Łubnie, obwód połtawski, Ukraina
Bateryjny magazyn energii 5 MW / 20 MWh wraz z farmą fotowoltaiczną o mocy 6,2 MWp. Konfiguracja flagowa: lepsze efekty skali, IRR kapitału własnego na poziomie 12,3% oraz minimalny DSCR 1,51x w bazowym scenariuszu rynkowym (merchant), na terenie położonym głęboko w głębi kraju.
Kompletna dokumentacja projektu dla inwestorów instytucjonalnych i indywidualnych. Każda wartość przedstawiona poniżej wynika z modelu finansowego podsumowanego na tej stronie; źródła pierwotne wymieniono na końcu dokumentu.
Magazyn energii elektrycznej (BESS) o mocy 5 MW i pojemności 20 MWh w technologii litowo-żelazowo-fosforanowej (LFP), zlokalizowany wspólnie z naziemną farmą fotowoltaiczną o mocy 6,2 MWp w okolicach Łubni w obwodzie połtawskim. Podwojenie skali konfiguracji odeskiej poprawia każdy wskaźnik jednostkowy: nakłady inwestycyjne na magazyn spadają z 190 € do 175 € za kWh, koszty stałe rozkładają się na o 67% większy wolumen, a IRR kapitału własnego w scenariuszu bazowym rośnie z 9,6% do 12,3% przy minimalnym DSCR na poziomie 1,51x. Dwie rzeczy odróżniają tę lokalizację od odeskiej. Obwód połtawski leży głęboko w głębi kraju, kilkaset kilometrów od linii styczności bojowej, co istotnie obniża ryzyko fizycznego uszkodzenia aktywów i jest głównym powodem, dla którego traktujemy ten projekt jako flagowy. Z drugiej strony centralna Ukraina otrzymuje mniej promieniowania słonecznego — modelujemy 1 150 kWh/kWp wobec 1 300 kWh/kWp na południu — dlatego farma fotowoltaiczna pokrywa 60% energii ładowania, a nie 68%, a różnica kupowana jest z sieci w południowym minimum cenowym. Ponieważ minimum to jest bliskie zeru, taka substytucja kosztuje bardzo niewiele: niższy uzysk obniża IRR kapitału własnego w scenariuszu bazowym o około jeden punkt procentowy, co uznajemy za korzystną wymianę w zamian za ograniczenie ryzyka wojennego.
Ukraina ma dziś jedną z najbardziej skrajnych krzywych cen dobowych w Europie. Rozproszona fotowoltaika rozwinęła się na tyle szybko, że w godzinach południowych ceny hurtowe spadają niemal do zera, podczas gdy wieczorne zapotrzebowanie musi być nadal pokrywane przez deficytowe moce dyspozycyjne po cenach zbliżonych do limitu regulacyjnego. Aktywo zostało zaprojektowane właśnie w celu monetyzacji tej różnicy.
W przybliżeniu między 10:00 a 16:00 farma fotowoltaiczna zasila magazyn po stronie wewnętrznej licznika. Ewentualny deficyt uzupełniany jest energią z sieci po cenie z południowego minimum, która w dniu referencyjnym wyniosła poniżej 7 €/MWh.
Magazyn pozostaje w pełni naładowany przez popołudniowy wzrost zapotrzebowania, gdy ceny sieciowe rosną. System czterogodzinny może utrzymać pełny ładunek, zamiast być zmuszonym do wcześniejszego rozładowania.
Między 19:00 a 23:00 pełne 12 MWh (20 MWh w przypadku większego projektu) sprzedawane jest na rynku dnia następnego (RDN) i rynku dnia bieżącego (RDB) po dobowym maksimum cenowym.
Poza oknem arbitrażowym falownik może świadczyć usługę rezerwy odbudowy częstotliwości na rzecz Ukrenerho, które kontraktuje kilkaset MW automatycznej rezerwy odbudowy częstotliwości (aFRR) na okres 2026–2030.
Ceny na rynku dnia następnego dla obszaru rynkowego UA-IPS, dzień dostawy 1 sierpnia 2026 r. Średnia dobowa na poziomie 110,9 €/MWh jest zbliżona do średniej za cały rok 2025 wynoszącej 103,8 €/MWh, zatem mamy do czynienia z typowym poziomem cen o skrajnym profilu dobowym, a nie z dniem odstającym.
