Продаж електроенергії орендарям без ліцензії: що насправді дозволили у 2026 році

Уявіть власника промислової бази. На території чотири орендарі, спільна підстанція, один договір з обленерго. Щомісяця він отримує рахунок за електрику, ділить його між орендарями і перевиставляє. І щоразу бухгалтер нервово питає: а це взагалі законно?

Питання не дурне. Формально перепродаж електроенергії - це постачання, а постачання без ліцензії заборонене. Роками власники бізнес-центрів, промзон і складських комплексів жили в цій сірій зоні, перевиставляючи рахунки «за собівартістю» і сподіваючись, що ніхто не придивиться.

У серпні 2026 року НКРЕКП відкрила в цій стіні двері. Але значно вужчі, ніж розлетілось у переказах. І, як з'ясується далі, відчинили їх насправді ще навесні.

Коротко, якщо немає часу читати все

• Зміни внесено постановою НКРЕКП від 11.08.2026 № 1360, чинною з 13 серпня 2026 року.
• Саме право з'явилось не у серпні, а ще 11 березня 2026 року - у частині 9 статті 30-1 Закону «Про ринок електричної енергії». Серпнева постанова дала йому робочу процедуру. Тому «щойно дозволили» - неточність.
• Оператор установки зберігання енергії (УЗЕ) може продавати електроенергію споживачам за договором купівлі-продажу, і це не потребує ліцензії на постачання. Зверніть увагу: норма знімає саме ліцензійну вимогу, а не називає операцію «не постачанням».
• Але лише якщо електроустановки покупця мають спільну точку приєднання з накопичувачем і організовано комерційний облік.
• «Спільна точка приєднання» - це не «сусід через паркан». Це конкретна схема підключення. Саме тут більшість переказів новини вводить в оману.
• Режим резервного електрозабезпечення пов'язаних осіб не новий - він діє з січня 2024 року. Постанова додала до нього лише виняток для біомаси і біогазу.
• Тією ж постановою активним споживачам на спрощеній системі дозволено отримувати за відпущену енергію гроші замість взаємозаліку.
• Практичний висновок: вікно відкрилось насамперед для власників майданчиків з орендарями і для схем «накопичувач від третьої особи на території споживача».

Як було до серпня 2026

Щоб оцінити масштаб зміни, треба розуміти, наскільки щільно ця зона була закрита.

Перепродаж = постачання. Закон «Про ринок електричної енергії» у статті 1 пункті 141 визначає постачання як продаж, включно з перепродажем. А стаття 8 частина 1 вимагає на постачання ліцензію. Тобто перевиставлення рахунку орендарю щонайменше породжувало суперечку про те, чи є це постачанням.

Власник мереж - це «основний споживач». Якщо через ваші мережі енергію отримують інші споживачі, ви за статтею 49 частиною 1 стаєте основним споживачем, а частина 3 тієї ж статті зобов'язує укласти з оператором системи розподілу договір про спільне використання електричних мереж.

А за певного масштабу мережі можуть визнати малою системою розподілу. За статтею 49 частиною 4 Регулятор може класифікувати мережі саме так за одночасного виконання п'яти умов - серед них приєднана потужність не менше 1000 кВт, набута за приєднанням, завершеним уже після набрання чинності відповідним законом, обмежена територія об'єктів користувачів і власність оператора на ці мережі. Після такої класифікації діяльність підлягає повноцінному ліцензуванню.

Зверніть увагу на слово «може»: це дискреція НКРЕКП, а не автоматичний наслідок перевищення 1000 кВт. Формула «від мегавата - отже ліцензія» юридично неточна, хоч і кочує галузевими сайтами.

Легальні інструменти при цьому існували - зокрема інститут субспоживача з договором про спільне використання технологічних електричних мереж, режим резервного електрозабезпечення, пряма лінія. Найближчим до схеми «обладнання інвестора на майданчику споживача» була частина 7 статті 58-1: якщо генеруюча установка або накопичувач належать третій особі та приєднані до мереж споживача, продаж енергії цьому споживачеві не є постачанням і ліцензії не потребує. Але це працювало для схеми «одна станція - один споживач», а не для майданчика з кількома орендарями.

