Африка стикається з критичною необхідністю швидкого нарощування енергетичних потужностей: близько 600 млн людей не мають доступу до електроенергії, а попит стрімко зростає. Попри значний потенціал відновлюваної енергетики, ключовою перепоною залишається нестача фінансування, що блокує реалізацію навіть економічно доцільних проєктів.

Енергетичний дефіцит Африки: масштаби проблеми та ризики

Африка залишається найбільш енергетично недорозвиненим регіоном світу, що створює системні ризики для економічного розвитку та соціальної стабільності.

Ключові параметри енергетичного розриву

• Близько 600 млн осіб не мають доступу до електроенергії
• Подвоєння населення до 2050 року, з концентрацією у країнах Африки на південь від Сахари
• Очікується, що це буде 25% світового населення
• Потреба у 10-кратному збільшенні генерації електроенергії до 2065 року

Ці фактори формують структурний тиск на енергосистему, який без швидких рішень може призвести до поглиблення енергетичної бідності.

Інфраструктурний дефіцит як системна проблема

• Недостатній розвиток енергомереж і логістичної інфраструктури
• Відсутність достатніх інвестицій у ланцюги постачання енергії
• Затримки реалізації проєктів через брак фінансування

«Африка повинна трансформувати інвестиційний інтерес у фінансово життєздатні проєкти, інакше ризикує поглибити енергетичну бідність та втратити економічний потенціал» — S&P Global

Нереалізований потенціал чистої енергетики

• Африка має 60% світового потенціалу сонячної енергетики
• Водночас забезпечує лише 1% встановлених сонячних потужностей
• Міжнародні зобов’язання щодо фінансування у $100 млрд на рік для декарбонізації не були повністю виконані

Це свідчить про розрив між потенціалом і фактичною реалізацією, що напряму пов’язано з фінансовими та інституційними обмеженнями.

Фінансування як ключовий бар’єр розвитку

• Більшість проєктів зупиняється на стадії техніко-економічного обґрунтування
• Обмежений доступ до капіталу дозволяє реалізовувати лише найбільш прибуткові проєкти
• Соціально важливі, але менш рентабельні ініціативи залишаються поза фінансуванням

Це створює дисбаланс між економічною доцільністю та соціальними потребами.

Геополітичний фактор: роль Китаю

• У 2020–2024 роках китайські компанії брали участь у 84 енергетичних проєктах
• Сукупна потужність — понад 32 ГВт
• Це еквівалентно забезпеченню електроенергією 135 млн міських домогосподарств або понад 500 млн сільських

Водночас така співпраця створює ризики втрати енергетичного суверенітету, оскільки інфраструктура може працювати в інтересах зовнішніх гравців.

Політичні рішення та їх наслідки

• Окремі країни, як-от Зімбабве, намагаються обмежити експорт ресурсів (наприклад, літію)
• Різкі зміни політики призводять до хаотичного видобутку та нелегальної діяльності
• Висока залежність від зовнішніх інвесторів обмежує ефективність таких заходів

Висновки та системні наслідки

Можливі зміни на ринку нафти й нафтопродуктів

• Диверсифікація джерел енергії є критично необхідною через залежність від зовнішнього фінансування
• Низький рівень розвитку інфраструктури підвищує ризики логістичної нестабільності
• Відсутність достатніх інвестицій ускладнює формування стратегічних резервів

Захист критичної інфраструктури

• Слабка інституційна спроможність обмежує ефективність управління енергосистемами
• Потреба у інвестиціях в інфраструктуру залишається ключовою умовою стабільності
• Недостатній розвиток фінансових ринків ускладнює страхування ризиків

Зміни у ціноутворенні

• Обмежений доступ до капіталу формує високу вартість енергетичних проєктів
• Нерівномірний розвиток сектору знижує рівень конкуренції
• Ці фактори можуть призвести до зростання кінцевих цін на енергію для споживачів

Джерело: Terminal

За матеріалами: OilPrice

Агентство з охорони довкілля США (EPA) скасувало посилені норми щодо викидів ртуті та інших токсичних речовин із вугільних електростанцій. Регулятор повертає галузь до стандартів 2012 року, що раніше забезпечили скорочення викидів ртуті майже на 90%.