Nasza pierwsza wersja modelu zakładała magazyn dwugodzinny i dawała nieatrakcyjne IRR kapitału własnego na poziomie 5,4%. Przyczyna jest strukturalna: przy zaledwie dwóch godzinach magazynowania większość produkcji farmy fotowoltaicznej musi być sprzedawana bez magazynowania, dokładnie w godzinach południowych, w których ukraińskie ceny spadają niemal do zera. Niezmagazynowana energia słoneczna z godzin południowych jest na Ukrainie niemal bezwartościowa. Wydłużenie czasu rozładowania do czterech godzin pozwala zmagazynować prawie całość tej produkcji, obniża jednostkowy koszt magazynu na kWh i niemal podwaja zwrot z kapitału własnego przy zastosowanej dźwigni. Farma fotowoltaiczna została celowo zwymiarowana nie większa, niż pozwalają na to kryteria kwalifikowalności aukcyjnej, ponieważ dodatkowa moc PV powyżej zdolności absorpcyjnej magazynu podnosi nakłady inwestycyjne, nie zwiększając istotnie przychodów.
Ukraiński rynek hurtowy funkcjonuje od 2019 r. w oparciu o unijny model rynku dnia następnego, rynku dnia bieżącego i rynku bilansującego, a sieć jest zsynchronizowana z systemem Europy kontynentalnej od marca 2022 r. Trzy cechy czynią go wyjątkowo atrakcyjnym dla magazynowania energii.
Wojenne zniszczenia mocy dyspozycyjnych w połączeniu z szybkim rozwojem rozproszonej fotowoltaiki powodują, że spread między szczytem a minimum regularnie przekracza 200 €/MWh — czyli kilkakrotnie więcej niż spread dostępny w Niemczech czy w Polsce.
Od 1 maja 2026 r. regulator ustanowił jednolity limit cenowy w wysokości 15 000 ₴/MWh na rynku dnia następnego i rynku dnia bieżącego oraz 17 000 ₴/MWh na rynku bilansującym, zastępując dotychczasowe limity zróżnicowane w czasie. Dolny limit na rynku dnia następnego wynosi 10 ₴/MWh, dzięki czemu okno arbitrażowe jest szerokie w obu kierunkach.
Ukraina wprowadziła ustawowo dedykowaną kategorię aukcyjną „fotowoltaika z magazynem energii”, przeprowadza przetarg na 1 505 MW nowych mocy elastycznych oraz zwalnia importowane urządzenia magazynujące i fotowoltaiczne z VAT i cła.
Miesięczny indeks BASE publikowany przez Operatora Rynku, ₴/MWh. Luki odpowiadają miesiącom, dla których nie uzyskaliśmy oficjalnego biuletynu; przedstawiono je jako luki, bez interpolacji. Słupki oznaczone kropką dotyczą części miesiąca. Warto zwrócić uwagę na premię zimową — grudzień 2025 r. i luty 2026 r. to najsilniejsze miesiące dla aktywa rozładowującego się wieczorem.
| Wskaźnik | ₴/MWh | €/MWh |
|---|---|---|
| Indeks cen BASE | 5,292 | €104 |
| Średnia ważona cena transakcyjna | 5,644 | €111 |
| Najwyższa cena dobowa | 8,221 | €161 |
| Najniższa cena dobowa | 2,446 | €48 |
| Wskaźnik | ₴/MWh | €/MWh |
|---|---|---|
| Rynek dnia następnego i rynek dnia bieżącego, maksimum | 15,000 | €294 |
| Rynek bilansujący, maksimum | 17,000 | €333 |
| Rynek dnia następnego i rynek dnia bieżącego, minimum | 10 | — |
| Przedział czasowy | Rynek dnia następnego i rynek dnia bieżącego, maksimum | Rynek bilansujący, maksimum |
|---|---|---|
| 00:00–07:00, 11:00–17:00 | 5,600 ₴ | 6,600 ₴ |
| 07:00–11:00, 23:00–24:00 | 6,900 ₴ | 8,250 ₴ |
| 17:00–23:00 | 15,000 ₴ | 16,000 ₴ |
Strukturę limitów zróżnicowanych w czasie z kwietnia 2026 r. przedstawiono dla kontekstu, ponieważ pokazuje ona, jak celowo regulator wycenił okno wieczorne: limit dla godzin 17:00–23:00 wynosił już 15 000 ₴/MWh, gdy limit dla godzin południowych ustalono na 5 600 ₴/MWh.
