Значне скорочення запасів у першому півріччі зробило нафтові й газові ринки вразливішими до нових порушень постачання. Волатильність змусила Glencore тимчасово скасувати внутрішній ліміт ризику в $200 млн, а прибуток торговельного підрозділу більш ніж подвоївся.

Ринковий ризик Glencore у першому півріччі досягав $456 млн через різкі коливання цін і торговельних потоків

Glencore заявила, що після суттєвого скорочення запасів енергетичні ринки гостріше реагують на будь-які порушення постачання. У період із березня до травня компанія тимчасово відмовилася від стандартного ліміту value-at-risk у $200 млн.

Value-at-risk, або VaR, — це оцінка потенційних збитків від відкритих ринкових позицій упродовж визначеного періоду за заданого рівня статистичної ймовірності.

У першому півріччі показник VaR Glencore досяг максимуму $456 млн і в середньому становив $165 млн. За аналогічний період 2025 року середнє значення дорівнювало $72 млн.

Компанія очікує, що впродовж частини другого півріччя волатильність залишатиметься вищою за історичні норми, хоча й буде нижчою, ніж у січні—червні.

Скоригований показник EBITDA торговельного бізнесу Glencore, який охоплює операції з енергоресурсами та іншими сировинними товарами, зріс до $3,64 млрд із $1,7 млрд роком раніше. Компанія пояснила збільшення насамперед результатами торгівлі нафтою та газом.

Загальний прибуток Glencore за перше півріччя становив $4,4 млрд після збитку $655 млн за аналогічний період 2025 року. EBITDA промислового бізнесу зросла на 72% — до $6,5 млрд.

Glencore очікує, що ринкова волатильність залишатиметься «вищою за історичні норми», хоча й не досягатиме рівнів першого півріччя.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Argus Media.

Загроза пошкодження видобувних і переробних потужностей посилила ризики для нафтового балансу Перської затоки

Reuters 6 серпня 2026 року повідомило про дипломатичну кампанію Ірану, спрямовану на те, щоб держави Перської затоки переконали президента США Дональда Трампа припинити удари та повернутися до переговорів.

За даними агентства, попередження стосувалося нафтових родовищ, нафтопереробних заводів, електростанцій, систем водопостачання, транспортних мереж та інших стратегічних активів найближчих арабських партнерів Вашингтона.

Контакти активізувалися після заяви Трампа від 28 липня про можливість ударів по енергетичній мережі та інфраструктурі Ірану. Міністр закордонних справ Ірану Аббас Аракчі проводив переговори з представниками Саудівської Аравії, Туреччини, Катару та Пакистану.

Джерела Reuters охарактеризували погрози інфраструктурі як спробу посилити економічний тиск на регіональні держави без негайного переходу до повномасштабної війни.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Алжирська державна компанія Sonatrach та німецький енергетичний концерн VNG уклали новий контракт, який передбачає збільшення постачання природного газу до Німеччини з 1 січня 2027 року. Угода розширює співпрацю, що розпочалася у 2024 році після переорієнтації Німеччини на альтернативні джерела імпорту газу. Водночас сторони не розкрили додаткові обсяги постачання, термін дії контракту та його вартість.

Алжир зміцнює позиції одного з ключових постачальників природного газу для Німеччини

Що передбачає новий контракт

Нову угоду Sonatrach та VNG підписали 17 липня 2026 року під час офіційного візиту президента Алжиру Абдельмаджида Теббуна до Німеччини. Про підписання повідомило державне агентство Algérie Presse Service (APS).

• Збільшення постачання природного газу до Німеччини розпочнеться з 1 січня 2027 року.
• Сторони не оприлюднили додаткові обсяги газу, тривалість контракту та його фінансову вартість.
• Контракт стосується трубопровідних постачань, які доповнять вже започатковані поставки скрапленого природного газу (СПГ).

Як формувалося партнерство

Співпраця між Sonatrach і VNG активно розвивається з 2024 року.