Що означає рішення EPA для енергетики США

Федеральне Агентство з охорони довкілля США (Environmental Protection Agency, EPA) оголосило про скасування посиленого правила Mercury and Air Toxics Standards (MATS) — стандартів щодо ртуті та токсичних викидів у повітря.

Що саме змінено

• Скасовано правило 2024 року, яке посилювало контроль за викидами ртуті.
• Повернення до стандартів 2012 року.
• Майже 90% скорочення викидів ртуті уже було досягнуто завдяки нормам 2012 року.
• Очікувана економія — сотні мільйонів доларів для галузі.

Ртуть — токсичний метал, який потрапляє в атмосферу з викидів електростанцій, осідає з опадами та накопичується у харчовому ланцюгу через рибу. Вона шкодить розвитку мозку дітей і підвищує ризики серцевих нападів у дорослих.

Позиція уряду

«Сьогоднішні дії EPA виправляють помилки попередньої адміністрації та повертають галузь до ефективних стандартів MATS, які проклали шлях до енергетичного домінування США», — заявив заступник адміністратора EPA Девід Фотоуї.

У 2012 році запроваджені стандарти дозволили скоротити викиди ртуті майже на 90%. Адміністрація Джо Байдена намагалася ще більше посилити ці вимоги.

Позиція галузі

Представники вугільної індустрії стверджують, що надмірне регулювання робило роботу електростанцій занадто дорогою та стимулювало їх закриття.

«Скасування правила MATS 2024 року є важливим кроком для підтримки надійного та доступного електропостачання», — заявила генеральна директорка America’s Power Мішель Бладворт.

Ширша стратегія дерегуляції

• Оголошено про «найбільшу дерегуляцію в історії США».
• Продовжено строки виконання екологічних норм для десятків станцій.
• Скасовано висновок про загрозу кліматичних змін для здоров’я.
• Підкреслюється роль вугілля в умовах зростання попиту через центри обробки даних.

Адміністрація наголошує, що вугільні станції забезпечують стабільну генерацію під час пікових навантажень та штормів, особливо на тлі зростання попиту з боку центрів обробки даних.

Водночас екологічні організації вважають рішення кроком назад у боротьбі зі зміною клімату.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Associated Press

Австралійська енергосистема швидко зміщується від вугілля до відновлюваних джерел та накопичувачів. Станом на лютий 2026 року в країні працюють 18 вугільних електростанцій із сумарною встановленою потужністю 22 812 МВт (47 енергоблоків). Найбільша з них — Eraring (2 880 МВт) у Новому Південному Уельсі — має оголошену дату виведення 2027 року, хоча її можуть переглядати через дискусії про стійкість мережі та «системну міцність».

Як Австралія рахує «кінець вугілля» — цифри, терміни та строки

У матеріалі наведено актуальний на лютий 2026 року перелік чинних вугільних електростанцій Австралії та ключові висновки про стан їхнього парку.

Контекст: чому Австралія історично «сиділа» на викопному паливі

• Австралія заборонила атомні електростанції у 1990-х роках; заборону, за даними автора матеріалу, підтвердили на виборах у травні 2025 року.
• Понад століття країна покладалася на централізовані синхронні електростанції, під’єднані до магістральних мереж: переважно вугілля (кам’яне у Квінсленді, Новому Південному Уельсі та Західній Австралії; буре у Вікторії), а також газ і дизель.
• Гідроенергетика стала значущою для Вікторії та Нового Південного Уельсу після завершення Snowy Hydro Scheme у 1974 році; у Тасманії гідроенергетика є основою генерації з 1916 року.

Поворот 2025 року: відновлювана генерація випередила вугільну в НРЕ

• У вересні 2025 року сукупна генерація з відновлюваних джерел у Національному ринку електроенергії Австралії (NEM — National Electricity Market) досягла 48,4% та вперше перевищила частку вугільної генерації 46%.
• У країні не будують нових вугільних електростанцій, а у світі їхня кількість зменшується.

Глобальна рамка (як наведено в матеріалі): хто вже відмовився від вугілля

• Понад 14 країн ОЕСР (переважно Європа) вже повністю закрили вугільну генерацію.
• Велика Британія — перша країна G7, що повністю відмовилася від вугілля у жовтні 2024 року; також згадані Бельгія (2016), Швеція (2020), Австрія (2020), Португалія (2021), Норвегія (2023), Словаччина (2024), Ірландія (2025).
• Китай: у 2025 році вугільна генерація могла знизитися на 1,6% (90 ТВт·год) — перше падіння з 2015 року.
• Індії: у 2025 році вугільна генерація знизилася на 3,4% р/р, а обсяг вказано як 1 247 ТВт·год.

