Одесская область, Украина
Система накопления электроэнергии 3 MW / 12 MWh с солнечной станцией 3,7 MWp. Заряжается от собственной солнечной генерации в середине дня, когда оптовые цены в Украине падают почти до нуля, и продаёт энергию в вечерний пик.
Полный комплект проектной документации для институциональных и частных инвесторов. Все приведённые ниже показатели рассчитаны на основе финансовой модели, обобщённой на этой странице; первичные источники перечислены в конце документа.
Литий-железо-фосфатный (LFP) накопитель энергии 3 MW / 12 MWh, размещённый совместно с наземной солнечной станцией 3,7 MWp в Одесской области. Это входная конфигурация программы: она точно соответствует порогу отбора в новой аукционной категории Украины «солнечная генерация плюс накопление», остаётся ниже порога лицензирования накопления в 5 MW и рассчитана на тиражирование. Источником прибыли является именно накопитель, а не солнечная станция; поле солнечных панелей обеспечивает около двух третей энергии для заряда «за счётчиком» и даёт проекту право на аукционную поддержку.
Сегодня Украина имеет одну из самых выраженных внутрисуточных ценовых кривых в Европе. Распределённая солнечная генерация выросла настолько быстро, что днём оптовые цены опускаются почти до нуля, тогда как вечерний спрос по-прежнему приходится закрывать дефицитной маневровой мощностью по ценам, приближающимся к регуляторному прайс-кэпу. Актив спроектирован именно для монетизации этого разрыва.
Примерно с 10:00 до 16:00 солнечная станция заряжает накопитель «за счётчиком». Недостающий объём добирается из сети по цене дневного минимума, которая в референсные сутки была ниже €7/MWh.
Накопитель остаётся полностью заряженным во время послеобеденного роста нагрузки, пока цены в сети повышаются. Четырёхчасовая система способна удерживать полный заряд, а не разряжаться преждевременно.
С 19:00 до 23:00 весь объём 12 MWh (20 MWh для более крупного проекта) продаётся на рынке «на сутки вперёд» и внутрисуточном рынке по суточному максимуму.
За пределами окна арбитража инвертор может предоставлять «Укрэнерго» резерв восстановления частоты: оператор закупает несколько сотен MW аРВЧ на период 2026–2030 годов.
Цены рынка «на сутки вперёд» для зоны торговли UA-IPS, сутки поставки 1 августа 2026 года. Среднесуточное значение €110,9/MWh близко к среднегодовому уровню 2025 года €103,8/MWh, то есть это типичный уровень цен с экстремальной формой кривой, а не аномальные сутки.
Первый вариант расчёта предполагал двухчасовой накопитель и давал непривлекательный IRR на собственный капитал в 5,4%. Причина структурная: при всего двух часах хранения большую часть выработки солнечной станции приходится продавать без накопления — именно в те дневные часы, когда цены в Украине падают почти до нуля. Не накопленная дневная солнечная энергия в Украине почти ничего не стоит. Увеличение длительности до четырёх часов позволяет накопить практически весь этот объём, снижает удельную стоимость накопителя за kWh и приблизительно удваивает доходность на собственный капитал. Мощность солнечной станции сознательно не превышает предела, допустимого для участия в аукционе, поскольку дополнительная солнечная мощность сверх объёма, который способен принять накопитель, увеличивает капитальные затраты, не добавляя значимого дохода.
Оптовый рынок Украины с 2019 года работает по европейской модели с рынком «на сутки вперёд», внутрисуточным и балансирующим рынками, а энергосистема с марта 2022 года синхронизирована с континентальной Европой. Три особенности делают этот рынок исключительно привлекательным для накопителей энергии.
Военные повреждения маневровой генерации в сочетании с быстрым ростом распределённой солнечной генерации формируют спред «пик — минимум», регулярно превышающий €200/MWh, — в несколько раз больше, чем в Германии или Польше.
С 1 мая 2026 года регулятор установил единый прайс-кэп на уровне ₴15 000/MWh для рынка «на сутки вперёд» и внутрисуточного рынка и ₴17 000/MWh для балансирующего рынка, заменив ранее действовавшие предельные цены, дифференцированные по времени суток. Минимальная цена на рынке «на сутки вперёд» составляет ₴10/MWh, поэтому окно арбитража широко в обе стороны.
Украина законодательно ввела отдельную аукционную категорию «солнечная генерация плюс накопление», проводит тендер на 1 505 MW новой гибкой мощности и освобождает импортируемое оборудование для накопления и солнечной генерации от НДС и ввозной пошлины.