Ukrenerho przeprowadziło aukcję uzupełniającą na okres dostaw 2026–2030, obejmującą 472–555 MW automatycznej rezerwy odbudowy częstotliwości w kierunku ładowania oraz 201–252 MW produktu symetrycznego. Magazyny energii są uprawnione do udziału. W scenariuszu bazowym uwzględniliśmy jedynie konserwatywną kwotę przychodów z usług systemowych, ponieważ wiążąca cena rozliczeniowa tych produktów nie jest publicznie dostępna; zakontraktowana aFRR traktowana jest jako potencjał wzrostu w scenariuszu zoptymalizowanym.
Konfiguracja jest celowo konwencjonalna: kontenerowe ogniwa LFP od dostawcy pierwszej ligi, czterogodzinny czas rozładowania oraz jedno wspólne przyłączenie do sieci, za którym znajdują się zarówno magazyn energii, jak i farma fotowoltaiczna.
| Wskaźnik | Wartość |
|---|---|
| Moc znamionowa magazynu | 5 MW |
| Użyteczna pojemność energetyczna magazynu | 20 MWh |
| Czas rozładowania | 4 h |
| Moc farmy fotowoltaicznej | 6.2 MWp |
| Zapotrzebowanie na teren | 9.6 ha |
| Chemia ogniw | Litowo-żelazowo-fosforanowa (LFP), w wykonaniu kontenerowym |
| Sprawność cyklu (round-trip), AC–AC | 90% |
| Liczba ekwiwalentnych cykli pełnych w roku | 330 |
| Degradacja pojemności baterii | 2.0% rocznie |
| Degradacja modułów fotowoltaicznych | 0.45% rocznie |
| Uzysk jednostkowy instalacji fotowoltaicznej | 1,150 kWh/kWp |
| Projektowany okres eksploatacji | 20 Rok |
| Strategia rozbudowy pojemności (augmentacji) | Nie założono; oparto się na 20-letniej gwarancji pojemności udzielonej przez dostawcę |
| Udział ładowania pokryty własną produkcją z PV | 60% |
|---|---|
| Skumulowana EBITDA za 20 lat | 109,689 MWh |
Magazyn ładowany jest w przeważającej mierze z współzlokalizowanej farmy fotowoltaicznej. Pozostała część energii pobierana jest z sieci w południowym minimum cenowym, co jest atrakcyjne ekonomicznie, a nie stanowi mankamentu: zakup po cenie minimalnej powiększonej o opłaty przesyłowe wciąż pozostawia spread przekraczający 160 €/MWh.
Przedstawione poniżej zestawienie zostało porównane z trzema niezależnymi punktami odniesienia: badaniem kosztów systemowych BloombergNEF z 2025 r. (średnia europejska 154 €/kWh), oddolną kalkulacją Ember dla rynków poza Chinami i Stanami Zjednoczonymi oraz jedynym dużym opublikowanym ukraińskim projektem porównawczym — inwestycją DTEK o mocy 200 MW / 400 MWh, dla której implikowany koszt wynosi 313–350 €/kWh. Nasze wartości mieszczą się celowo pomiędzy europejskim benchmarkiem a ukraińskim projektem porównawczym.
| Wskaźnik | Wartość |
|---|---|
| Łącznie | €8,119,100 |
| Koszt systemu bateryjnego | €175/kWh |
| Koszt farmy fotowoltaicznej | €0.505/Wp |
| VAT importowy i cło | Zwolnienie dla urządzeń fotowoltaicznych i magazynów energii (ustawy nr 3853-IX i 3854-IX) |
Importowane urządzenia magazynujące i fotowoltaiczne są na Ukrainie zwolnione zarówno z VAT, jak i z cła — zwolnienie to przedłużono w grudniu 2025 r. Jest to największa pojedyncza dźwignia fiskalna w modelu i została odzwierciedlona w wartościach powyżej. Pozycja dotycząca przyłączenia do sieci ma charakter szacunkowej rezerwy: ostateczny koszt zostanie ustalony dopiero po wydaniu warunków technicznych przez operatora systemu dystrybucyjnego i jest oznaczony jako kwestia otwarta przed podjęciem ostatecznej decyzji inwestycyjnej.