Що саме змінилось

Джерело змін - постанова НКРЕКП від 11 серпня 2026 року № 1360 «Про затвердження Змін до деяких постанов НКРЕКП». Її оприлюднили 12 серпня, і вона набрала чинності 13 серпня 2026 року.

Зверніть увагу на деталь, яка вже породила плутанину: постанова одна, а не дві. На сайті регулятора вийшли дві новини, 11 і 12 серпня, і в переказах вони перетворились на «два рішення». Насправді це різні блоки того самого документа, який одночасно змінює Правила роздрібного ринку електричної енергії і Порядок продажу та обліку електроенергії активних споживачів.

Спершу те, чого не пишуть у переказах

Постанова № 1360 не створила права оператора накопичувача продавати енергію - воно вже було в законі. Вона запустила те, що вже п'ять місяців лежало без робочої процедури. А от два інші режими, про які нижче, вона таки додала.

Право оператора накопичувача продавати енергію споживачеві зі спільною точкою приєднання з'явилось у частині 9 статті 30-1 Закону «Про ринок електричної енергії» - її додав Закон № 4777-IX від 10 лютого 2026 року, чинний з 11 березня 2026. Формулювання в законі і в новому пункті Правил збігаються майже слово в слово.

Тобто справжній перелом стався ще навесні. А в серпні норма нарешті отримала робочий механізм: до цього в Правилах роздрібного ринку не було процедури, і на практиці скористатись правом було важко.

Для бізнесу це навіть краща новина, ніж «щойно дозволили». Норма живе вже п'ять місяців, встигла пройти обговорення, і тепер під неї є прописаний порядок. Це не сирий експеримент.

Тепер по суті. Для нашої теми важливі дві норми.

Перша. Оператор УЗЕ отримав власний режим продажу. Правила роздрібного ринку доповнено новим пунктом 2.4.7:

«Оператор установки зберігання енергії має право здійснювати електрозабезпечення електроустановок споживача, що мають спільну точку приєднання до мереж оператора системи розподілу або оператора системи передачі, за умови організації комерційного обліку відповідно до вимог Кодексу комерційного обліку. Продаж такому споживачу електричної енергії від такого оператора установки зберігання енергії здійснюється за договором купівлі-продажу та не потребує отримання ліцензії на постачання електричної енергії споживачу.»

Дзеркальна норма з'явилась і в пункті 11.2.8, де формулювання ще точніше: точка приєднання має бути спільною саме з установкою зберігання енергії. Одночасно оператора УЗЕ прибрали з режиму резервного електрозабезпечення і дали йому окремий, власний режим.

Друга. Уточнено режим резервного електрозабезпечення від альтернативних джерел. Тут треба бути точним, бо в переказах цю норму подають як нову, а вона не нова.

Право виробника живити електроустановки пов'язаних осіб на одній земельній ділянці або на ділянках зі спільними межами існує ще з січня 2024 року. Тоді ж було встановлено й умови: відсутність генеруючих установок на об'єктах пов'язаних осіб, технічні засоби, що унеможливлюють одночасне живлення від виробника і від мережі, та організований комерційний облік. І тоді ж було прямо записано, що такий продаж за Договором про резервне електрозабезпечення не є постачанням і ліцензії не потребує.

Постанова № 1360 додала до цього режиму виняток для біомаси і біогазу: там ділянки можуть бути розділені ділянками, які використовують пов'язані особи, а також залізницями, автодорогами, трубопроводами, лініями електронних комунікацій чи лініями електропередачі. Решта умов не змінилась.

Головна пастка: що таке «спільна точка приєднання»

Ось де переказ новини перетворюється на дезінформацію. Фраза «тепер можна продавати сусідам і орендарям» звучить так, ніби йдеться про географію. Насправді йдеться про схему підключення.

Право приєднати в одній точці приєднання одночасно генерацію, зберігання і споживання закріплене частиною 12-1 статті 21 Закону «Про ринок електричної енергії». Її додав Закон № 4213-IX від 14 січня 2025 року, а Закон № 4777-IX від 10 лютого 2026 року виклав у новій редакції.