• У лютому 2024 року VNG стала першою німецькою компанією, яка почала закуповувати алжирський газ трубопроводом.
• Газ надходить через магістральний газопровід Transmed, який з’єднує алжирське родовище Hassi R’Mel з Італією через Туніс та Сицилійську протоку.
• Надалі ресурс транспортується мережею італійського оператора Snam, після чого прямує газопроводами TAG (Trans Austria Gasleitung) або Transitgas до німецьких газових мереж, зокрема Gascade та ONTRAS.

Transmed має номінальну пропускну здатність 33,5 млрд кубометрів газу на рік.

Перші постачання СПГ відкрили ще один маршрут

За два тижні до укладення нового контракту, 2 липня 2026 року, Sonatrach здійснила перше в історії постачання скрапленого природного газу (СПГ) до Німеччини.

• СПГ — це природний газ, охолоджений до рідкого стану для морського транспортування танкерами.
• Новий трубопровідний контракт фактично відкриває другий канал постачання алжирського газу на німецький ринок.

Чому це важливо для Німеччини

Німеччина залишається найбільшим споживачем природного газу в Європі.

• За перші чотири місяці 2026 року країна імпортувала трубопроводами близько 11,5 млрд кубометрів газу.
• Це становить приблизно чверть усіх європейських трубопровідних поставок природного газу.
• VNG до 2022 року була одним із найбільших покупців російського газу, однак після припинення його постачання компанія почала активно диверсифікувати джерела закупівель.

Співпраця виходить за межі природного газу

Sonatrach і VNG одночасно розвивають проєкти у сфері виробництва та транспортування «зеленого» водню.

• Компанії беруть участь у проєкті Algeria to Europe Hydrogen Alliance (ALTEH2A).
• Також вони працюють у межах ініціативи SoutH2 Corridor, яка передбачає виробництво водню в Алжирі та його експорт до європейських країн.

«Ця угода стала результатом тривалого шляху довіри та співпраці між Sonatrach і VNG», — заявив міністр вуглеводнів Алжиру Мохамед Аркаб. За його словами, контракт підтверджує статус Алжиру як надійного постачальника енергоресурсів.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Algérie Presse Service (APS

Президент України 17 липня оголосив про призначення Сергія Федоренка новим головою «Нафтогазу» після переходу Сергія Корецького на посаду прем’єр-міністра. Зміна керівництва відбувається під час підготовки до зими та повторних ударів росії по газовидобувних об’єктах. Новий керівник має забезпечити безперервність накопичення ресурсу, відновлення пошкоджених потужностей і постачання газу.

Кадрова зміна не повинна перервати зимову підготовку

Сергій Федоренко, який працював комерційним директором «Нафтогазу», очолив компанію 17 липня. Він замінив Сергія Корецького, призначеного прем’єр-міністром України. Тривалість контракту нового керівника під час оголошення не уточнювалася.

Президент Володимир Зеленський наголосив на необхідності зберегти темп підготовки до опалювального сезону в умовах атак на енергетичну інфраструктуру. Газовидобувні об’єкти компанії, зокрема в Харківській області, неодноразово зазнавали ударів.

Операційний захист газопостачання охоплює не лише фізичну охорону об’єктів. До нього належать резервування обладнання, ремонт пошкоджених установок, збереження видобутку, накопичення газу в підземних сховищах, імпортний ресурс і фінансування закупівель.

Корецький переходить від управління компанією до координації енергосистеми

Новий уряд на чолі із Сергієм Корецьким отримав завдання підготувати країну до зимової кампанії російських ударів по електроенергетичних і газових об’єктах. Його досвід у «Укрнафті», «Укртатнафті» та «Нафтогазі» пов’язує урядову координацію з практичним управлінням паливною інфраструктурою.

За період керівництва Корецького «Нафтогаз» відновив запаси газу до понад 13 млрд куб. м і залучив майже $1 млрд. Ці показники характеризують створений ресурсний буфер, але не гарантують проходження зими за повторних масштабних пошкоджень видобутку, сховищ, компресорних станцій або електромереж.

Кадрові рішення визначили розподіл відповідальності: уряд має координувати захист усієї енергосистеми, а нове керівництво «Нафтогазу» — підтримувати безперервність газового сектору. Водночас окремого нового плану фізичного захисту, бюджету або переліку інженерних заходів під час призначення не оприлюднили.