Przychody składają się z trzech elementów. Dominuje arbitraż realizowany przez magazyn energii; bezpośrednia sprzedaż energii z PV jest z założenia niewielka, ponieważ godziny, w których można sprzedać niezmagazynowaną energię słoneczną, to dokładnie te godziny, w których ukraińskie ceny są najniższe.
| Wskaźnik | Kwota | Uwaga |
|---|---|---|
| Arbitraż magazynu — energia wprowadzona do sieci w wieczornym szczycie | €1,353,000 | 6,600 MWh × €205 |
| Bezpośrednia sprzedaż energii z PV poza oknem ładowania | €86,688 | 2,709 MWh × €32 |
| Usługi systemowe i bilansowanie | €50,013 | — |
| Łączne przychody w pierwszym roku | €1,489,701 |
| Wskaźnik | €/MWh |
|---|---|
| Cena uzyskana przy wieczornym rozładowaniu | €205 |
| Koszt ładowania w godzinach południowych | €25 |
| Cena uzyskana przy bezpośredniej sprzedaży energii z PV | €32 |
Są to średnie roczne i wszystkie trzy są konserwatywne w porównaniu z dniem referencyjnym, w którym cztery najdroższe godziny osiągnęły średnio 236 €/MWh, a cztery najtańsze 0,7 €/MWh. Zakładamy, że aktywo uzyskuje przy rozładowaniu 205 €/MWh zamiast zaobserwowanych 236 €/MWh oraz płaci za ładowanie 25 €/MWh zamiast ceny bliskiej zeru, aby uwzględnić miesiące zimowe, w których południowe minimum cenowe jest mniej głębokie, a także niedoskonałość prognozowania.
| Wskaźnik | Kwota |
|---|---|
| Eksploatacja i utrzymanie magazynu energii (2% nakładów inwestycyjnych na magazyn) | €70,000 |
| Eksploatacja i utrzymanie farmy fotowoltaicznej (9 €/kWp) | €55,800 |
| Ubezpieczenie (0,4% nakładów inwestycyjnych) | €32,476 |
| Ochrona fizyczna i zabezpieczenie terenu | €45,000 |
| Zarządzanie aktywem i administracja spółki celowej (SPV) | €48,000 |
| Dzierżawa gruntu | €4,320 |
| Łączne koszty operacyjne | €255,596 |
Opłaty przesyłowe w wysokości 713,68 ₴/MWh (około 14 €/MWh) od energii pobranej z sieci na potrzeby ładowania oraz opłaty operatora rynku od energii wprowadzonej do sieci modelowane są odrębnie w ramach EBITDA i nie są ujęte w powyższej tabeli.
Przedstawiamy trzy scenariusze, a nie jedną liczbę. Scenariusz bazowy jest w pełni rynkowy (merchant) i zakłada komercyjną wycenę długu; traktujemy go jako uczciwy dolny pułap. Scenariusz zoptymalizowany odzwierciedla strukturę finansowania, którą faktycznie zastosowano w każdej porównywalnej transakcji na Ukrainie.
W pełni rynkowe przychody, udział długu 65% przy oprocentowaniu 8,5%, 330 cykli rocznie, wyłącznie nominalne przychody z usług systemowych.
Magazyn energii wykonuje cykl codziennie, niezależnie od lokalnej pogody, ponieważ w dni pochmurne ładuje się z sieci w południowym minimum cenowym, a nie z własnej instalacji PV. Finansowanie pozostaje takie samo jak w scenariuszu bazowym, więc poprawa wyników ma charakter wyłącznie operacyjny.
Produkcja z PV zakontraktowana po aukcyjnej cenie maksymalnej 120 €/MWh, a cena uzyskana przez magazyn obniżona do 170 €/MWh. To scenariusz, w którym spready rynkowe ulegają kompresji, ale wsparcie państwowe pozostaje w mocy.
| Wskaźnik | Wartość |
|---|---|
| Łączne nakłady inwestycyjne | €8,119,100 |
| Transza kapitału własnego | €2,841,685 |
| Dług senioralny (65%) | €5,277,415 |
| Udział długu senioralnego | 65% |
| Oprocentowanie długu senioralnego | 8.5% |
| Okres kredytowania długu senioralnego | 12 Rok |
Ani EBOR, ani IFC nie publikują marż ani okresów kredytowania dla ukraińskich kredytów w sektorze energetycznym, dlatego przyjęta w scenariuszu bazowym stopa 8,5% jest naszym szacunkiem, a nie wartością pochodzącą ze źródła. Przedstawiona poniżej analiza wrażliwości na warunki finansowania pokazuje, jak silnie wynik od niej zależy.
Cena uzyskana w oknie wieczornym jest zdecydowanie najbardziej wpływową zmienną, a w dalszej kolejności nakłady inwestycyjne. Poniżej około 160 €/MWh ceny uzyskanej wieczorem scenariusz bazowy przestaje pokrywać wiarygodny koszt kapitału własnego — właśnie dlatego ścieżka aukcyjnego kontraktu różnicowego (CfD) ma znaczenie jako dolny pułap, a nie jedynie jako potencjał wzrostu.