Норма передбачає важливу технічну поблажку: сумарна встановлена потужність може перевищувати дозволену потужність у точці приєднання. А от фактична потужність відпуску в мережу і фактична потужність відбору з неї перевищувати дозволену не можуть.

І тут же захована норма, яка руйнує найпопулярнішу схему обходу. Пункт 4 тієї ж частини 12-1 встановлює: якщо до мереж одного суб'єкта господарювання приєднані електроустановки інших суб'єктів, то для цілей ліцензування виробництва або зберігання враховується сумарна встановлена потужність усіх генеруючих і накопичувальних установок на одній площадці вимірювання, незалежно від їх власника. Тобто розділити обладнання між кількома юрособами, щоб кожна лишилась під порогом, не вийде - потужності складуть.

Що це означає на практиці? Ваш орендар підпадає під норму не тому, що він поруч, а тому, що його електроустановки приєднані в тій самій точці, що й накопичувач. Якщо в нього власне окреме приєднання до обленерго і власний договір - це не спільна точка приєднання, і норма на нього не поширюється.

Тобто це працює для промбази зі спільною підстанцією, для бізнес-центру з єдиним вводом, для індустріального майданчика. І не працює для «сусіднього заводу через дорогу», хоч би як близько він стояв.

⚠️ Одразу застереження, і воно важливе. Словосполучення «спільна точка приєднання» зустрічається в усіх Правилах роздрібного ринку рівно один раз - у самому пункті 2.4.7. Ні Правила, ні Закон його не тлумачать, роз'яснень Регулятора поки немає. Викладене вище - наше прочитання норми, і саме тому конкретну конфігурацію варто узгоджувати з оператором системи розподілу до того, як вкладати гроші.

Поряд є інший інструмент - пряма лінія (стаття 25), яка з'єднує генерацію виробника з установками споживача безпосередньо. Але вона потребує погодження з НКРЕКП, електричного розділення джерел живлення і окремого комерційного обліку. Це складніший шлях, і плутати його зі спільною точкою не варто.

Чого зміни НЕ дозволяють

Це та частина, якої не буде в оптимістичних переказах. Але саме вона рятує від дорогих помилок.

Окремо про зелений тариф: заборона вужча, ніж здається

У частині 12-1 статті 21 є обмеження, яке легко прочитати надто широко. Право приєднувати додаткові установки в одній точці не поширюється на об'єкти виробників, до яких застосовуються механізми стимулювання за статтею 9-1 (це власне «зелений» тариф) і статтею 9-2 (надбавка за використання обладнання українського виробництва) Закону «Про альтернативні джерела енергії», а також на об'єкти з договором про ринкову премію. Але лише за умови, що таке приєднання призводить до збільшення потужності цих об'єктів.

І тут головне, що майже завжди губиться в переказах: обмеження стосується виключно приєднання додаткових установок, призначених для виробництва електроенергії. Установки зберігання під нього не підпадають.

Для проєктів, де накопичувач ставлять поруч із діючою станцією на зеленому тарифі, це принципова різниця. Додати генерацію не можна, додати накопичувач - можна.

Бонус, який лишився непоміченим: гроші замість взаємозаліку

Та сама постанова № 1360 містить зміну, яку майже не згадують, хоча для малого бізнесу вона може виявитись важливішою за все інше.

Досі активний споживач, який віддавав надлишок у мережу, отримував не гроші, а взаємозалік - зменшення власного рахунку. Тепер розрахунки можна вести без взаємозаліку: за загальною нормою - за взаємною згодою сторін, а для суб'єктів господарювання на спрощеній системі оподаткування це прописано окремо. Вартість відпущеної електроенергії постачальник перераховує активному споживачеві до 15-го числа місяця, наступного за розрахунковим.

Різниця принципова. Взаємозалік має стелю: більше, ніж ви спожили, він вам не поверне. Пряма оплата такої стелі не має.