Запаси залишаються лише одним елементом стійкості

За базовим сценарієм на початок опалювального сезону 2026/27 Україна планувала накопичити 14,6 млрд куб. м газу. З урахуванням воєнних ризиків мінімальним орієнтиром залишався рівень 13,2 млрд куб. м. Поточний газовий баланс України показує поступове зростання запасів, але зимова стійкість залежить також від збереження інфраструктури відбору й транспортування.

Газовий сектор не може розглядатися окремо від електроенергетики: компресорні станції, видобувні установки та системи управління потребують стабільного живлення. Стан генерації й ремонт пошкоджених потужностей відображає баланс електроенергетики України.

Джерела: Reuters: призначення керівника «Нафтогазу», Associated Press: завдання нового уряду та підготовка енергосистеми.

7 липня Reuters повідомило, що ціни на нафту зросли більш ніж на 2% після повідомлень про атаки на судна біля Ормузької протоки. Для ринку електроенергії ключовим є не лише рух нафти, а й ризик для LNG-логістики: за даними джерел Reuters, були пошкоджені катарський LNG-танкер і саудівський нафтовий танкер.

Станом на 11:34 за східним часом США Brent зріс на $1,86, або 2,58%, до $73,85/бар., а WTI — на $1,73, або 2,52%, до $70,28/бар. Аналітик Saxo Bank Оле Гансен заявив Reuters, що головною темою ранку стало повідомлення про судно, по якому стріляли в Ормузькій протоці, і саме це повернуло геополітичну ризикову премію в ціни.

У матеріалі зазначено, що Qatar поклав на Тегеран повну юридичну відповідальність за атаку та її наслідки. Ормузький фактор важливий для газового ринку, оскільки будь-яка загроза LNG-постачанню може впливати на очікування щодо TTF і вартості газової генерації в Європі.

Що це означає для ринку

Для електроенергетики ризик Ормузу проявляється через паливний канал: LNG — TTF — газова генерація — вечірні ціни на електроенергію. Якщо газова генерація є маржинальною, зростання паливної премії може швидко перейти у короткострокові та форвардні ціни на електроенергію.

Ризики

Ключовий ризик — швидка переоцінка газової та електроенергетичної премії без зміни фізичного попиту. Для українських учасників ринку це фактор, який може впливати на спреди з Угорщиною, Румунією, Словаччиною та Польщею через загальноєвропейську вартість маржинальної генерації.

«Головна тема цього ранку — судно, по якому стріляли в Ормузькій протоці. Це повертає геополітичну ризикову премію в ціну», — заявив аналітик Saxo Bank Оле Гансен.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

7 липня Reuters повідомило, що Shell підвищила прогноз видобутку у сегменті integrated gas за другий квартал і очікує суттєво сильніший результат газового трейдингу порівняно з попереднім кварталом. Для ринку електроенергії цей сигнал важливий через вартість газу як палива для маржинальної генерації в Європі.

Shell очікує видобуток integrated gas на рівні 610–650 тис. барелів нафтового еквівалента на добу проти попереднього прогнозу 580–640 тис. барелів. Прогноз обсягів зрідження LNG підвищено до 7,4–7,8 млн т проти попередніх 6,8–7,4 млн т. У першому кварталі Shell виробила 7,9 млн т LNG.

Reuters також навів ціновий фон: у другому кварталі Brent у середньому коштував близько $97/бар., тоді як нідерландський газовий контракт TTF front-month у середньому становив близько €46/МВт·год. Це вище за приблизно €40/МВт·год у попередньому кварталі та €36/МВт·год роком раніше.

Що це означає для ринку

Для електроенергетичного арбітражу важлива не корпоративна звітність Shell сама по собі, а підтверджений ціновий фон на газовому ринку. Вищий TTF збільшує чутливість європейських цін на електроенергію до газової генерації, особливо у вечірні години, коли сонячна генерація знижується, а система потребує гнучких потужностей.