Scenariusz bazowy wiąże magazyn energii z farmą fotowoltaiczną: zakłada 330 ekwiwalentnych cykli pełnych w roku, czyli w przybliżeniu liczbę dni, w których można polegać na tym, że instalacja PV napełni magazyn. Jest to założenie celowo konserwatywne i zaniża ono to, na co aktywo faktycznie jest w stanie się zdobyć.
Południowe załamanie cen na Ukrainie nie jest powodowane przez tę elektrownię. Powoduje je jednoczesna produkcja wszystkich instalacji fotowoltaicznych w kraju przy słabym zapotrzebowaniu w godzinach dziennych. Ten sygnał cenowy jest właściwością systemu krajowego i występuje również w dni, w których akurat ta lokalizacja jest zachmurzona. Dlatego w pochmurny dzień magazyn nie stoi bezczynnie w oczekiwaniu na słońce — kupuje energię z sieci w tym samym południowym minimum cenowym i sprzedaje ją w tym samym wieczornym szczycie. Farma fotowoltaiczna przestaje być źródłem energii, a staje się zabezpieczeniem przed kosztem jej zakupu.
| Założenia scenariusza optymistycznego | Scenariusz bazowy | Scenariusz optymistyczny |
|---|---|---|
| Liczba ekwiwalentnych cykli pełnych w roku | 330 | 365 |
| Cena uzyskana przy wieczornym rozładowaniu | €205/MWh | €218/MWh |
| Mieszany koszt ładowania w godzinach południowych | €25/MWh | €38/MWh |
| Energia wprowadzona do sieci | 6,600 MWh | 7,300 MWh |
| Energia kupiona z sieci na potrzeby ładowania | 2,913 MWh | 3,691 MWh |
| Udział ładowania pokryty własną produkcją z PV | 60% | 55% |
| Oprocentowanie długu senioralnego | 8.5% | 8.5% |
Warto zauważyć, że koszt ładowania rośnie z 25 € do 38 €/MWh — i jest to zamierzone. W dniu naprawdę silnego zachmurzenia cały region produkuje mniej energii ze słońca, więc południowe minimum cenowe jest mniej głębokie, a zakup energii droższy. Właśnie obciążenie ceny ładowania utrzymuje ten scenariusz w granicach uczciwości: dodatkowy wolumen kupowany jest przy cieńszej marży, a nie przy tej samej.
| Wskaźnik | Scenariusz bazowy | Scenariusz optymistyczny |
|---|---|---|
| Łączne przychody w pierwszym roku | €1,489,701 | €1,778,101 |
| EBITDA w pierwszym roku | €1,094,108 | €1,301,398 |
| IRR projektu (bez dźwigni) | 10.4% | 13.3% |
| IRR kapitału własnego (z dźwignią) | 12.3% | 18.6% |
| Minimalny wskaźnik pokrycia obsługi długu (DSCR) | 1.51x | 1.81x |
| Prosty okres zwrotu | 8.0 Rok | 6.7 Rok |
| NPV przy stopie dyskontowej 10% | €232,060 | €1,836,102 |
| Skumulowana EBITDA za 20 lat | €21,753,340 | €26,291,329 |
Obie dźwignie działają niezależnie. Zestawienie optymistycznego scenariusza operacyjnego z długiem senioralnym wycenionym na 6,5% — czyli na poziomie wynikającym z finansowania EBOR lub IFC z pokryciem pierwszej straty w ramach Instrumentu Inwestycyjnego UE dla Ukrainy, tak jak finansowano każdą porównywalną transakcję na Ukrainie — podnosi zwrot z kapitału własnego jeszcze wyżej:
| IRR kapitału własnego, optymistyczna eksploatacja + dług preferencyjny | 20.5% |
|---|---|
| Minimalny wskaźnik pokrycia obsługi długu (DSCR) | 2.01x |
Trzy rzeczy. Po pierwsze, utrzymujące się zachmurzenie w skali całego kraju spłaszczyłoby południowe minimum cenowe wszędzie jednocześnie, a spread uległby zawężeniu, zamiast jedynie zmienić źródło energii. Po drugie, energia kupowana z sieci obciążona jest pełną opłatą przesyłową w wysokości 713,68 ₴/MWh, czego nie dotyczy ładowanie z PV po stronie wewnętrznej licznika, więc marża na energii kupowanej jest strukturalnie cieńsza i bardziej wrażliwa na wzrost taryfy. Po trzecie, praca w reżimie 365 cykli rocznie zamiast 330 obciąża magazyn silniej; utrzymaliśmy degradację pojemności na poziomie 2% rocznie w oparciu o gwarancję dostawcy, ale to właśnie przy wyższym wolumenie ta gwarancja ma największe znaczenie. Za wartość, na której należy oprzeć ocenę ryzyka, uznajemy scenariusz bazowy, a nie ten.