Але у цієї опції є ціна, і про неї варто знати заздалегідь. У примірних договорах прямо зазначено: якщо взаємозалік не здійснюється, розрахунки проводяться з урахуванням вартості послуг з передачі та розподілу. Тобто мережева складова, яку взаємозалік «з'їдав» автоматично, у прямій оплаті стає видимою статтею витрат. Що вигідніше - треба рахувати під конкретний профіль споживання.

Окремо уточнено ще одну важливу річ: до обсягу відпущеної активним споживачем електроенергії зараховується енергія, вироблена генеруючими установками третіх осіб, приєднаними до мереж цього споживача і не спожита ним. Це прямо стосується схем, де станція належить інвестору, а не підприємству.

Чому це взагалі цікаво з точки зору грошей

Тепер найважливіше питання: навіщо власнику майданчика ця конструкція, якщо орендарі й так купують енергію в постачальника.

Відповідь у структурі рахунку. Кіловат для підприємства складається не лише з ціни самої енергії. Туди входять тариф на передачу, тариф на розподіл і маржа постачальника.

Станом на серпень 2026 року для підприємства на універсальній послузі повна ціна становить приблизно 10-11 грн за кВт·год з ПДВ для другого класу напруги і близько 7,5-8 грн для першого; розкид залежить від регіону. Але одразу застереження: універсальна послуга доступна лише малим непобутовим споживачам з приєднаною потужністю до 50 кВт. Власник промбази з кількома орендарями під ці критерії, найімовірніше, не підпадає, і ціну треба брати з вільного ринку.

Якщо ви на вільному ринку з прив'язкою до біржової ціни, серпень виявився дорогим: індекс ринку на добу наперед за перші двадцять днів серпня становив 7 277 грн за МВт·год, це приблизно на 60% вище за аналогічний період липня. У такому разі повна ціна для другого класу виходить радше 11-16 грн з ПДВ, типово 13-14.

Мережева складова теж зростає: тариф на передачу з 1 серпня 2026 року становить 928,45 грн за МВт·год без ПДВ, що на 25% більше за попередній період. Тариф на розподіл для другого класу коливається у більшості операторів систем розподілу від 1,02 до 4,14 грн за кВт·год без ПДВ - різниця між регіонами понад чотириразова, і саме вона часто визначає, чи має проєкт сенс.

Частки сильно плавають залежно від регіону і типу договору. Розклад із чинних серпневих тарифів для другого класу напруги дає приблизно 57% на енергію, 41% на мережу і 2% на маржу постачальника - але там, де тариф на розподіл низький, мережева частка падає удвічі. Для клієнта універсальної послуги структура ще інша, бо постачальник купує ресурс дешевше за поточний спот.

Головне тут не точний відсоток, а сам факт: мережева складова - це десятки відсотків рахунку, і саме її внутрішня схема дозволяє не платити на тому обсязі, який покривається власною генерацією або накопичувачем.

Ключова деталь, заради якої все й будується: за частиною 7 статті 58-1 при продажу споживачеві енергії від установок третіх осіб, приєднаних до його мереж, плата за розподіл і передачу такої електроенергії не сплачується. Енергія не виходить у зовнішню мережу, тож і платити за її транспортування нема за що.

Але ця пільга не безумовна, і саме тут проєкти найчастіше спотикаються. Щоб вона працювала, за тією ж частиною 7 потрібно виконати чотири умови:

1. встановлена потужність кожної установки третьої особи не перевищує дозволену потужність споживача за вирахуванням його власних установок;
2. споживач купує весь обсяг виробленого або відпущеного;
3. споживач укладає договір купівлі-продажу за механізмом самовиробництва;
4. споживач набуває статусу активного споживача.

І саме звільнення стосується лише цього обсягу, а не всієї енергії, яку підприємство бере з мережі.

Друга економічна деталь стосується саме накопичувачів. За частиною 10 статті 58-1 активний споживач із накопичувачем сплачує за передачу і розподіл окремо на обсяг, спожитий з мережі, і окремо на абсолютну величину різниці між місячним відбором і місячним відпуском накопичувача. Простими словами - мережеві тарифи нараховуються на чисту різницю за місяць, а не на весь обсяг заряду. У режимі щоденного циклювання ця різниця близька до втрат циклу, але якщо накопичувач за місяць нетто заряджався, вона буде помітно більшою.