Месячный индекс BASE, публикуемый Оператором рынка, ₴/MWh. Пропуски соответствуют месяцам, официальный бюллетень по которым мы не получили; они показаны именно как пропуски, а не интерполированы. Столбцы, отмеченные точкой, отражают неполный месяц. Обратите внимание на зимнюю премию: декабрь 2025 года и февраль 2026 года — наиболее сильные месяцы для актива, разряжающегося вечером.
| Показатель | ₴/MWh | €/MWh |
|---|---|---|
| Индекс цен BASE | 5,292 | €104 |
| Средневзвешенная цена сделок | 5,644 | €111 |
| Максимальная суточная цена | 8,221 | €161 |
| Минимальная суточная цена | 2,446 | €48 |
| Показатель | ₴/MWh | €/MWh |
|---|---|---|
| Рынок «на сутки вперёд» и внутрисуточный рынок, максимум | 15,000 | €294 |
| Балансирующий рынок, максимум | 17,000 | €333 |
| Рынок «на сутки вперёд» и внутрисуточный рынок, минимум | 10 | — |
| Временное окно | Рынок «на сутки вперёд» и внутрисуточный рынок, максимум | Балансирующий рынок, максимум |
|---|---|---|
| 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 ₴ |
Структура прайс-кэпов, дифференцированных по времени суток и действовавших в апреле 2026 года, приведена для контекста, поскольку она показывает, насколько целенаправленно регулятор оценивал вечернее окно: предельная цена для 17:00–23:00 уже составляла ₴15 000/MWh, тогда как днём — ₴5 600/MWh.
«Укрэнерго» провело дополнительный аукцион на период поставки 2026–2030 годов на 472–555 MW резерва автоматического восстановления частоты (аРВЧ) в направлении заряда и 201–252 MW симметричного продукта. Накопители энергии допущены к участию. В базовом сценарии мы учли лишь консервативный объём доходов от вспомогательных услуг, поскольку итоговая цена отбора по этим продуктам не раскрывается публично; законтрактованный аРВЧ рассматривается как потенциальный апсайд в оптимизированном сценарии.
Конфигурация сознательно консервативна: контейнерные LFP-элементы от поставщика первого эшелона, четырёхчасовая длительность разряда и единая общая точка подключения к сети, за которой размещены и накопитель, и солнечная станция.
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Номинальная мощность накопителя | 3 MW |
| Полезная ёмкость накопителя | 12 MWh |
| Длительность разряда | 4 h |
| Мощность солнечной станции | 3.7 MWp |
| Потребность в земельном участке | 5.9 ha |
| Химия элементов | Литий-железо-фосфатная (LFP), контейнерное исполнение |
| КПД полного цикла, AC–AC | 90% |
| Эквивалентных полных циклов в год | 330 |
| Деградация ёмкости накопителя | 2.0% в год |
| Деградация солнечных модулей | 0.45% в год |
| Удельная выработка солнечной станции | 1,300 kWh/kWp |
| Расчётный срок службы | 20 Год |
| Стратегия наращивания ёмкости | Не предусмотрена; расчёт опирается на 20-летнюю гарантию поставщика по ёмкости |
| Доля заряда, покрытая собственной солнечной генерацией | 68% |
|---|---|
| Совокупная EBITDA за 20 лет | 65,814 MWh |
Накопитель заряжается преимущественно от совместно размещённой солнечной станции. Остаток закупается из сети в период дневного ценового минимума, что экономически выгодно, а не является недостатком: покупка по минимальной цене плюс передача всё равно оставляет спред более €160/MWh.
Приведённая ниже структура затрат сверена с тремя независимыми ориентирами: обзором стоимости систем BloombergNEF за 2025 год (средний уровень по Европе €154/kWh), расчётом Ember «снизу вверх» для рынков за пределами Китая и США, а также единственным крупным опубликованным украинским аналогом — проектом ДТЭК 200 MW / 400 MWh с расчётной стоимостью €313–350/kWh. Наши показатели сознательно находятся между европейским ориентиром и украинским аналогом.