Obliczony według metodyki Ember dla przesuwania energii w czasie, przy stopie dyskontowej 11%, z wyłączeniem kosztu energii na ładowanie. Jest to minimalny spread, jaki magazyn musi uzyskać, aby wyjść na zero wyłącznie na części magazynowej; założony spread na poziomie 180 €/MWh zapewnia wobec niego znaczący margines.
Dla kontekstu: według Damodarana całkowita premia za ryzyko kapitału własnego dla Ukrainy wynosi 19,77% na styczeń 2026 r., a ukraińskie transakcje energetyczne zwykle zakładają docelowe IRR kapitału własnego na poziomie 14–16%, gdy dług senioralny objęty jest gwarancją międzynarodowej instytucji finansowej. Większy projekt osiąga ten przedział w scenariuszu zoptymalizowanym; mniejszy pozycjonowany jest jako powtarzalny projekt pilotażowy, a nie wehikuł maksymalizujący zwrot.
Poniższy plan wykonano w skali na podstawie orientacyjnych wymiarów działki. Obie lokalizacje mają ten sam układ: pas techniczny przy północnej granicy terenu, w którym znajdują się obszar magazynu energii, moduły przekształtników, pomieszczenie sterowni oraz stacja pomiarowa, natomiast pozostałą część działki zajmuje farma fotowoltaiczna podzielona na sekcje rozdzielone drogami serwisowymi. Umieszczenie magazynu energii obok stacji skraca odcinki kabli średniego napięcia i pozwala, aby magazyn i farma fotowoltaiczna korzystały ze wspólnego punktu przyłączenia, na co pozwala ustawa nr 4213-IX.
| Wskaźnik | Wartość |
|---|---|
| Ogrodzona działka | 340 × 285 m — 9.7 ha |
| Powierzchnia farmy fotowoltaicznej | 9.6 ha |
| Rzędy stołów modułowych | 36 (3 × 12) |
| Rozstaw rzędów | 5.6 m |
| Kontenery bateryjne (20 ft) | 4 |
| Moduły przekształtników (PCS) / transformatorów SN | 2 |
| Napięcie przyłączenia | 35 kV |
| Intensywność zajęcia terenu | 1.55 ha/MWp |
Wymiary mają charakter orientacyjny i zależą od ostatecznych pomiarów geodezyjnych, badań geotechnicznych oraz warunków technicznych przyłączenia do sieci. Rozstaw rzędów wynoszący 5,6 m został przyjęty tak, aby ograniczyć zacienianie międzyrzędowe w przesileniu zimowym dla systemu o stałym nachyleniu na tej szerokości geograficznej; ostateczny rozstaw wyniknie z analizy zacienienia w programie PVsyst. Obszar magazynu energii jest odrębnie ogrodzony i wzmocniony, a przepływy energii magazynu są mierzone niezależnie, co stanowi obowiązkowy wymóg dla aktywów współzlokalizowanych.
Zdjęcia porównywalnych instalacji będących w eksploatacji, zamieszczone w celu przedstawienia fizycznej postaci obiektu. Nie są to zdjęcia niniejszej lokalizacji, która nie została jeszcze wybudowana.
Ukraina szybko podjęła działania, aby magazynowanie energii stało się finansowalne (bankable). Poniższe przepisy w istotny sposób kształtują niniejszy projekt.
Na podstawie ustawy nr 4777-IX, obowiązującej od marca 2026 r., licencja na magazynowanie energii wymagana jest wyłącznie wtedy, gdy pojedyncza lokalizacja przekracza 5 MW. Oba projekty znajdują się na tym progu lub poniżej niego, a zatem nie wymagają licencji na magazynowanie energii od regulatora.
Ustawa nr 4213-IX pozwala, aby wytwarzanie i magazynowanie energii korzystały ze wspólnego przyłączenia do sieci, oraz podniosła próg wytwarzania niewymagającego licencji do 20 MW do 1 stycznia 2028 r. Odrębne rozliczeniowe pomiary przepływów magazynu są obowiązkowe i zostały uwzględnione w nakładach inwestycyjnych.
