сценарій 2: відсутність нових обстрілів енергосистеми, значне зростання споживання через підвищення середньодобової температури
Аналогічно попередньому, сценарій фіксує стан на кінець квітня 2026 року, коли частина пошкодженого обладнання відновлена після обстрілів. Зростання споживання прийнято на рівні 1-1,3 ГВт відносно сценарію помірного температурного навантаження. Для підрахунку кількості днів аномальної спеки обрано 2024 рік, який характеризувався більш репрезентативними для даного сценарію температурними піками.
Для розрахунку прийнято припущення щодо залучення імпорту в обсязі 80% від дозволеної пропускної спроможності. Такий підхід враховує, що імпорт може бути економічно неефективним (зокрема через наявність прайс-кепів, які обмежують можливість комерційного імпорту, якщо ціни на електроенергію в країнах ЄС перевищують встановлений рівень прайс-кепів) а також те, що в країнах ЄС за умов підвищення температурного режиму може бути обмежений ресурс для експорту.
За підвищення середньодобової температури не вдасться уникнути застосування погодинних відключень електроенергії, дефіцит може виникнути навіть вночі при мінімальному навантаженні.
У 2024 році можна визначити 3 хвилі спеки (коли температура вище 30°C трималась декілька днів) тривалістю від 4 до 9 днів. Загальна кількість днів аномальної спеки прийнята для цього сценарію – 20 днів. В такі дні ймовірність втрати навантаження близька до 100%. За безхмарної погоди ситуація буде покращуватись в денні години у зв’язку з роботою СЕС, тому для розрахунку LOLP ми виключили 115 годин протягом спеки – з 11:00 по 16:00 в робочі дні та з 10:00 по 18:00 у вихідні. Для всіх інших днів прийнято припущення, що втрата навантаження може бути лише в періоди пікового навантаження.
За таких припущень, показник LOLP становить 38%. Очікувана втрата навантаження буде спостерігатись у 846 годинах впродовж періоду з 1 червня до 31 серпня 2026 року. Показник ймовірності достатності (АРМ) становить 62%. Очікуваний обсяг енергії, що не постачатиметься (EENS), становить ~1 ТВт⋅год.
Сценарій залишає запас гнучкості в роботі теплової генерації – за припущенням в пікові години працюватиме 80% встановленої потужності, в години мінімального навантаження – 56%. Для мінімізації обсягів енергії, що не постачатиметься, «Укренерго» може залучати аварійну допомогу та включати максимальний обсяг доступної генерації. Навіть за такої ситуації в пікові години у спеку не вдасться уникнути дефіциту, однак можна мінімізувати його в години мінімального навантаження та зменшити кількість споживачів, до яких застосовуватимуться примусові відключення. Додатково, для управління дефіцитом «Укренерго» застосовуватиме графіки погодинних відключень.
Ризики. Для даного сценарію, аналогічно Сценарію 1, зберігаються ризики пов’язані з втратою навантаження під час виходу в ремонти одразу трьох блоків АЕС. Ризики також зберігаються через неможливість на сьогодні спрогнозувати доступність ГЕС та ГАЕС, включаючи наповненість басейнів ГАЕС протягом літа, оскільки ГАЕС є важливим інструментом балансування системи. В даному сценарії генерація ГЕС та ГАЕС нижча порівняно зі Сценарієм 1, через припущення, що в періоди затяжної спеки рівень води у річках і басейнах ГАЕС знижується.
Сценарій 3: подальше руйнування маневрової генерації та мережевої інфраструктури, значне зростання споживання через підвищення середньодобової температури
Аналогічно до попереднього сценарію, зростання споживання прийнято на рівні 1-1,3 ГВт відносно Сценарію 1. Зниження генерації АЕС зумовлене включенням в сценарій випадків пошкодження обладнання системи передачі та відповідним розвантаженням блоків. Сценарій також враховує нові пошкодження ТЕС, ТЕЦ та ГАЕС.
Так само як і в попередньому сценарії, кількість днів спеки прийнято на основі оцінки 2024 року. Загальна кількість днів аномальної спеки прийнята для цього сценарію – 20 днів. У такі дні ймовірність втрати навантаження близька до 100%. Обсяг енергії, що не постачатиметься, буде залежати від масштабів та конкретних днів обстрілів. Об’єктивно дати оцінку цим подіям неможливо, тому EENS для даного сценарію не оцінюється.
У дні помірного температурного режиму дефіцит потужності зменшуватиметься, за умови оперативних ремонтів трансформаторів та іншого обладнання системи передачі, повернення блоків АЕС та ТЕС в роботу, можна уникнути дефіциту в денні години (за рахунок генерації СЕС), вихідні дні та нічні години. Є ризик обмеження залучення імпорту через пошкодження пропускної спроможності.
«Укренерго» застосовуватиме графіки відключень, однак ситуація буде відрізнятись по регіонах в залежності від структури пошкоджень, температурного режиму по регіонах, а також роботи розподіленої генерації. У години пікового навантаження можливе одночасне застосування до чотирьох черг відключень.
Матеріал підготовлено ГО «ДІКСІ ГРУП» за підтримки Міжнародного фонду «Відродження» у межах проєкту «Посилення стійкості енергетики України». Матеріал відображає позицію авторів і не обов’язково відображає позицію Міжнародного фонду «Відродження».