Друге речення цієї норми зазвичай не цитують, а воно вирішальне: «в іншому випадку» плата нараховується на загальний обсяг спожитої з мережі енергії. Що саме є «іншим випадком», закон не розшифровує. Найімовірніше йдеться про відсутність роздільного обліку накопичувача, якого вимагає частина 5 тієї ж статті - але офіційного роз'яснення Регулятора поки немає, і це варто мати на увазі.

Скільки коштує накопичувач

Щоб розмова була предметною, ось орієнтири за відкритими прайсами українських дилерів станом на серпень 2026 року.

Готова промислова система на літій-залізо-фосфаті (LFP) коштує приблизно 10-12,5 тис. грн за кВт·год ємності з ПДВ. Монтаж і пусконалагодження додають орієнтовно 10-15%, тобто під ключ виходить 11-14,5 тис. грн за кВт·год. Система на 200 кВт·год - це приблизно 2,2-2,9 млн грн.

Одразу важливе застереження про метод. Порівнювати накопичувачі за ціною кіловат-години ємності - це найгрубіший з можливих підходів, і ринок ним зловживає. Дві системи з однаковою ціною за кВт·год можуть відрізнятися вдвічі за вартістю збереженої енергії протягом життя, бо в ціну входить або не входить перетворювач, різняться циклічний ресурс, глибина розряду, гарантія і швидкість заряду. Система за 8 тис. грн за кВт·год із ресурсом 4 000 циклів дорожча за життєвий цикл, ніж за 11,5 тис. з ресурсом 8 000. Тому при порівнянні комерційних пропозицій питайте не ціну за кВт·год, а гарантований ресурс у циклах, глибину розряду і чи входить у комплект перетворювач.

Дві речі, про які рідко пишуть у комерційних пропозиціях.

Перша: ціни у 2026 році зростають, а не падають. Комірки LFP подорожчали приблизно на 20% від низини кінця 2025 року і станом на серпень коштують близько 0,36 юаня за Вт·год. Карбонат літію з початку 2026 року додав близько чверті: у травні ціна сягала приблизно 195 тис. юанів за тонну, у другій половині серпня трималась близько 150 тис. Ринок волатильний, тож ціну варто фіксувати заздалегідь, а не орієнтуватись на торішні прайси.

Друга: ККД системи не 95%. Ці 95 відсотків - показник на рівні батарейного пака за постійним струмом, і він справді такий. Але вас цікавить ефективність повного циклу від мережі до мережі, а вона помітно нижча. Американська національна лабораторія NREL у своїх моделях бере 85%, PNNL наводить 86% на рівні перетворювача і 82,6% з урахуванням трансформатора. Паспорти нового обладнання заявляють більше, подекуди понад 93%, але це показник для нової системи за ідеальної температури.

Простими словами: зі 100 кВт·год, узятих із мережі на заряд, назад у мережу ви отримаєте приблизно 85-90 кВт·год.

І ще одне, чого немає в жодній комерційній пропозиції. Наведені відсотки справедливі для системи, яка регулярно циклюється. Якщо накопичувач більшу частину доби простоює в резерві, реальна ефективність падає значно нижче: власні потреби системи, охолодження і керування працюють постійно, а перетворювач на малих потужностях втрачає більше. У польових вимірюваннях для режимів із тривалим простоєм ефективність опускалась істотно нижче за 80%. Для резервного сценарію це варто закладати в розрахунок одразу.

Кому це реально відкриває можливість

Власникам майданчиків з орендарями. Промбази, бізнес-центри, складські комплекси, індустріальні парки зі спільним вводом. Тут вікно відкрилось найширше: можна легально продавати орендарям енергію з накопичувача за договором купівлі-продажу.

Виробництвам із пов'язаними компаніями поруч. Норма про резервне електрозабезпечення пов'язаних осіб на суміжних ділянках закриває типову ситуацію, коли група компаній сидить на одній території під різними юрособами.

Тим, хто ставить накопичувач від третьої особи. Схема, за якої обладнання належить інвестору, а не підприємству, тепер має ще один законний контур продажу.