Dedykowana kategoria aukcyjna rezerwuje co najmniej 10% rocznego wolumenu wsparcia dla fotowoltaiki z magazynem energii, przy wsparciu obowiązującym do 2034 r. i cenie maksymalnej 0,12 €/kWh. Kwalifikowalność wymaga, aby moc magazynu wynosiła co najmniej 80% moc instalacji PV oraz aby na każdy kW mocy PV przypadało co najmniej 2 kWh pojemności magazynu. Obie konfiguracje zostały zwymiarowane specjalnie tak, by spełnić oba te kryteria.
W lipcu 2026 r. Ukrenerho opublikowało projekt dokumentacji przetargu na 1 505 MW nowych mocy manewrowych w czterech regionalnych częściach, z pięcioletnim okresem wsparcia i ceną maksymalną 0,2792 €/kWh. Jest to potencjalny drugi zakontraktowany strumień przychodów i nie został uwzględniony w żadnym z naszych trzech scenariuszy.
Podatek dochodowy od osób prawnych wynosi 18%. Importowane urządzenia fotowoltaiczne i magazynujące są zwolnione z VAT i cła. Przyspieszona amortyzacja pozwala na zamortyzowanie maszyn i urządzeń w ciągu dwóch lat do końca 2030 r., co chroni przepływy pieniężne w pierwszych latach — zostało to odzwierciedlone w modelu. Dywidendy wypłacane udziałowcowi nierezydentowi podlegają 15% podatkowi u źródła, obniżalnemu do 5% na podstawie umowy Ukraina–Cypr, jeżeli udziałowiec posiada co najmniej 20% udziałów.
Ukraińska spółka z ograniczoną odpowiedzialnością jest stroną umowy dzierżawy gruntu oraz posiadaczem przyłączenia do sieci i pozwoleń, a jej udziały należą do spółki holdingowej z siedzibą w UE, przez którą kierowany jest kapitał inwestorów. Repatriacja dywidend pozostaje objęta ograniczeniami Narodowego Banku Ukrainy wynikającymi ze stanu wojennego, co ujawniamy jako kwestię otwartą.
Poniższy rejestr jest celowo bezkompromisowy. Dwa ryzyka są rzeczywiście poważne i nie da się ich w pełni ograniczyć na poziomie projektu.
| Wskaźnik | Istotność | Środki ograniczające |
|---|---|---|
| Ryzyko militarne i ryzyko fizycznego uszkodzenia aktywów | Wysoka | Obie lokalizacje celowo wybrano z dala od linii styczności bojowej — obwód odeski na południowym zachodzie oraz obwód połtawski w głębi kraju, kilkaset kilometrów od frontu. Kontenery są rozproszone, obwałowane i odrębnie ogrodzone, a na ochronę fizyczną przewidziano budżet 35 000–45 000 € rocznie. Ryzyka tego nie można wyeliminować: ukraińska infrastruktura energetyczna była celem ataków na całym terytorium kraju, także głęboko na zapleczu, i inwestorzy powinni założyć niezerowe prawdopodobieństwo całkowitej utraty aktywów. |
| Dostępność ubezpieczenia od ryzyka wojennego | Wysoka | Na początku 2026 r. komercyjne ubezpieczenie od ryzyka wojennego jest praktycznie niedostępne dla ukraińskiej infrastruktury energetycznej. Środkiem ograniczającym jest gwarancja pierwszej straty w ramach Instrumentu Inwestycyjnego UE dla Ukrainy albo wielostronny produkt ubezpieczenia od ryzyka politycznego, a także rekompensata państwowa do 10 mln ₴, która przy tej skali projektu jest kwotą de minimis. Jeżeli gwarancja nie zostanie zapewniona, ryzyko to obciąża kapitał własny. |
| Ryzyko cen rynkowych i kompresji spreadu | Średnia | W miarę rozbudowy mocy magazynowych spread w ciągu doby będzie się zawężał. Środkami ograniczającymi są dolny pułap aukcyjnego kontraktu różnicowego (CfD), aukcja mocy elastycznych oraz czterogodzinny czas rozładowania, który pozwala objąć szersze okno niż system dwugodzinny. Tabela wrażliwości bezpośrednio kwantyfikuje tę ekspozycję. |
| Niedopasowanie walutowe | Średnia | Przychody osiągane są w hrywnie, natomiast dług i zwroty dla inwestorów denominowane są w euro. Ukraina nie ma głębokiego rynku instrumentów zabezpieczających o długich terminach. Ryzyko jest częściowo ograniczone, ponieważ ceny hurtowe historycznie podążały za parytetem importowym wyrażonym w euro, a regulacyjny limit cenowy jest okresowo podnoszony. |
