Заслухано доповідь радника генерального директора ТОВ «НТК ЕНПАСЕЛЕКТРО», міжнародного експерта СІГРЕ, члена ГО “НТСЕУ” Володимира ГОМОНАЯ щодо світового досвіду, стану галузі та стратегічних пріоритетів модернізації на 2026-2040 роки, який зазначив важливість дотримання правильної черговості інвестицій в надійність, керованість, гнучкість, цифровізацію, декарбонізацію. Розподільні мережі України мають фізичний знос 70–80 %. Вторгнення росії в Україну прискорило деградацію, але не є первинною причиною. Разом з тим, вимоги євроінтеграції DSO «оператор розподільної системи (ОСР) — зобов»язані досягти: 80 % Smart Metering «інтелектуальний (розумний) облік електроенергії», Hosting Capacity Analysis (аналіз пропускної спроможності мережі для підключення ВДЕ), участь у ринках гнучкості, стандарти IEC 61850/62443. Але при цьому, як свідчить жодна успішна трансформація — від Польщі до Нідерландів — не починалась з цифровізації на ненадійній фізичній інфраструктурі. Завжди спочатку — відновлення активів. При цьому – головний прихований ризик – дефіцит кваліфікованих кадрів у сферах автоматизації, цифрових підстанцій, кібербезпеки та DER (розподілені енергетичні ресурси: дахові СЕС, накопичувачі, когенерація)-інтеграції.
Нова роль DSO: перехід від моделі «pipe» «труби» до «platform» платформи». Сьогодні ОСР — пасивний транспортувальник: отримав електроенергію від TSO, доставив до споживача. Ця модель стрімко застаріває через масовий наплив розподіленої генерації (СЕС, ВЕС, когенерація, мікрогріди) , зростання гнучких навантажень (EV, теплові насоси, BESS); Network Code on Demand Response (керування споживанням) ОСР стає активним учасником ринку, що забезпечує підключення DER, взаємодіє з ТSО у реальному часі, має Digital Twin (цифровий двійник – точна компютерна модель реальної мережі
Пропонується 11 стратегічних пріоритетів 2026–2040:
- Масова заміна зношених активів (RBAM) · 2026–2030;
- Перехід з 10 кВ на 20кВ 2026-2032 ;
- DistributionAutomation «автоматизація розподільних мереж»: рівні 1–2 · 2026–2032;
- Цифрова підстанція: SCADA 2G та IEC 61850 · 2027–2035;
- FDIR та ADMS · 2027–2035;
- SmartMetering (AMI «інфраструктура двостороннього розумного обліку»): 80–90 % · 2027–2035;
- HostingCapacityAnalysis та активна DER-інтеграція · 2028–2035;
- BESS та розподілена генерація: цільове розміщення · 2028–2035;
- Self-HealingGrid «самовідновлювальна мережа — автоматичне відновлення живлення без персоналу» · 2030–2040;
- FlexibilityMarkets та DemandResponse · 2030–2040;
- Кадри та інженерна школа · Постійно.
Пропонується конкретний план дій: перші 18 місяців:
нормативна заборона нового будівництва 10 кВ;
запуск GIS-реєстрів активів у всіх ОСР;
обов’язкова публічна звітність ОСР за KPI;
прийняття Закону про агрегаторів навантаження;
пілотні проекти HCA у 5–6 ОСР та стандартизовані специфікації обладнання;
центри компетенцій DA/Smart Grid та прискорення RAB-реформи.
Учасники засідання відзначили, що запропонована Стратегія відповідає сучасним викликам. Водночас вони запропонували на наступному засіданні «Розумного вівторка», яке відбудеться 7 липня 2026 року, розглянути питання узгодженості запропонованих підходів із підходами, викладеними С. Ф. Єрміловим у статті «Якою насправді має бути енергосистема XXI століття для України (Стратегія трансформаційного переходу)».