Парк вугільних електростанцій Австралії у лютому 2026 року: скільки їх і що означають цифри

• 18 чинних вугільних електростанцій (в NEM та WEM) і 47 енергоблоків.
• Сумарна встановлена потужність на момент побудови: 22 812 МВт.
• Середній вік вугільного парку: 37,7 року.
• Коефіцієнт використання встановленої потужності (Capacity Factor, CF) для старого вугільного парку, «у кращому разі» 50%.
• За фактичними обмеженнями старіння та доступності станцій сукупний парк може давати «у кращому разі» близько 11,406 ГВт потужності в середньому режимі роботи (половина від 22,812 ГВт).

Регіони та строки виведення: де найбільше вугілля й хто йде першим

Квінсленд (Qld): 8 станцій, сумарно 8,165 ГВт, середній вік 31,75 року.

• Gladstone — 1 680 МВт, 50 років у 2026-му, оголошене виведення 2029; найбільша вугільна станція штату.
• Kogan Creek — 744 МВт, 19 років, виведення 2042; наймолодша вугільна станція Квінсленду.
• Інші (потужність; оголошене виведення): Millmerran (852 МВт; 2051), Stanwell (1 460 МВт; 2046), Tarong (1 400 МВт; 2037), Tarong North (443 МВт; 2037), Callide B (700 МВт; 2031), Callide C (886 МВт; 2028).

Новий Південний Уельс (NSW): 4 станції, сумарно 8,24 ГВт, середній вік 41,25 року.

• Eraring — 2 880 МВт, 42 роки, оголошене виведення 2027 (найбільша в Австралії вугільна станція серед чинних у переліку).
• Ризик зсуву строків Eraring через дискусію, чи потрібні SynCons (синхронні компенсатори) для «системної міцності», чи її забезпечать великі мережеві акумулятори з керуванням інверторами.
• Інші: Mount Piper (1 400 МВт; 2040), Vales Point B (1 320 МВт; 2033), Bayswater (2 640 МВт; 2033).

Вікторія: 3 станції, сумарно 4,69 ГВт, середній вік 42,67 року.

• Yallourn W — 1 480 МВт, 53 роки у 2026-му, оголошене виведення 2028; найстаріша вугільна станція Австралії за переліком.
• Інші: Loy Yang A (2 210 МВт; 2035), Loy Yang B (1 000 МВт; 2035).
• Ключова проблема регіону: використання низькоякісного бурого вугілля.

Західна Австралія (WA, WEM): 3 станції, сумарно 1,371 ГВт, середній вік 35 років.

• Muja CD — 619 МВт, 61 рік, оголошене виведення 2029; найстаріша серед станцій штату.
• Інші: Bluewaters (434 МВт; 2030), Collie (318 МВт; 2027).

Чому до старих вугільних станцій «прикручують» батареї: пояснення термінів і логіки

• Встановлена потужність (nameplate capacity) — номінальна потужність обладнання на момент введення в експлуатацію. З віком вона знижується через зношення, падіння ККД та зростання ремонтів.
• Коефіцієнт CF показує, яку частку часу/потужності станція реально працює від номіналу: CF 50% означає, що в середньому станція дає половину своєї «табличної» потужності.
• GFM-інвертори (Grid Forming) та синтетична інерція — алгоритми керування інверторами акумуляторів, які імітують поведінку «важкого» синхронного генератора й допомагають мережі тримати частоту та напругу під час коливань.
• На Eraring у 2026 році додають акумулятор 700 МВт / 3 160 МВт·год (EBESS) з керуванням GFM/синтетичною інерцією.
• Навіщо це власникам вугільних станцій:
  • зменшення потреби у «обертовому резерві» (spinning reserve — коли турбіни змушені працювати «вхолосту» або з запасом, щоб швидко наростити потужність);
  • скорочення споживання вугілля;
  • зниження потреби в обслуговуванні й витрат на експлуатацію;
  • потенційне продовження строку служби станції;
  • використання наявних мережевих приєднань для підтримки стійкості енергосистеми;
  • можливість перетворити майданчик після зупинки станції на відновлюваний енергетичний хаб із накопичувачами.