А ось кому це не відкриває нічого нового: підприємству, яке розраховувало заробити на різниці цін між дешевою і дорогою годиною.

Причина не в тому, що спреду немає. Спред є, і чималий: у липні 2026 медіана цін у денні години з 11:00 до 15:00 становила близько 710 грн за МВт·год, а вечірнього піку з 19:00 до 22:00 - близько 9 000.

Причина в тому, що доступ до цього спреду залежить від вашого договору. Якщо у вас фіксована роздрібна ціна - а так у більшості підприємств - зсув споживання на пізню годину не здешевлює ваш кіловат, бо договір узагалі не знає, котра година. Якщо ж у вас погодинна прив'язка до ринку або зонний облік, доступ частковий, і економіка рахується інакше. Це перше, що варто з'ясувати у своєму договорі, перш ніж рахувати накопичувач під арбітраж.

Тут варто бути точним, бо цифри з дослідження АТ «Оператор ринку» часто цитують однобоко. Дослідження показує, що чистий арбітраж на оптовому ринку окупається - конфігурація 1 МВт потужності на 3 МВт·год ємності дає окупність близько 3,7 року. Але це стосується гравця, який торгує на ринку напряму, а не підприємства з роздрібним договором. А от щодо зв'язки сонячної станції з накопичувачем на продаж висновок протилежний і дослівний:

«Моделювання сумісної роботи УЗЕ із СЕС показало, що хоча EBITDA та ROI зростають із більшою ємністю УЗЕ, проте проєкти у такій конфігурації загалом залишаються інвестиційно непривабливими, оскільки NPV в усіх сценаріях є від'ємним, а IRR не перевищує ставку дисконту (10%)».

Підсумок для власника виробництва: накопичувач - це інструмент безперервності роботи і зсуву власного споживання, а не заробіток на різниці цін. Детальніше ми розбирали це у матеріалі про зелений тариф для бізнесу.

Найбільша перешкода не юридична

Припустимо, конфігурація підходить і орендарі на місці. Залишається питання, на якому проєкти зупиняються найчастіше.

Накопичувач на 200 кВт·год під ключ - це орієнтовно 2,2-3,3 млн грн, залежно від бренду. Разом із сонячною станцією сума виходить така, що більшість власників майданчиків просто не готові вийняти її з обороту.

Особливо коли окупність реалістично лежить у діапазоні 4-7 років, а не «два роки», як обіцяють у комерційних пропозиціях. Різниця між цими цифрами не в жадібності, а в тому, що входить у розрахунок. Обіцянка «два роки» рахує тільки вартість обладнання і припускає ідеальне самоспоживання. Реальний бюджет проєкту, крім панелей і накопичувача, включає приєднання, проєктну документацію, вузли комерційного обліку, іноді підвищення дозволеної потужності - а частка самоспоживання на п'ятиденному виробництві становить радше 65-75%, бо у вихідні цех стоїть.

І тут варто знати, що вкладати власні гроші не обов'язково.

Існує модель, за якої обладнання фінансує і встановлює інвестор. Обладнання лишається його власністю, а підприємство платить лише за фактично спожиту енергію. Ставка розраховується під конкретний об'єкт і в більшості порахованих нами конфігурацій виходить нижчою за мережеву, але це не автоматично: у регіонах із низьким тарифом на розподіл економія може бути близькою до нуля. Саме на цю конструкцію і працює частина 7 статті 58-1, з якої ми почали: установка належить третій особі, приєднана до мереж споживача, продаж не є постачанням і ліцензії не потребує.

Економічно це працює як довгостроковий контракт на купівлю енергії. Юридично конструкція будується на договорі купівлі-продажу електричної енергії за механізмом самовиробництва, як цього вимагає частина 7 статті 58-1, разом із супутніми договорами щодо розміщення та експлуатації обладнання. Конкретна структура залежить від конфігурації об'єкта і узгоджується з юристом та податковим консультантом.

Капітальні витрати на саме обладнання бере на себе інвестор. А от витрати на приєднання, проєктну документацію і вузли комерційного обліку розподіляються за домовленістю: у частині проєктів їх теж фінансує інвестор, у частині ні. Це узгоджується на етапі розрахунку, і питання варто поставити прямо, перш ніж підписувати.

Що отримує інвестор: фізичний актив і контрактний грошовий потік, прив'язаний до реального споживання підприємства.

Що залишається невирішеним

Чесно про межі цього матеріалу. Норма нова, і кілька практичних питань поки не мають однозначної відповіді.

Публічної практики застосування ще немає. Пункт 2.4.7 діє з 13 серпня 2026 року. Роз'яснень НКРЕКП щодо конкретних конфігурацій, як і публічних кейсів, станом на кінець серпня ми не знайшли. Наше прочитання норми спирається на її текст і на дзеркальне формулювання пункту 11.2.8, але це прочитання, а не усталена практика.

Чи зберігається статус основного споживача. Постанова не каже прямо, чи залишається у власника мереж обов'язок укладати договір про спільне використання електричних мереж, якщо він застосовує новий режим продажу від накопичувача. Логічно, що для решти обсягу, який орендарі беруть з мережі, цей обов'язок нікуди не зникає.

Небаланси. Хто несе відповідальність за баланс на обсязі, відпущеному з накопичувача, і як це стикується з договором орендаря з його власним постачальником - деталь, яку доведеться узгоджувати з оператором системи розподілу індивідуально.

Акциз. Електроенергія є підакцизним товаром, і продаж її орендарю - це операція з підакцизним товаром зі своїм обліком. У розрахунках економіки схеми це варто врахувати окремо.

Пожежні вимоги. Українських будівельних норм саме для систем зберігання енергії немає. Страховики на практиці вимагають відповідності міжнародним стандартам, і це питання варто закрити зі страховиком до закупівлі обладнання, а не після.

Що робити далі

Якщо у вас майданчик з орендарями або виробництво, яке думає про накопичувач, послідовність така.

1. Перевірити конфігурацію приєднання. Це вирішальне питання: чи є у ваших орендарів спільна точка приєднання, чи в кожного власне. Відповідь дає схема підключення, а не географія.
2. Порахувати реальну вартість кіловата окремо по кожному класу напруги і зрозуміти, скільки з рахунку становить мережева складова.
3. Оцінити, скільки коштує година простою - для більшості виробництв саме це, а не тариф, виявляється головною цифрою.
4. Перевірити систему оподаткування - і це не формальність. Електроенергія є підакцизним товаром, а Податковий кодекс забороняє платникам єдиного податку продаж підакцизних товарів. В індивідуальній податковій консультації від 03.08.2026 № 4447/ІПК/99-00-24-03-03 ДПС дійшла висновку, що для суб'єкта, який перепродає електроенергію, «відсутні законодавчі підстави для застосування спрощеної системи оподаткування». Аналогічну позицію ДПС висловлювала і в червні 2026 року. Звільнення від акцизу для енергії з відновлюваних джерел від цього не рятує, бо це різні норми. Врахуйте: індивідуальна консультація захищає лише того, кому адресована (пункт 52.2 Податкового кодексу), тому якщо ви або ваші орендарі на єдиному податку - отримайте власну ІПК до підписання договорів.

Якщо хочете зрозуміти, чи має це сенс саме для вашого об'єкта, надішліть нам рахунок за електроенергію за останній місяць. Ми порахуємо економіку - скільки коштуватиме кіловат за такою схемою у вашому випадку - і чесно скажемо, якщо сенсу немає. Правову конфігурацію в будь-якому разі треба звіряти з вашим юристом і оператором системи розподілу. Дані використовуємо виключно для розрахунку і третім особам не передаємо.

Розкриття інтересу: TORUS структурує і супроводжує проєкти сонячної генерації та зберігання енергії за описаною моделлю, тож ми маємо комерційний інтерес у цій темі. Саме тому всі норми в матеріалі наведено з посиланнями на першоджерела, а припущення позначено як припущення - щоб ви могли перевірити кожну цифру самостійно.

Питання, які ставлять найчастіше

Чи можна продавати електроенергію орендарям без ліцензії? Так, але лише в одному конкретному випадку: якщо ви оператор установки зберігання енергії, а електроустановки орендаря мають спільну з накопичувачем точку приєднання, і організовано комерційний облік. Тоді це оформлюється договором купівлі-продажу і ліцензії на постачання не потребує. Важливий нюанс: норма знімає ліцензійну вимогу, але не оголошує операцію «не постачанням», тож наслідки щодо ПДВ і акцизу лишаються. Звичайне перевиставлення рахунку за спожиту з мережі енергію під цю норму не підпадає.

Що таке спільна точка приєднання простими словами? Це коли ваші електроустановки і установки покупця приєднані до мереж оператора системи в одній і тій самій точці. Ідеться про схему підключення, а не про сусідство. Якщо в орендаря окремий ввід і власний договір з обленерго, спільної точки немає.

Чи можна продавати енергію сусідньому підприємству через дорогу? За правилами про спільну точку приєднання - ні, якщо в нього окреме приєднання. Для пов'язаних осіб є окремий режим резервного електрозабезпечення, але він вимагає, щоб об'єкти були на одній земельній ділянці або на ділянках зі спільними межами, і щоб у пов'язаної особи не було власних генеруючих установок.

Чи потрібна ліцензія на накопичувач? Ліцензія на зберігання енергії потрібна, якщо встановлена потужність установок зберігання на одній площадці вимірювання перевищує 5 МВт. Для більшості комерційних проєктів це далеко за межами реальних потужностей. Важливо, що потужність рахується по площадці незалежно від власника обладнання.

Чи можна поставити накопичувач біля станції на зеленому тарифі? Так. Обмеження щодо об'єктів із зеленим тарифом стосується приєднання додаткових установок для виробництва електроенергії, а установки зберігання під нього не підпадають.

Чи можна бути на єдиному податку і продавати електроенергію? Це ризиковано. Електроенергія є підакцизним товаром, а платникам єдиного податку продаж підакцизних товарів заборонений. В ІПК від 03.08.2026 № 4447/ІПК/99-00-24-03-03 ДПС дійшла висновку, що для того, хто перепродає електроенергію, підстав для спрощеної системи немає. Консультація захищає лише адресата, тому отримайте власну ІПК до підписання договорів.

Скільки коштує накопичувач для підприємства? Готова промислова LFP-система коштує приблизно 10-12,5 тис. грн за кВт·год з ПДВ, а під ключ з монтажем і пусконалагодженням - 13-16 тис. Система на 200 кВт·год виходить у 2,2-3,3 млн грн залежно від бренду.

Чи обов'язково вкладати власні гроші? Ні. Існує модель, за якої обладнання фінансує та встановлює інвестор, воно лишається його власністю, а підприємство платить лише за фактично спожиту енергію за ставкою, нижчою від мережевої.

Джерела

• Постанова НКРЕКП від 11.08.2026 № 1360 - картка документа на сайті Регулятора
• Повний текст Змін (PDF)
• Закон України «Про ринок електричної енергії» № 2019-VIII - статті 8, 21, 25, 30-1, 49, 58-1
• Закон № 4777-IX від 10.02.2026 - запровадив частину 9 статті 30-1
• Правила роздрібного ринку електричної енергії - постанова НКРЕКП № 312 від 14.03.2018
• Постанова НКРЕКП № 789 від 26.05.2026 - поріг ліцензування зберігання
• Тарифи для непобутових споживачів - чинні тарифи на передачу і розподіл
• АТ «Оператор ринку»: Установки зберігання енергії на спотовому ринку - моделювання окупності УЗЕ

Матеріал підготовлено станом на 21 серпня 2026 року на підставі чинних норм і офіційних повідомлень НКРЕКП. Тарифи на розподіл у 2026 році переглядали майже щомісяця, тариф на передачу - кілька разів на рік, а ставки зеленого тарифу перераховують щокварталу. Тому перед прийняттям рішень звіряйте актуальні значення на сайті НКРЕКП. Матеріал має інформаційний характер і не є юридичною чи інвестиційною консультацією.