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Итого | €5,301,450 |
| Стоимость системы накопления | €190/kWh |
| Стоимость солнечной станции | €0.535/Wp |
| Импортный НДС и ввозная пошлина | Освобождены для оборудования солнечной генерации и накопления (Законы № 3853-IX и № 3854-IX) |
Импортируемое оборудование для накопления энергии и солнечной генерации освобождено в Украине как от НДС, так и от ввозной пошлины; действие льготы продлено в декабре 2025 года. Это крупнейший фискальный фактор модели, и он учтён в приведённых выше цифрах. Строка подключения к сети представляет собой оценочный резерв: окончательная стоимость фиксируется только после выдачи технических условий оператором системы распределения и отмечена как открытый вопрос до принятия окончательного инвестиционного решения.
Доход формируется из трёх составляющих. Доминирует арбитраж на накопителе; прямые продажи солнечной энергии умеренны по замыслу, поскольку часы, в которые можно продать не накопленную солнечную энергию, — это как раз часы самых низких цен в Украине.
| Показатель | Сумма | Примечание |
|---|---|---|
| Арбитраж накопителя — энергия, отданная в вечерний пик | €811,800 | 3,960 MWh × €205 |
| Прямые продажи солнечной энергии за пределами окна заряда | €58,496 | 1,828 MWh × €32 |
| Вспомогательные услуги и балансирование | €29,994 | — |
| Итого доход за первый год | €900,290 |
| Показатель | €/MWh |
|---|---|
| Цена реализации при вечернем разряде | €205 |
| Стоимость заряда в середине дня | €25 |
| Цена реализации прямых продаж солнечной энергии | €32 |
Это среднегодовые значения, и все три консервативны относительно референсных суток, в которые четыре самых дорогих часа в среднем стоили €236/MWh, а четыре самых дешёвых — €0,7/MWh. Мы исходим из того, что актив реализует энергию при разряде по €205/MWh, а не по наблюдавшимся €236/MWh, и платит за заряд €25/MWh, а не почти нулевую цену, чтобы учесть зимние месяцы с менее глубоким дневным минимумом и неточность прогнозирования.
| Показатель | Сумма |
|---|---|
| Эксплуатация и обслуживание накопителя (2% капитальных затрат на накопитель) | €45,600 |
| Эксплуатация и обслуживание солнечной станции (€9/kWp) | €33,300 |
| Страхование (0,4% капитальной стоимости) | €21,206 |
| Физическая охрана и защита площадки | €35,000 |
| Управление активом и администрирование компании специального назначения (SPV) | €40,000 |
| Аренда земли | €2,655 |
| Итого операционные затраты | €177,761 |
Плата за передачу в размере ₴713,68/MWh (около €14/MWh) на энергию заряда, закупаемую из сети, и платежи Оператору рынка за отданную энергию моделируются отдельно в составе EBITDA и не отражены в таблице выше.
Мы приводим три сценария, а не одно число. Базовый сценарий полностью коммерческий и предполагает рыночную стоимость долга; мы считаем его добросовестной нижней границей. Оптимизированный сценарий отражает структуру финансирования, которая фактически применялась во всех сопоставимых украинских сделках.
Полностью коммерческая выручка, доля долгового финансирования 65% под 8,5%, 330 циклов в год, только номинальный доход от вспомогательных услуг.
Старший долг под 6,5%, что соответствует кредитной линии ЕБРР/IFC с покрытием первых убытков по линии Ukraine Investment Framework ЕС, законтрактованный аРВЧ и 350 циклов в год.
Выработка солнечной станции законтрактована по аукционному потолку €120/MWh, а цена реализации накопителя снижена до €170/MWh. Это сценарий, при котором коммерческие спреды сужаются, но государственная поддержка сохраняется.
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Общая капитальная стоимость | €5,301,450 |
| Транш собственного капитала | €1,855,508 |
| Старший долг (65%) | €3,445,942 |
| Доля старшего долга | 65% |
| Процентная ставка по старшему долгу | 8.5% |
| Срок старшего долга | 12 Год |
Ни ЕБРР, ни IFC не публикуют маржу и сроки по кредитам для украинской энергетики, поэтому ставка 8,5% в базовом сценарии является нашей оценкой, а не показателем из источника. Приведённый ниже анализ чувствительности к условиям финансирования показывает, насколько результат зависит от этой ставки.
Вечерняя цена реализации — безусловно наиболее влиятельная переменная, за ней следует капитальная стоимость. Ниже примерно €160/MWh вечерней цены реализации базовый сценарий перестаёт покрывать разумную стоимость собственного капитала — именно поэтому механизм аукционного CfD важен как нижняя граница, а не просто как дополнительный апсайд.
The base case ties the battery to the solar field: it assumes 330 equivalent cycles a year, which is roughly the number of days on which the array can be relied on to fill it. That is deliberately conservative, and it understates what the asset can do.