Підсумок: чому затягування виходу з вугілля названо ризиком

• Відкладати виведення вугільних станцій — ризик, який Австралія не може собі дозволити.
• Приклад «раннього виходу» — Південна Австралія, де вуглевидобуток і вугільні електростанції були виведені у 2016 році; згадується кейс Port Augusta як приклад позитивного ефекту переходу для економіки й здоров’я громади.

Джерело: Terminal

Першоджерело: noonanj.substack.com

7,2 трлн юанів інвестицій у чисту енергію за рік, понад 11% ВВП і темпи зростання утричі вищі за економіку загалом — Китай демонструє світове лідерство у ВДЕ. Водночас понад 80% первинної енергії та більш як 60% електрогенерації країни досі забезпечують викопні ресурси. Вугілля, нафта і газ залишаються фундаментом енергетичної безпеки та промисловості.

Дві реальності однієї енергосистеми

Інвестиційний вибух у «новій трійці»

За останнє десятиліття сектор відновлюваної енергетики та чистих технологій став найдинамічнішим в економіці Китаю:

• 7,2 трлн юанів (близько $1 трлн) інвестицій у 2025 році;
• понад 11% ВВП країни;
• зростання утричі швидше за економіку загалом;
• понад 90% приросту інвестицій забезпечили сонячна енергетика, акумулятори та електромобілі — так звана «нова трійця».

Лише за рік встановлено 315 ГВт сонячних і 119 ГВт вітрових потужностей — більше, ніж у решті світу разом.

80% балансу — за викопним паливом

Попри «зелений» ривок, викопні ресурси формують основу енергетики:

• >80% первинного енергоспоживання;
• >60% виробництва електроенергії.

Вугілля: опора системи й джерело викидів

Вугілля — наріжний камінь китайської енергетики та важкої промисловості:

• понад 50% електрогенерації;
• 60–70% первинного енергоспоживання;
• більш як 4 млрд тонн споживання на рік — це понад 50% світового попиту;
• 474 млн тонн імпорту у 2023 році — історичний рекорд.

У 2024 році розпочато будівництво 94,5 ГВт нових вугільних ТЕС та відновлено проєкти ще на 3,3 ГВт — максимум за 10 років. Це підкріплює енергобезпеку та металургію, але посилює викиди і забруднення повітря.

«Суворо контролювати» розширення вугілля та «поетапно скорочувати» його споживання — позиція керівництва Китаю

Нафта: імпортна залежність і нарощування власного видобутку

Нафта забезпечує близько 20% енергобалансу та є критичною для транспорту і нафтохімії:

• 16,3–16,4 млн барелів на добу споживання (друге місце у світі);
• 11,1 млн бар./добу імпорту у 2024 році — близько 74% попиту;
• прогноз на 2025 рік — 16,74 млн бар./добу середнього попиту.

Ключові постачальники — росія, Саудівська Аравія та Ірак. Імпорт із росії перевищує 2 млн бар./добу (понад 20% імпорту). Близько 900 тис. бар./добу надходить трубопроводами, решта — морем, зокрема із застосуванням «тіньового флоту».

Водночас Китай нарощує власний видобуток: з 3,8 млн бар./добу у 2020 році до рекордних 4,3 млн бар./добу у 2025-му. Понад 60% приросту п’ять років поспіль забезпечує шельф — завдяки інвестиціям державних компаній.

Програма «Семирічний план дій» (2019–2025) спрямована на збільшення внутрішнього видобутку. Проте висока собівартість на зрілих родовищах означає, що імпорт і надалі закриватиме значний дефіцит.

Газ: «місток» до декарбонізації

Природний газ виконує роль перехідного палива:

• ~428 млрд куб. м споживання у 2024 році (проти 330 млрд куб. м у 2020-му);
• Китай — третій у світі споживач газу;
• імпорт СПГ може зрости майже до 76 млн тонн (+10% р/р) після падіння приблизно на 10% у 2025 році.

Постачання СПГ забезпечують Австралія, Катар і росія. Значні обсяги надходять трубопроводами з росії та Туркменістану.

Рідкісноземельна перевага

Домінування у чистій енергетиці підкріплює контроль над рідкісноземельними елементами:

• 60–70% світового видобутку;
• понад 90% переробки та рафінації.