Ризики

Основний ризик — волатильність газу через геополітичні події та перебої з LNG. Для українського імпортно-експортного арбітражу це означає, що спреди з країнами Центральної Європи можуть швидко змінюватися навіть без локальної зміни попиту в Україні.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Німеччина готує реформу, яка має зробити інвестиції у газові електростанції привабливішими. За даними Reuters від 6 липня, урядова коаліція погодила зміни до законодавства, які передбачають підвищення максимально допустимої ставки в тендерах із €173 тис. до €244 тис. за МВт.

Рішення пов’язане з планами провести у 2026 році тендери на 12 ГВт потужностей, переважно газових, для підтримки поступового виходу Німеччини з вугільної генерації. Одна третина тендерного обсягу має бути розміщена на півночі Німеччини, дві третини — на півдні. Галузева асоціація BDEW підтримала реформу, тоді як партія «зелених» розкритикувала її через ризик зростання витрат на газові електростанції.

Для європейського ринку це сигнал про збереження ролі газової генерації як ресурсу гнучкості у системі з високою часткою ВДЕ.

Для українських учасників ринку важливо, що Німеччина залишається однією з ключових цінових зон Європи: зміна вартості резервної та гнучкої потужності може впливати на майбутні цінові піки, маржинальну генерацію та загальну волатильність європейських спотових ринків.

Ризики

Головний ризик — зростання вартості системної гнучкості. Якщо підтримка газових станцій дорожчає, це може посилити дискусію про ціну резерву, балансування та кінцеву вартість надійності електропостачання. Для арбітражу це не створює негайного торгового сигналу на РДН, але є важливим регуляторним сигналом для оцінки майбутньої вартості вечірніх піків і дефіцитних годин.

Керівна директорка BDEW Керстін Андреае заявила, що зміни «забезпечують економічну життєздатність інвестицій у сучасні газові електростанції» на тлі зростання витрат.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Шнабель також зазначила, що маржа переробки нафтопродуктів удвічі перевищує довоєнний рівень, тиск у ланцюгах постачання залишається підвищеним, а спека в Європі та Super El Niño можуть додавати нові інфляційні ризики. Для електроенергетики цей сигнал важливий через роль газу у встановленні ціни в дефіцитні години, особливо коли попит на охолодження зростає, а ВДЕ або гідрологічні умови не дають достатньої гнучкості.

Що це означає для ринку

Газовий фактор залишається одним із ключових індикаторів для оцінки вечірніх піків у європейських ринкових зонах. Для українського арбітражу це означає, що спред Україна — ЄС не можна оцінювати лише через поточну середньодобову ціну електроенергії: у дефіцитні години ціну може формувати дорожча теплова або газова генерація.

Ризики

Ризик полягає у швидкому перенесенні газового шоку в ціну електроенергії під час пікових годин. Якщо спека, низький вітер або обмеження генерації збігаються з високою ціною газу, погодинний спред може різко змінюватися, а розрахункова арбітражна маржа — скорочуватися.

«Чи означає зниження нафтових цін, що ми повернулися до довоєнної ситуації? Я так не думаю», — заявила Ізабель Шнабель.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Другий матеріал із серії про декарбонізацію нафтогазової промисловості. У першій статті йшлося про те, чому електрифікація має стати пріоритетом кліматичної та енергетичної політики України. Цей матеріал пояснює, як саме електрифікація змінює економіку й ефективність виробничих процесів.

Електрифікація нафтогазової промисловості є не лише кліматичним інструментом. Її практичне значення полягає у зміні технологічної основи роботи нафтогазових об’єктів: замість обладнання, що працює на викопному паливі, застосовуються електричні приводи, електричні нагрівачі, електричні котли, підключення до електромереж, відновлювані джерела енергії та системи накопичення енергії.

Саме тому електрифікація одночасно впливає на кілька ключових параметрів роботи підприємств: витрати на паливо, експлуатаційні витрати, технічне обслуговування, простої, безпеку процесів, цифровий контроль, енергоефективність і викиди парникових газів.

Що передбачає електрифікація нафтогазових операцій

Електрифікація нафтогазових операцій має два основні напрями.

По-перше, це перехід від механічного та термічного технологічного обладнання на електричне. Прикладами є заміна турбінного компресора на електричний двигун або газового нагрівача на електричний нагрівач чи котел.