The midday collapse in Ukrainian prices is not caused by this plant. It is caused by every solar installation in the country generating at once against weak daytime demand. That price signal is a property of the national system, and it is still there on days when this particular site is under cloud. So on a dull day the battery does not sit idle waiting for sunshine — it buys from the grid during the same midday trough and sells into the same evening peak. The solar field stops being the source of energy and becomes a hedge against the cost of buying it.
| Optimistic case assumptions | Base case | Optimistic case |
|---|---|---|
| Equivalent full cycles per year | 330 | 365 |
| Evening discharge capture price | €205/MWh | €218/MWh |
| Blended midday charging cost | €25/MWh | €38/MWh |
| Energy delivered to grid | 3,960 MWh | 4,380 MWh |
| Energy bought from grid to charge | 1,418 MWh | 1,884 MWh |
| Share of charging met by own solar | 68% | 61% |
| Процентная ставка по старшему долгу | 8.5% | 8.5% |
Note the charging cost rises from €25 to €38/MWh, and that is intentional. On a genuinely overcast day the whole region generates less solar, so the midday trough is shallower and the energy costs more to buy. Penalising the charge price is what keeps this scenario honest: the extra throughput is bought at a thinner margin, not the same one.
| Показатель | Base case | Optimistic case |
|---|---|---|
| Итого доход за первый год | €900,290 | €1,073,330 |
| EBITDA первого года | €651,395 | €780,057 |
| IRR проекта (без учёта долга) | 9.1% | 11.9% |
| IRR на собственный капитал (с учётом долга) | 9.6% | 15.4% |
| Минимальный DSCR | 1.37x | 1.66x |
| Простой срок окупаемости | 8.8 Год | 7.3 Год |
| NPV при ставке дисконтирования 10% | €-316,432 | €680,519 |
| Совокупная EBITDA за 20 лет | €12,907,932 | €15,730,280 |
The two levers are independent. Running the optimistic operating case on senior debt priced at 6.5% — the level implied by an EBRD or IFC facility carrying EU Ukraine Investment Framework first-loss cover, which is how every comparable Ukrainian transaction has been financed — lifts the levered return further:
| Equity IRR, optimistic operations + concessional debt | 17.3% |
|---|---|
| Минимальный DSCR | 1.85x |
Three things. First, sustained nationwide cloud would flatten the midday trough everywhere at once, and the spread would narrow rather than merely shift source. Second, grid-charged energy pays the full transmission charge of ₴713.68/MWh where behind-the-meter solar charging does not, so the margin on bought energy is structurally thinner and more exposed to a tariff increase. Third, cycling 365 times a year rather than 330 uses the battery harder; we have held capacity fade at 2% a year on the strength of the supplier warranty, but a higher throughput regime is the case in which that warranty matters most. We regard the base case, not this one, as the number to underwrite against.
Рассчитана по методике Ember для сдвига энергии во времени при ставке дисконтирования 11%, без учёта стоимости энергии заряда. Это минимальный спред, который накопитель должен реализовать, чтобы выйти на безубыточность только по составляющей хранения; принятый спред €180/MWh обеспечивает существенный запас.
Для контекста: по оценке Дамодарана совокупная премия за риск инвестирования в собственный капитал в Украине на январь 2026 года составляет 19,77%, а украинские энергетические сделки обычно ориентируются на IRR на собственный капитал в диапазоне 14–16% при наличии гарантии международной финансовой организации по старшему долгу. Более крупный проект попадает в этот диапазон в оптимизированном сценарии; меньший позиционируется как тиражируемый пилот, а не как инструмент максимизации доходности.
Приведённый ниже генеральный план выполнен в масштабе по ориентировочным размерам участка. Обе площадки имеют одинаковую компоновку: вдоль северной границы проходит техническая полоса, в которой размещены площадка накопителей, блоки преобразователей, операторская и коммерческая подстанция учёта, а остальную часть участка занимает солнечная станция, разбитая на блоки внутренними дорогами для обслуживания. Размещение накопителей рядом с подстанцией сокращает длину кабельных линий среднего напряжения и позволяет и накопителям, и солнечной станции использовать единую точку присоединения, как это разрешено Законом № 4213-IX.