Неодим і диспрозій критично важливі для постійних магнітів в електродвигунах та вітротурбінах (особливо офшорних безредукторних). Ітрій, лантан і церій застосовують у спеціалізованих інверторах та компонентах сонячних систем.

Висновок

Китай демонструє парадоксальну модель: світове лідерство у ВДЕ базується на потужному фундаменті викопної генерації та імпортної сировини. Масштабні інвестиції у «зелену» економіку не скасовують стратегічної ролі вугілля, нафти й газу, які забезпечують промисловість, стабільність мережі та енергетичну безпеку.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Oilprice.com

Російська вугільна індустрія опинилася у системній кризі через поєднання західних санкцій, зниження попиту Китаю на імпортне вугілля та посилення конкуренції з Індонезією на азійських ринках. За даними Kpler, виробники стоять перед вибором між низькими цінами з негативною маржею та скороченням видобутку, що однаково болісно для галузі.

Екзистенційна криза вугільної галузі росії

Контекст і ключові драйвери

• Санкції Заходу після заборони в ЄС та інших країнах у 2022 році змістили фокус експорту на Китай, Індію та Туреччину.
• Китай: очікується спад імпорту вугілля у 2025 році (порівняно з попередніми роками) через рекордний внутрішній видобуток.
• Конкуренція з Індонезією: логістична перевага Індонезії до китайського ринку тисне на ціну російського вугілля через дорожче постачання з Далекого Сходу рф.
• Коливання імпорту Китаю: тимчасове відновлення у вересні (спекотні хвилі + падіння внутрішнього видобутку), але загальний тренд — нижче рівня 2024 року, коли Пекін нарощував закупівлі на тлі падіння світових цін.

Вузли ризику

• Прибутковість експорту рф → залежність від імпортного попиту Китаю, який обмежено зростає.
• Логістика (відстань/тарифи портів Далекого Сходу рф) ↔ цінова конкурентоспроможність щодо Індонезії.
• Насиченість ринку → надлишок пропозиції у Китаї → скорочення імпорту та зростання експорту Китаю в окремі місяці.

Сценарії для виробників рф

• Сценарій А: зберігати високий видобуток — приймати низькі або негативні маржі для утримання обсягів і частки на азійських ринках.
• Сценарій Б: скоротити обсяги — підтримати ціни, але ризикувати втратою ринка та валютної виручки.

«Російські виробники стикаються зі структурним викликом незалежно від санкцій» — Фират Ергене, Senior Insight Analyst — Dry Bulk, Kpler

«Вони можуть або підтримувати високий випуск на низькій чи негативній маржі, або скоротити обсяги, щоб підтримати ціни. Жоден із варіантів не є привабливим», — Фират Ергене, Kpler

Ринки Китаю та Індії: що обмежує «порятунок» для рф

• Китай — головний покупець російського вугілля, але не демонструє стійкого зростання імпортного попиту.
• Індія — разом із Китаєм може зменшувати залежність від імпорту, коли ціни стають невигідними, що посилює ризики для довгострокового експорту рф.

Хронологія та кількісні орієнтири

• 2022: заборона імпорту вугілля з рф у ЄС та низці західних країн після повномасштабного вторгнення в Україну.
• 2023–2024: бум постачання вугілля до Китаю на тлі падіння міжнародних цін.
• 2025: очікуване зниження імпорту Китаю порівняно з попередніми роками; у вересні — короткочасний відскок закупівель через погодний та виробничий фактор.

Складові проблеми

• Структурна проблема: навіть без урахування санкцій, високі логістичні витрати і змінний попит у Китаї/Індії роблять модель експорту рф малорентабельною.
• Обмежена «подушка» попиту: повернення до буму 2023–2024 років малоймовірне — тому стійкого підвищення імпорту Китаю очікувати не варто.
• Пастка вибору: між обсягом і ціною — обидва варіанти загрожують доходам галузі у найближчій перспективі.

Висновок

Ймовірність тривалої стагнації експорту російського вугілля висока: ані Китай, ані Індія не забезпечують стабільного приросту імпортного попиту, тоді як логістична перевага Індонезії і надлишок пропозиції в Азії зберігаються. За таких умов конкурентна стратегія рф у вугіллі зводиться до вибору «меншого зла» між збитковими обсягами та скороченням видобутку.