По-друге, це інтеграція нафтогазових об’єктів з відновлюваними джерелами енергії поряд із системами накопичення енергії Battery Energy Storage System, або BESS. Також ідеться про гібридні енергосистеми, що поєднують відновлювані джерела енергії та традиційні джерела, або про підключення нафтогазових об’єктів до електромереж. Такий підхід заміщує використання дизельних чи газових генераторів.

Діапазон заміни основного обладнання технологічних процесів на електричне залежить від наявних джерел викидів парникових газів та можливостей їх усунення шляхом електрифікації. Необхідна потужність відновлюваних джерел енергії з BESS визначається рівнем попиту на електроенергію з боку оновленого декарбонізованого устаткування нафтогазових об’єктів та іншими чинниками.

Менше витрат на паливо і більше зекономлених ресурсів

Електрифікація нафтогазової промисловості мінімізує або виключає витрати на закупівлю дизельного палива. Це важливо в умовах, коли ціна дизельного палива стрімко зростала, а саме паливо є дефіцитним внаслідок ескалації конфлікту на Близькому Сході.

Окрім прямого зниження витрат на паливо, електрифікація сприяє продажу додаткових обсягів зекономлених нафти та газу. Для підприємства це означає, що ресурс, який раніше використовувався для забезпечення власних виробничих процесів, може бути збережений і монетизований.

Таким чином, електрифікація змінює економіку нафтогазового об’єкта не лише через скорочення витрат, а й через появу додаткового джерела доходу від зекономлених обсягів вуглеводнів.

Скорочення викидів і менші екологічні платежі

Електрифікація суттєво зменшує викиди CO₂ та забруднювальних речовин NOx і SOx в атмосферне повітря або дозволяє їх уникнути. Це має прямий фінансовий ефект: підприємство мінімізує витрати на екологічні податки та штрафні санкції або запобігає їм.

Кліматичний ефект тут поєднується з економічним. Для нафтогазового підприємства скорочення викидів означає не лише виконання екологічних зобов’язань, а й зниження витрат, які виникають через використання паливного обладнання та пов’язані з ним викиди.

Електрифікація також наближає функціонування підприємств до глобальних цілей сталого розвитку і, як наслідок, до вимог Таксономічного регламенту ЄС 2020/852 від 18.06.2020 щодо створення рамок для сприяння сталим інвестиціям. Проєкти електрифікації стають пріоритетом для інвестування, пільгового кредитування ЄС та закупівельних рішень.

Вища ефективність обладнання

Електрифіковане обладнання технологічних процесів має вищу загальну ефективність порівняно з обладнанням, яке працює на викопному паливі.

Ефективність електричних котлів та нагрівачів становить майже 100%, оскільки вся вхідна електроенергія перетворюється на теплову енергію. Ефективність сучасних електродвигунів може досягати 95%, тоді як ефективність газових турбін становить 25–30%.

Ця різниця є принциповою для нафтогазових операцій. Там, де виробничі процеси спираються на постійне споживання палива, нижча ефективність обладнання означає вищі витрати, більші втрати енергії та вищі викиди. Перехід на електричне обладнання дає змогу зменшити ці втрати на рівні самого технологічного процесу.

Менше простоїв і нижчі витрати на обслуговування

Електрифіковане обладнання виключає потребу в частих заправках паливом та мінімізує час простою. Це знижує як експлуатаційні витрати, так і видатки на технічне обслуговування.

Для нафтогазових об’єктів це має практичне значення: кожна операція з постачання, зберігання, транспортування або ручної обробки палива створює додаткові витрати, організаційні ризики та залежність від логістики. Електрифікація скорочує ці операції і робить виробничий процес стабільнішим.

Електричне обладнання також є компактнішим, заощаджує простір і вагу, полегшує транспортування, легко встановлюється та замінюється. Час запуску та зупинки може становити декілька хвилин.

Цифровий контроль і smart-технології

Електрифіковане обладнання сприяє інтеграції цифрових платформ з інтелектуалізованими smart-технологіями.

Такі технології дозволяють дистанційно контролювати обладнання та вносити корективи, здійснювати моніторинг у реальному часі, оптимально налаштовувати операції, забезпечувати ефективне управління енергоспоживанням, своєчасно виявляти та вирішувати проблеми у функціонуванні.

Для підприємств це означає перехід від реактивного управління обладнанням до постійного контролю параметрів роботи. У результаті зростає керованість процесів, зменшуються ризики аварійних відхилень і підвищується операційна ефективність.

Безпека процесів і кращі умови для персоналу

Електрифікація покращує безпеку процесів порівняно зі спалювальними установками. Вона запобігає таким ризикам, як займання в технологічних зонах, а також витоки та розливи, пов’язані з традиційним зберіганням і транспортуванням палива.

Електрифіковане обладнання поліпшує умови охорони здоров’я, безпеки та довкілля для персоналу. Воно має нижчий рівень шуму та вібрації, ніж обладнання, що працює на паливі, знижує вплив на оператора гарячих поверхонь та систем високого тиску оливи.

Також скорочуються обсяги транспортування та обробки, включаючи ручну, палива та інших хімічних речовин, зокрема хімікатів для очищення газових турбін. Отже, електрифікація знижує не лише енергетичні, а й виробничі та безпекові ризики.

ВДЕ та BESS як частина технологічної моделі

Підключення нафтогазових об’єктів до відновлюваних джерел енергії стає дедалі поширенішою практикою, особливо там, де розширення мережі є складним або надто дорогим.

У поєднанні з BESS або гібридними системами відновлювані джерела енергії забезпечують безперебійне надійне енергопостачання і зменшують залежність від дизельних та газових генераторів.

Такі рішення дозволяють створювати з меншими витратами спільну інфраструктуру чистої електроенергії для безперебійного живлення розгалуженої мережі великих споживачів та значних виробничих потужностей. Це відкриває можливість формування кластерів або островів розподіленої генерації за співпраці операторів нафтогазових об’єктів та різних стейкхолдерів.

Додатковою перевагою є можливість продажу надлишку відновлюваної електроенергії в мережу.

Висновок

Електрифікація знижує витрати нафтогазових підприємств через мінімізацію або виключення закупівлі дизельного палива, скорочення простоїв, зменшення експлуатаційних витрат і видатків на технічне обслуговування. Вона також дає змогу зберігати додаткові обсяги нафти та газу для подальшого продажу.

Її технологічний ефект полягає у вищій ефективності обладнання: майже 100% для електричних котлів і нагрівачів, до 95% для сучасних електродвигунів проти 25–30% для газових турбін. Додатково електрифікація покращує цифровий контроль, безпеку процесів, умови праці персоналу та інтеграцію нафтогазових об’єктів із ВДЕ і BESS.

Отже, електрифікація є не окремим екологічним заходом, а технологічною моделлю модернізації нафтогазової промисловості. У наступному матеріалі серії йтиметься про прикладний напрям для України — компресорні станції та газотранспортну інфраструктуру як головний резерв електрифікації.

Читати більше: Електрифікація нафтогазової промисловості має стати пріоритетом кліматичної та енергетичної політики України

Джерело: Термінал 

Споживання газу в Україні перебуває на сезонному мінімумі. Імпорт газу в червні майже відсутній. Поточні обсяги видобутку дають змогу покривати внутрішнє споживання та закачувати газ у ПСГ. Обсяги закачування незначно перевищують середній показник відповідного місяця за останні 3 роки.

Запаси природного газу в українських ПСГ поступово збільшуються і зараз на 54% вищі, ніж торік. За базовим сценарієм Міненерго, на початок опалювального сезону 2026/27 у ПСГ планується накопичити 14,6 млрд м³ газу. З урахуванням воєнних ризиків орієнтиром залишається досвід попередніх опалювальних сезонів: не менше 13,2 млрд м³ газу на початок сезону.

Запаси газу в європейських ПСГ зросли до 50,7 млрд м³. Рівень наповнення становить 47%, що на 23% нижче середнього показника за останні 5 років і на 17%, або 10,3 млрд м³, нижче торішнього рівня.

Джерело: Facebook