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Огороженный участок | 270 × 220 m — 5.9 ha |
| Площадь солнечной станции | 5.9 ha |
| Ряды модульных столов | 26 (2 × 13) |
| Шаг между рядами | 5.6 m |
| Контейнеры накопителей (20 футов) | 3 |
| Блоки преобразователей (PCS) / трансформаторов среднего напряжения | 1 |
| Напряжение присоединения | 35 kV |
| Удельная землеёмкость | 1.59 ha/MWp |
Размеры ориентировочные и подлежат уточнению по результатам окончательной геодезической съёмки, инженерно-геологических изысканий и технических условий на присоединение к сети. Шаг между рядами 5,6 м выбран так, чтобы ограничить взаимное затенение рядов в день зимнего солнцестояния для системы с фиксированным углом наклона на этой широте; окончательный шаг будет определён по результатам расчёта затенения в PVsyst. Площадка накопителей имеет отдельное ограждение и усиленную защиту, а потоки накопления учитываются отдельным коммерческим учётом, что является обязательным требованием для совместно размещённых активов.
Фотографии сопоставимых действующих объектов, приведённые для того, чтобы показать физический облик станции. Это не снимки данной площадки, которая пока не построена.
Украина быстро продвинулась в создании условий для банковского финансирования накопителей энергии. Приведённые ниже нормы существенно определяют параметры данного проекта.
Согласно Закону № 4777-IX, действующему с марта 2026 года, лицензия на накопление энергии требуется только если мощность отдельной площадки превышает 5 MW. Оба проекта находятся на этом пороге или ниже и, следовательно, не требуют получения лицензии на накопление энергии у регулятора.
Закон № 4213-IX разрешает генерации и накоплению использовать одну точку подключения к сети и повысил порог безлицензионной генерации до 20 MW до 1 января 2028 года. Отдельный коммерческий учёт потоков накопителя обязателен и включён в капитальные затраты.
Отдельная аукционная категория закрепляет не менее 10% годового объёма поддержки за проектами «солнечная генерация плюс накопление»; поддержка действует до 2034 года при предельной цене €0,12/kWh. Условия отбора требуют, чтобы мощность накопителя составляла не менее 80% мощности солнечной станции и не менее 2 kWh накопления на каждый kW солнечной мощности. Обе конфигурации подобраны так, чтобы соответствовать обоим требованиям.
«Укрэнерго» опубликовало в июле 2026 года проект документации тендера на 1 505 MW новой маневровой мощности по четырём региональным лотам с пятилетним периодом поддержки и предельной ценой €0,2792/kWh. Это потенциальный второй законтрактованный источник дохода, который не учитывается ни в одном из трёх наших сценариев.
Ставка налога на прибыль составляет 18%. Импортируемое оборудование для солнечной генерации и накопления освобождено от НДС и ввозной пошлины. Ускоренная амортизация позволяет списывать машины и оборудование в течение двух лет до конца 2030 года, что защищает денежный поток первых лет, — это учтено в модели. Дивиденды нерезиденту облагаются налогом на репатриацию по ставке 15%, которая может быть снижена до 5% по договору между Украиной и Кипром, если получателю принадлежит не менее 20% акций.
Украинское общество с ограниченной ответственностью владеет правом аренды земли, подключением к сети и разрешительной документацией, а его участником является холдинговая компания в ЕС, через которую направляется капитал инвесторов. Репатриация дивидендов остаётся ограниченной военными правилами Национального банка Украины, что раскрывается как открытый вопрос.
Приведённый ниже реестр сознательно составлен без смягчающих формулировок. Два риска действительно являются тяжёлыми и не могут быть полностью снижены на уровне проекта.