Джерело: Terminal

За матеріалами: oilprice.com

Індія у серпні зафіксувала найшвидше зростання генерації електроенергії за останні п’ять місяців, що напряму пов’язано з рекордним відновленням промисловості. Водночас ризики зовнішньої торгівлі та тарифних бар’єрів можуть вплинути на подальшу динаміку.

Індія балансує між короткостроковим посиленням залежності від викопних джерел і довгостроковим курсом на енергетичну трансформацію.

Промисловий драйвер

• Генерація електроенергії у серпні зросла на 4% (аналіз Reuters даних Grid India).
• Виробнича активність досягла максимуму з 2008 року.
• PMI у промисловості (HSBC, S&P Global) зафіксував найшвидше поліпшення за 17,5 років.

S&P Global зазначає: «Стійкий попит продовжує підтримувати значне зростання замовлень на фабриках та виробництва».

Оскільки виробництво споживає близько половини всієї електроенергії, зростання PMI стало каталізатором для рекордного підйому генерації. Аналітики прогнозують продовження тренду у найближчі два квартали після завершення сезону мусонів.

Зовнішні бар’єри

• США підвищили тарифи на індійські товари на 50%.
• Чверть цього підвищення пов’язана з закупівлею Індією російської нафти.

Reuters відзначає: «Залишаються сумніви, як індійська промисловість впорається з новими тарифами».

Цей фактор створює додаткові ризики для експорту, але внутрішній попит на електроенергію поки демонструє стійке зростання.

Вугільна енергетика та відновлювані джерела

• У серпні вугільна генерація вперше за п’ять місяців показала річне зростання.
• У травні вугілля впало до мінімуму з часів локдаунів 2020 року через зростання «зеленої» генерації та відсутність спеки.
• Індія достроково на 5 років виконала план — 50% встановлених потужностей з невикопних джерел.

Втім, наявність потужностей не дорівнює їхньому використанню. Обмеження у мережах, затримки з батареями та інфраструктурні проблеми не дозволяють відновлюваним джерелам швидко витіснити вугілля.

Висновки

• Зростання промисловості й попиту на енергію підтримує попит на нафту.
• Торговельні бар’єри з боку США можуть посилити залежність Індії від дешевшої російської нафти.
• У середньостроковій перспективі розширення «зеленої» генерації може знизити структурний попит на нафту, хоча швидкого ефекту очікувати не варто.

Джерело: Terminal

За матеріалами: oilprice.com

У липні 2025 року індекс цін на енергоносії знизився на 0,6% м/м, головно через падіння цін на природний газ у ЄС, попри зростання цін на газ у США, австралійське вугілля та середню ціну нафти. У річному вимірі індекс скоротився на 13,5% через зниження вартості австралійського вугілля та нафти, хоча подорожчання газу в США та ЄС частково компенсувало ці втрати. На ф’ючерсному ринку зберігався переважно «бичачий» настрій, що проявилось у зростанні чистих довгих позицій і відкритого інтересу.

Світовий енергетичний ринок зберігає високу чутливість до політичних і логістичних чинників; попри окремі сегменти зростання, загальна динаміка вказує на структурний тиск і потребу в стратегічних запасах для зниження ризиків.

Динаміка цін на основні енергетичні товари

Динаміка цін на основні енергетичні товари – Липень 2025 року ознаменувався змішаними тенденціями: австралійське вугілля та газ у США зростали в ціні, тоді як європейський газ та нафта залишалися під тиском, демонструючи залежність ринків від геополітики та сезонних факторів.

• Вугілля (Австралія) — зростання на 3,5% м/м, третій місяць поспіль. Підтримку цінам забезпечили підвищений імпорт з Китаю та Індії перед зимовим попитом, а також стратегічне накопичення запасів великими енергокомпаніями на тлі тарифної невизначеності. У річному вимірі ціна впала на 17,9%.
• Вугілля (США) — стабільна ціна місяць до місяця через сталий попит на електроенергію та обмежений експорт. У річному вимірі ціна зросла на 4,0%.
• Середня ціна нафти — незначне зростання на 0,1% м/м при зниженні на 16,9% р/р. Ринок отримував суперечливі сигнали з фундаментальних факторів, що утримувало ціни в діапазоні.
• Природний газ (США) — зростання на 5,6% м/м після чотирьох місяців падіння завдяки збільшенню експорту LNG та нижчим рівням запасів. Середні щотижневі запаси газу підвищилися на 7,9% м/м, але знизилися на 4,9% р/р, що свідчить про вищий рівень споживання. У річному вимірі ціна зросла на 53,8%.
• Природний газ (Європа, TTF) — падіння на 6,0% м/м після двох місяців зростання через геополітичну напруженість і ремонтні зупинки в Норвегії. Водночас збільшення імпорту LNG зі США знизило премію за геополітичний ризик. Запаси в ЄС на кінець липня досягли 68,6% (проти 58,9% у червні), що є зростанням на 9,8 в.п.. У річному вимірі ціна підвищилася на 12,3%.