| Zmiany regulacyjne i zmiana limitu cenowego | Średnia | Wieczorny limit cenowy jest najistotniejszym pojedynczym czynnikiem determinującym potencjał wzrostu. Limity były wielokrotnie zmieniane, ostatnio podniesione w maju 2026 r., a kierunek polityki publicznej prowadzi w stronę liberalizacji. Obniżenie limitu istotnie ograniczyłoby zwroty. |
| Nakłady inwestycyjne i łańcuch dostaw | Średnia | Umowa EPC „pod klucz” z ceną stałą i karami umownymi, zakupy u dostawców pierwszej ligi oraz 10-procentowa rezerwa na nieprzewidziane wydatki. Ceny systemów bateryjnych w Europie spadły o 37% w ujęciu rocznym, więc ryzyko kosztowe przeważa w kierunku spadku. |
| Koszt i termin przyłączenia do sieci | Niska | Rezerwa na przyłączenie ma charakter szacunkowy do czasu wydania warunków technicznych przez operatora systemu dystrybucyjnego. Współlokalizacja za istniejącym punktem przyłączenia farmy fotowoltaicznej istotnie ogranicza ekspozycję. Oznaczono jako kwestię otwartą przed podjęciem ostatecznej decyzji inwestycyjnej. |
| Parametry techniczne i degradacja technologii | Niska | 20-letnia gwarancja pojemności udzielona przez dostawcę, zapewniająca degradację nie większą niż 2% rocznie, wraz z karami umownymi za niedotrzymanie sprawności cyklu (round-trip). Zapotrzebowanie własne układów HVAC w warunkach niskich temperatur jest najsłabiej rozpoznaną zmienną techniczną i jest modelowane wspólnie z dostawcą. |
Uzasadnienie wpływu magazynowania energii na Ukrainie jest wyjątkowo bezpośrednie. Każda megawatogodzina przesunięta z południowej nadwyżki produkcji fotowoltaicznej do wieczornego szczytu zastępuje energię, która w przeciwnym razie pochodziłaby z kopalnych jednostek szczytowych lub z importu — i dzieje się to w godzinach największego obciążenia systemu.
Ukraina utraciła znaczną część swoich mocy dyspozycyjnych w wyniku długotrwałych ataków, a wyłączenia rotacyjne były standardowym elementem ostatnich zim. Rozproszone magazynowanie energii jest jednym z najszybszych i najlepiej zabezpieczonych sposobów odtworzenia mocy w wieczornym szczycie — dlatego stanowi priorytet dla Wspólnoty Energetycznej, EBOR oraz Instrumentu Inwestycyjnego UE dla Ukrainy.
Każde twierdzenie ilościowe zawarte na tej stronie wywodzi się z jednego z poniższych źródeł albo z opartego na nich modelu finansowego. W przypadkach, w których danej wartości nie udało się zweryfikować w źródle pierwotnym, wskazaliśmy to w odpowiedniej sekcji, zamiast przedstawiać szacunek jako fakt.
Wszystkie wartości w euro przeliczono po kursie 1 € = 51,0 ₴, tj. kursie średnim rynkowym za lipiec 2026 r.
Cztery dane wejściowe pozostają niezweryfikowane i zostały oznaczone, a nie przemilczane: ostateczna opłata za przyłączenie do sieci ustalana przez operatora systemu dystrybucyjnego; marża i okres kredytowania długu senioralnego, których żadna międzynarodowa instytucja finansowa nie publikuje dla Ukrainy; ubezpieczalność aktywa od ryzyka wojennego, obecnie wątpliwa; oraz zapotrzebowanie własne układów HVAC w warunkach niskich temperatur, dla którego stosujemy ogólne założenie 2–4% wolumenu do czasu przeprowadzenia modelowania przez dostawcę.
Niniejszy dokument ma charakter wyłącznie informacyjny i nie stanowi oferty sprzedaży ani zaproszenia do nabycia instrumentów finansowych, ani też doradztwa inwestycyjnego, prawnego czy podatkowego. Wartości prognostyczne są projekcjami modelowymi opartymi na wskazanych założeniach i będą różnić się od wyników faktycznych. Ukraińskie projekty energetyczne obarczone są ryzykami obejmującymi, bez ograniczeń, konflikt zbrojny, zniszczenie aktywów, brak możliwości wymiany waluty, zmiany regulacyjne oraz niewykonanie zobowiązań przez kontrahentów. Inwestorzy mogą utracić całość zainwestowanej kwoty. Potencjalni inwestorzy powinni skorzystać z niezależnego doradztwa i samodzielnie upewnić się co do poprawności każdego z założeń przed zaangażowaniem kapitału.