| Показатель | Уровень существенности | Меры снижения |
|---|---|---|
| Военный риск и риск физической утраты активов | Высокий | Обе площадки сознательно расположены вдали от линии соприкосновения — Одесская область на юго-западе и Полтавская область во внутренних районах страны, в нескольких сотнях километров от фронта. Контейнеры разнесены, защищены земляными валами и отдельным ограждением, на физическую охрану предусмотрено €35 000–45 000 в год. Этот риск нельзя устранить: украинская энергетическая инфраструктура становилась целью по всей стране, включая глубокий тыл, и инвесторам следует исходить из ненулевой вероятности полной утраты актива. |
| Доступность страхования военных рисков | Высокий | На начало 2026 года коммерческое страхование военных рисков для украинской энергетической инфраструктуры фактически недоступно. Мерой снижения является гарантия покрытия первых убытков по линии Ukraine Investment Framework ЕС либо многосторонний продукт страхования политических рисков, а также государственная компенсация до ₴10 млн, которая при таком размере проекта несущественна. Если гарантия не будет получена, этот риск принимает на себя собственный капитал. |
| Коммерческие цены и сжатие спреда | Средний | По мере ввода новых мощностей накопления внутрисуточный спред будет сужаться. Мерами снижения являются минимальная цена по аукционному CfD, аукцион гибкой мощности и четырёхчасовая длительность, которая охватывает более широкое окно, чем двухчасовая система. Таблица чувствительности прямо количественно оценивает эту подверженность риску. |
| Валютное несоответствие | Средний | Доход формируется в гривне, тогда как долг и доходность инвесторов номинированы в евро. В Украине отсутствует развитый рынок долгосрочного хеджирования. Риск частично снижается тем, что оптовые цены исторически следовали за паритетом импорта, номинированным в евро, а также тем, что регуляторный прайс-кэп периодически пересматривается вверх. |
| Изменение регулирования и предельных цен | Средний | Вечерний прайс-кэп — главный фактор, определяющий потенциал роста доходности. Предельные цены неоднократно пересматривались, последний раз в сторону повышения в мае 2026 года, а общий вектор политики направлен на либерализацию. Пересмотр в сторону понижения существенно сократил бы доходность. |
| Капитальные затраты и цепочка поставок | Средний | Контракт EPC «под ключ» с фиксированной ценой и заранее оценёнными убытками, закупки у поставщиков первого эшелона и резерв на непредвиденные расходы 10%. Цены на системы накопления в Европе снизились на 37% год к году, поэтому по стоимости риск смещён в сторону снижения. |
| Стоимость и сроки подключения к сети | Низкий | Резерв на подключение остаётся оценочным до выдачи технических условий оператором системы распределения. Совместное размещение за существующей точкой подключения солнечной станции существенно ограничивает подверженность этому риску. Отмечено как открытый вопрос до принятия окончательного инвестиционного решения. |
| Технические характеристики и деградация оборудования | Низкий | 20-летняя гарантия поставщика по ёмкости, гарантирующая деградацию не более 2% в год, с заранее оценёнными убытками при недостижении заявленного КПД полного цикла. Паразитная нагрузка систем климат-контроля в холодном климате — наименее изученная техническая переменная, она моделируется совместно с поставщиком. |
Аргументы в пользу общественной пользы накопителей энергии в Украине необычно прямые. Каждый megawatt-час, перенесённый из дневного избытка солнечной генерации в вечерний пик, замещает выработку, которая иначе была бы обеспечена пиковыми генераторами на ископаемом топливе или импортом, — и делает это в часы наибольшей нагрузки на систему.
Украина утратила значительную часть маневровой мощности в результате продолжительных атак, а веерные отключения стали обычным явлением последних зим. Распределённое накопление энергии — один из самых быстрых и наименее уязвимых способов восстановить мощность в вечерний пик, поэтому оно является приоритетом для Энергетического сообщества, ЕБРР и Ukraine Investment Framework ЕС.
Каждое количественное утверждение на этой странице опирается на один из перечисленных ниже источников или на построенную на них финансовую модель. Там, где показатель не удалось подтвердить первичным источником, мы прямо указали это в соответствующем разделе, а не представили оценку как факт.
Все суммы в евро пересчитаны по курсу €1 = ₴51,0 — среднерыночному курсу за июль 2026 года.
Четыре исходных параметра остаются неподтверждёнными и прямо обозначены, а не сглажены: окончательная плата за подключение к сети от оператора системы распределения; маржа и срок старшего долга, которые ни одна международная финансовая организация не публикует для Украины; возможность застраховать актив от военных рисков, что в настоящее время сомнительно; и паразитная нагрузка систем климат-контроля в холодном климате, для которой мы используем ориентировочные 2–4% от оборота энергии до получения расчётов поставщика.
Настоящий документ предоставляется исключительно в информационных целях и не является предложением о продаже или приглашением к покупке ценных бумаг, а также не является инвестиционной, юридической или налоговой консультацией. Прогнозные показатели представляют собой модельные расчёты, основанные на заявленных допущениях, и будут отличаться от фактических результатов. Украинские энергетические проекты несут риски, включая, помимо прочего, вооружённый конфликт, уничтожение активов, неконвертируемость валюты, изменение регулирования и неисполнение обязательств контрагентами. Инвесторы могут потерять всю инвестированную сумму. Потенциальным инвесторам следует получить независимую консультацию и самостоятельно убедиться в корректности каждого допущения до вложения капитала.