Вплив тарифної політики США

Липневі оголошення про нові тарифи США створили додаткову невизначеність на товарних ринках. Ціни на більшість неенергетичних товарів виграли від «авансового» імпорту перед введенням тарифів. Проте на енергетичні ринки ці новини тиснули через побоювання зниження попиту.

Висновки

• Світовий енергетичний індекс у липні опустився до 91,7 пунктів, що відображає тиск з боку газового сегменту ЄС.
• Австралійське вугілля демонструє стабільне зростання м/м, але річні показники залишаються значно нижчими.
• Різке подорожчання газу в США (понад 50% р/р) свідчить про структурні зміни в балансі попиту і пропозиції.
• Європейський газовий ринок зберігає чутливість до геополітичних подій, але високі запаси знижують ризики дефіциту в найближчій перспективі.

Джерело: Terminal

За матеріалами: World Bank, OPEC

Уряд Польщі офіційно закрив проєкт створення Національної агенції енергетичної безпеки (NABE), яка мала консолідувати вуглеводні активи державних енергетичних компаній. Причина – відсутність економічного сенсу та ризик збільшення фінансового тиску на держбюджет і споживачів.

Відмова від NABE: наслідки для ринку та цін

Фінальний урядовий звіт вказує на прогностичну сумарну фінансову прогалину для 14 вугільних електростанцій у 2025–2040 роках на рівні 53,8 млрд злотих, що дорівнює приблизно 74 злотим збитку на кожну вироблену МВт*год. Це означало б зростання кінцевих тарифів для споживачів або постійні дотації з бюджету.

Особливо важливо, що модель NABE спиралася на застарілі дані 2022 року, коли ціна електроенергії на оптовому ринку перевищувала 1100 злотих/МВт*год через енергокризу, спричинену війною в Україні. На середину 2025 року ціна впала до близько 415 злотих/МВт*год, а ринок демонструє сильну волатильність через ріст відновлюваних джерел енергії (ВДЕ).

• Зміна структури ринку: у червні 2025 року частка ВДЕ вперше перевищила вугілля в електрогенерації Польщі.
• Зниження попиту на субсидії: компанії здатні залучати фінансування без відокремлення вугілля через облігації чи project finance.

Податкове навантаження та потреба нових інструментів

Відмова від NABE не знімає викликів податкового навантаження й фінансової стабільності енергосистеми. Залишається потреба у створенні механізмів для фінансування перехідних рішень:

• Механізм декарбонізації – одночасна підтримка нових низькоемісійних установок і тимчасове фінансування вугільних електростанцій у межах однієї групи.
• Ринок потужності – компенсація готовності до виробництва для забезпечення безпеки енергопостачання.
• Механізм еластичності (non-fossil flexibility) – стимулювання гнучких низьковуглецевих резервів.

Однак усі ці інструменти потребують погодження Європейської Комісії як дозволеної державної допомоги. Зокрема, механізм декарбонізації був би неможливий у разі централізації активів у NABE, через ризик антиконкурентних практик.

«Структура ринку енергії в Польщі вже змінилася, а стратегія NABE базувалася на реаліях трирічної давнини», – зазначено у звіті урядового Зеcполу.

Перспективи після 2028 року

Згідно з чинним і планованим європейським законодавством, після 2028 року державна підтримка для високоемісійних джерел буде заборонена. Польща муситиме вести інтенсивні переговори на рівні ЄС для отримання тимчасових виключень, аби уникнути ризику дефіциту потужностей і стрибка цін на електроенергію після 2029 року.

Рекомендації звіту включають скасування урядової ухвали №44/2022 щодо виділення вугільних активів і створення нового Зеcполу з розробки стратегії трансформації польської електроенергетики з урахуванням кліматичних цілей ЄС. У новому органі будуть представники енергетичного відомства, держактивів, фінансів і сировинної політики, а пріоритетом стане розробка фінансово збалансованих механізмів для підтримки існуючих вугільних потужностей до їх безпечного виведення з експлуатації.

Джерело:  Terminal

За матеріалами: WNP.PL

Замовити тижневий звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

Попри зростання виробництва вугілля в США на початку 2025 року, споживання в електроенергетиці збільшується ще швидше. Це призведе до зниження запасів на кінець літа та створить тиск на ринок у 2026 році.

Прогноз споживання і запасів вугілля у 2025 році

У 2025 році споживання вугілля у США зросте більше, ніж його виробництво, що спричинить скорочення запасів. За оцінками Управління енергетичної інформації США (EIA), запаси вугілля у секторі електроенергетики складали 124 мільйони коротких тонн (MMst) на початок літа (1 червня), що на 12% менше, ніж торік.

Низькі запаси пояснюються значним зменшенням запасів у першому кварталі 2025 року:

• Споживання вугілля у 1Q25 склало 109 MMst — на 20% більше, ніж у 1Q24.
• Водночас виробництво зросло лише на 2% у порівнянні з 1Q24.

Очікування на літо 2025 року

Влітку запаси вугілля традиційно зменшуються через підвищений попит генераторів. Водночас цього року зниження очікується менш значним, ніж минулого літа.

• Наприкінці червня спекотна погода підвищила загальне виробництво електроенергії в США, що призвело до невеликого збільшення виробництва на вугіллі порівняно з червнем 2024 року.
• Прогноз Національного управління океанічних та атмосферних досліджень США передбачає, що липень 2025 року буде дещо прохолоднішим за липень 2024 року, що компенсує підвищене споживання у червні.

У підсумку: EIA прогнозує, що виробництво і споживання вугілля у США протягом літніх місяців (червень–вересень) залишаться приблизно на рівні минулого літа. Проте очікується менший обсяг експорту вугілля, що пом’якшить темпи скорочення запасів.

• Очікуване скорочення запасів влітку 2025 року — 8 MMst (завершення вересня на рівні 116 MMst) проти минулорічного зниження на 17 MMst.

Перспектива на 2026 рік

Прогноз EIA свідчить про прискорення зниження запасів у 2026 році, коли виробництво вугілля впаде на 9%, а споживання зменшиться на 6%.

«Ми очікуємо, що у 2026 році зниження запасів знову пришвидшиться на тлі скорочення виробництва і споживання вугілля», — зазначено у прогнозі EIA.

Джерело: Terminal

За матеріалами: U.S. Energy Information Administration – Short-Term Energy Outlook

Замовити тижневий звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

Польська нафтова компанія ORLEN успішно розмістила зелені єврооблігації на 600 млн євро для фінансування енергетичного переходу. Залучені кошти підуть на розвиток відновлюваних джерел енергії, нульових викидів у транспорті (електричні та водневі авто) та підвищення енергоефективності.

Стратегія переходу та фінансування

ORLEN повідомила про успішне розміщення семирічних зелених облігацій з фіксованою ставкою 3.625% річних, з погашенням 2 липня 2032 року. За даними компанії, розміщення було перепідписане у 2.5 раза.

«Енергетичний перехід та створення вартості Групи ORLEN до 2035 року вимагають інвестицій понад 30 млрд злотих на рік. Тому важливо забезпечити стабільне фінансування цього розвитку», – заявив Іренеуш Фонфара, президент правління ORLEN.

• Кошти підуть на: розвиток ВДЕ
• створення нульових викидів у транспорті для електричних і водневих автомобілів
• інвестиції в підвищення енергоефективності

Відмова від вугілля

Компанія підтвердила плани припинити виробництво електроенергії на вугіллі до 2030 року та відмовитися від використання вугілля у системах опалення до 2035 року. Їхню роль мають замінити газові установки, відновлювані джерела енергії, водень і малі модульні реактори.

Водночас у червні ORLEN оголосила про отримання 1.7 млрд злотих від польського уряду в межах Національного плану відновлення для реалізації водневих проєктів.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Quantum Commodity Intelligence

Замовити тижневий звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального