Іспанська Moeve завершила перше півріччя 2026 року з Clean CCS EBITDA €1,18 млрд. Капітальні витрати зросли на 20% до €605 млн, причому рекордні 69% компанія спрямувала на проєкти енергетичного переходу. Енергетичний підрозділ отримав €945 млн EBITDA завдяки високому завантаженню активів і сильним маржам переробки.

Сильна економіка переробки забезпечує Moeve фінансову базу для одночасних інвестицій у біопаливо, водень і низьковуглецеву інфраструктуру.

Biofuels International опублікувало результати Moeve 17 серпня 2026 року. Clean CCS EBITDA компанії за перше півріччя становила €1,178 млрд, а Clean CCS Net Income зріс на 41% у річному вимірі до €458 млн.

Операційний грошовий потік досяг €762 млн. Капітальні витрати збільшилися на 20% до €605 млн, із яких 69% було спрямовано на проєкти енергетичного переходу. Серед напрямів інвестицій видання називає відновлюваний водень, біопаливо та інфраструктуру сталої мобільності.

Енергетичний підрозділ Moeve забезпечив €945 млн Clean CCS EBITDA. За повідомленням компанії, результат підтримували високі коефіцієнти використання виробничих потужностей і сильні маржі переробки. Хімічний бізнес отримав €172 млн EBITDA, а upstream-напрям — €145 млн.

У першому півріччі Moeve сплатила €2,1 млрд податків в Іспанії. Чистий борг наприкінці червня становив €2,33 млрд, а показник фінансового важеля знизився до 1,2x.

Серед проєктів компанії — угода з DHL Express щодо закупівлі сталого авіаційного пального, розвиток найбільшого в Іспанії комплексу біопалива другого покоління та проєкт зеленого водню в Андалусії. Moeve також продовжила переговори щодо запропонованого об’єднання downstream-активів із Galp; укладення остаточних угод заплановане на друге півріччя 2026 року.

Генеральний директор Moeve Маартен Ветселаар пов’язав напрям інвестицій із потребою підвищувати стійкість європейської енергетичної системи:

«Тривала геополітична напруженість і руйнівні погодні явища нагадують, чому цей енергетичний перехід є таким нагальним».

Джерело: Terminal. За матеріалами: Biofuels International.

Індія розглядає скорочення використання цукрової тростини для виробництва етанолу з жовтня через ризики для внутрішньої пропозиції цукру. Щоб зберегти програму 20-відсоткового змішування етанолу з бензином, уряду доведеться збільшити використання кукурудзи та рису як сировини для біокомпонента.

Можливі обмеження змінять сировинну структуру виробництва етанолу, але уряд не планує відмовлятися від 20-відсоткового стандарту змішування з бензином

Reuters повідомив 10 серпня 2026 року, що уряд Індії розглядає обмеження обсягів цукрової тростини, які можна буде спрямовувати на етанол у сезоні, що починається в жовтні. Про це агентству повідомили два урядові та два галузеві джерела.

Причиною стали слабші опади у Махараштрі та Карнатаці — найбільших регіонах виробництва цукрової тростини в Індії — і побоювання щодо майбутнього врожаю. За словами джерел, пріоритет виробництва цукру над етанолом має збільшити внутрішню пропозицію та допомогти уникнути імпорту цукру.

У поточному маркетинговому році, який завершується наприкінці вересня, заводи спрямували на виробництво етанолу еквівалент близько 3 млн тонн цукру — приблизно 10% загального виробництва. Обмеження цього ресурсу наступного сезону може повернути подібний обсяг на продовольчий ринок.

Для збереження програми, за якою бензин містить 20% етанолу, уряду потрібно буде збільшити виробництво біокомпонента з кукурудзи та рису. Reuters зазначає, що запаси цих культур достатні. За даними джерел агентства, виробникам можуть заборонити виготовляти етанол безпосередньо із соку цукрової тростини та B-heavy molasses, залишивши переважно C-heavy molasses — побічний продукт, що залишається після вилучення більшої частини цукру.

Остаточний розподіл етанолу для цукрової промисловості очікується до початку нового сезону, після чого державні паливні компанії оголосять тендери на його закупівлю.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Американські НПЗ отримали додатковий економічний стимул спрямовувати частину виходу дистилятів в авіапальне замість дизпального. Argus пов’язує це з рекордною вартістю виконання вимог Renewable Fuel Standard для дорожніх палив. Водночас експорт американського авіапального в липні зріс на 62% рік до року до 308 тис. барелів на добу.

Подорожчання виконання біопаливних нормативів змінює економіку виробництва окремих нафтопродуктів на американських НПЗ

За даними Argus від 7 серпня, виробництво авіаційного пального у США за тиждень до 31 липня становило 2,068 млн барелів на добу. Попри зниження від пікових рівнів кінця червня, показник залишався на 4,3% вищим, ніж роком раніше.

Додатковим стимулом стала дорожча відповідність федеральному Renewable Fuel Standard. Після затвердження Агентством з охорони довкілля США нормативів змішування біопалива на 2026 і 2027 роки ціни сертифікатів RIN та розрахункова вартість виконання Renewable Volume Obligation піднялися до рекордних рівнів.

Показник RVO досяг 7 липня 39,28 цента за американський галон проти приблизно 22 центів на початку березня. Нафтове авіапальне, на відміну від дизельного пального, не належить до продуктів, на які поширюється зобов’язання RFS. Тому НПЗ, здатні змінювати структуру виходу дистилятів, можуть віддавати перевагу авіапальному.

Паралельно зріс експорт. За даними Kpler, у липні США експортували в середньому 308 тис. барелів авіапального на добу — на 62% більше, ніж роком раніше. За тижневою статистикою EIA, останній показник сягнув 445 тис. барелів на добу, більш ніж утричі перевищивши торішній рівень. Argus також зазначає наявність відкритого арбітражу для постачання американського авіапального до Європи.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Argus Media

ADM підвищила прогноз прибутку на 2026 рік, посилаючись на сприятливе середовище для біопального, високі ціни на енергоносії та затверджені квоти на відновлюване пальне. Ці фактори підтримали переробку олійних культур, етанольний бізнес і виробництво компонентів для біодизеля.

Регуляторні вимоги до змішування біопального посилили попит на сировину для відновлюваного дизпалива

ADM завершила другий квартал із чистим прибутком $908 млн і скоригованим чистим прибутком $895 млн. Прибуток на акцію становив $1,87, а скоригований показник — $1,84. Сукупний операційний прибуток сегментів зріс на 75% проти другого кварталу 2025 року — до $1,45 млрд.

Компанія підвищила прогноз скоригованого прибутку на акцію за підсумками 2026 року до $5,15–5,60. Попередній діапазон становив $4,15–4,70.

Оновлений прогноз ґрунтується на очікуваному поліпшенні результатів переробки олійних культур і виробництва етанолу. ADM пов’язує сприятливі умови із затвердженими в березні зобов’язаннями щодо обсягів відновлюваного пального на 2026 і 2027 роки в межах американського Renewable Fuel Standard.

Додатковими чинниками компанія назвала міжнародну торгівлю та підвищені ціни на енергоносії. Вони збільшують економічну привабливість етанолу, біодизеля та інших видів пального, виробленого з аграрної сировини.

Капітальні витрати ADM у 2026 році, за прогнозом компанії, становитимуть від $1,3 млрд до $1,5 млрд. Серед ризиків компанія виділила зміни макроекономічного середовища, геополітики, торговельної політики та регулювання.

«Сприятливе середовище для біопального дає нам упевненість знову підвищити прогноз на 2026 рік», — заявив голова ради директорів і генеральний директор ADM Хуан Лусіано.

Джерело: Terminal. За матеріалами: ADM.

12 липня The Guardian повідомило, що найбільшу громадську сонячну електростанцію Великої Британії Derril Water у північному Девоні зупинили в перший літній сезон роботи через ризик «thermal overload» у місцевій мережі. За даними видання, National Energy System Operator оцінив ризик як достатньо значний, щоб відключити ключовий super-grid transformer, після чого National Grid обмежив виробництво сонячної генерації в районі.

Проєкт Derril Water почав виробляти електроенергію у вересні 2025 року. Зупинка, за оцінкою The Guardian, може коштувати майже 10 000 членам кооперативу близько £2 млн втраченого літнього доходу. Видання також зазначило, що проблема не пов’язана з технічною роботою самої СЕС: вузьким місцем стала локальна мережа, яка не була своєчасно модернізована для приймання надлишкової сонячної генерації у довгі сонячні дні.

Що це означає для ринку

Це приклад того, як висока частка сонячної генерації без достатньої мережевої спроможності створює не лише технічну, а й цінову проблему. Для ринків із високою часткою ВДЕ денний профіцит може не реалізуватися як дешевий ресурс для споживача, якщо мережа не здатна прийняти генерацію. Для українського ринку цей сигнал важливий у контексті майбутнього розвитку розподіленої генерації, промислових СЕС і BESS: без мережевої гнучкості дохідність сонячного профілю може бути знижена примусовими обмеженнями.

Ризики

Головний ризик — обмеження генерації в години низької або від’ємної ціни, коли сонячний ресурс мав би формувати арбітражний сигнал для накопичувачів, гнучкого споживання або внутрішньодобового ринку. Якщо учасник ринку не враховує локальні мережеві обмеження, розрахункова маржа ВДЕ або BESS може не реалізуватися фізично.

Джерело: Terminal. За матеріалами: The Guardian.

9 липня Reuters повідомив, що Європейський Союз готує пакет політик і фінансових схем для переведення більшої частини економіки з нафти й газу на електроенергію. За проєктом Єврокомісії, який має бути оприлюднений 17 липня, Брюссель планує встановити ціль щодо мінімальної частки електроенергії в загальному кінцевому енергоспоживанні ЄС до 2040 року.

Проєкт передбачає стимули для електромобілів, теплових насосів, побутових батарей і промислових процесів, що переходять із викопного палива на електрику. Єврокомісія також розглядає скорочення ПДВ на household batteries, EVs and heat pumps, запуск аукціону фінансування для промислових проєктів, які виробляють тепло за допомогою електроенергії та ВДЕ, а також поступове згортання субсидій на викопне паливо.

Що це означає для ринку

Це не короткостроковий сигнал РДН, але це регуляторний сигнал для попиту, гнучкості та накопичувачів. Якщо електрифікація транспорту, опалення й промислового тепла пришвидшиться, зростатиме роль погодинних тарифів, батарей, demand response і внутрішньодобової оптимізації.

Ризики

Основний ризик — нерівномірне зростання електричного навантаження без достатньої гнучкості та мережевої адаптації. Для ринку це може означати сильніші вечірні піки, більшу цінову волатильність і вищу цінність накопичувачів енергії.

«В епоху повторюваної геополітичної турбулентності та волатильних глобальних ринків енергетично незалежний Союз, заснований на чистій, достатній, внутрішній, кібербезпечній і доступній енергії, є питанням суверенітету», — йдеться у проєкті Єврокомісії.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Ці дані мають значення для арбітражу не як короткострокова новина одного торгового дня, а як сигнал зміни структури погодинного ціноутворення. Вища частка сонця посилює денні провали цін у години високої генерації, а зростання ролі накопичувачів підвищує значення часових спредів між денними та вечірніми годинами.

Що це означає для ринку

Для учасників українського ринку, які оцінюють арбітраж із ЄС, важливим стає не лише порівняння середньодобових цін, а й аналіз погодинного профілю. За високої сонячної генерації денний імпортний сигнал може відрізнятися від вечірнього, коли сонце зникає, а попит залишається високим.

Ризики

Основний ризик — помилкове перенесення середньодобового європейського сигналу на український ринок. Якщо в ЄС зростає частка сонця та накопичувачів, арбітражна логіка дедалі більше залежить від конкретної години поставки, доступності перетину та вартості небалансу.

Джерело: Terminal. За матеріалами: The Guardian.

Reuters 1 липня повідомив, що швидке зростання сонячної генерації в Європі вже створює структурний тиск на ринки електроенергії. У сонячні дні сонячна генерація в окремих регіонах інколи покриває понад половину попиту, але виробляє електроенергію саме тоді, коли система не завжди може її повністю поглинути.

За даними LSEG, середні ціни реалізації сонячної генерації у першій половині 2026 року в Німеччині, Франції, Нідерландах, Бельгії, Італії та Іспанії були в середньому на 42% нижчими, ніж за той самий період 2023 року. Reuters зазначив, що надлишок сонячної генерації знижує ціни в години пікового виробництва, а в крайніх випадках ціни стають від’ємними.

Одночасно зростають обсяги обмеження генерації. У травні 2026 року, за оцінками LSEG, у Німеччині було обмежено близько 1,28 ТВт·год сонячної генерації, а в Іспанії — понад 2,4 ТВт·год.

Що це означає для ринку

Для українських учасників ринку це важливо як сигнал щодо економіки імпорту з ЄС і майбутньої ролі гнучкості. Денний надлишок сонячної генерації може формувати нижчі або від’ємні ціни в окремих європейських зонах, тоді як вечірній спад сонячного виробництва створює різкіші піки. Це підвищує цінність BESS, ВДР і точного погодинного прогнозування.

Ризики

Головний ризик — неправильне перенесення середньодобового цінового сигналу на погодинну торгівлю. Якщо денні години дешевшають, але вечірні піки зростають, арбітражна маржа залежить від точного часу поставки, доступності перетинів і можливості швидко коригувати позицію.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Індонезія планує 1 липня 2026 року запустити мандат B50 — суміш 50% біодизелю на основі пальмової олії та 50% звичайного дизельного пального. Міністр енергетики Бахліл Лахадалія заявив 18 червня, що випробування пального дали позитивні результати.

Новий мандат має зменшити імпорт дизельного пального після перебоїв постачання нафти

Індонезія у березні відновила план підвищити частку біодизелю до 50% з нинішніх 40%. Це рішення ухвалювали на тлі перебоїв постачання нафти після атак США та Ізраїлю по Ірану.

«Випробування були проведені командою Міністерства енергетики, і результати є обнадійливими… Запуск впровадження B50 відбудеться 1 липня 2026 року», — сказав Бахліл Лахадалія журналістам.

«Таким чином ми скоротимо або навіть припинимо імпорт дизельного пального, особливо газойлю з цетановим числом 48», — додав він.

Економія на імпорті може перевищити сценарій збереження B40

Біодизельний мандат на 2026 рік передбачає використання B40 у перші шість місяців і B50 з липня до грудня. За оцінкою Міністерства енергетики, така схема дасть Індонезії близько 157,28 трлн рупій, або S$11,1 млрд, економії на імпортних витратах.

Для порівняння, збереження схеми B40 протягом усього року оцінювалося б у 139,8 трлн рупій економії.

• B40 — суміш із 40% біодизелю та 60% звичайного дизельного пального;
• B50 — суміш із 50% біодизелю на основі пальмової олії та 50% звичайного дизельного пального;
• запуск B50 заплановано на 1 липня 2026 року;
• мандат B50 має діяти з липня до грудня 2026 року.

Субсидії на біодизель можуть бути нижчими за попередній бюджет

На початку 2026 року план B50 був відкладений через фінансові питання. Однак представниця Міністерства енергетики Енія Лістіані Деві, генеральна директорка з відновлюваної енергетики, заявила, що біодизельна субсидія на 2026 рік буде нижчою за попередньо закладений рівень після зростання цін на сиру нафту в останні кілька місяців.

За її словами, субсидії на біодизель знизяться з попередніх 47 трлн рупій до 32 трлн рупій.

Індонезія субсидує біодизельний мандат, використовуючи надходження від збору з експорту пальмової олії. Ці кошти спрямовують на покриття різниці між цінами на газойль і дизельне пальне на основі пальмової олії.

Пальмова олія стала дешевшою відносно газойлю

Зазвичай пальмова олія продається з премією до газойлю. Однак війна на Близькому Сході підвищила ціни на сиру нафту й зробила пальмову олію дешевшою у відносному вимірі.

Останні парламентські слухання показали, що за період із січня до травня індонезійський плантаційний фонд BPDP, який відповідає за збір з експорту пальмової олії, зібрав 17,4 трлн рупій. Це 64% від річної цілі у 26,84 трлн рупій.

Міністерство готує регулювання та додаткову квоту

Енія Лістіані Деві повідомила, що Міністерство енергетики готує нормативні акти для впровадження B50. Вони включатимуть додаткову квоту біодизелю, необхідну для виконання мандату.

На парламентських слуханнях на початку червня вона прогнозувала, що попит на біодизель на основі пальмової олії у 2026 році може зрости до 17,6 млн кілолітрів для забезпечення мандату B50 у другій половині року. Це вище за попередній розподіл у 15,65 млн кілолітрів.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

За даними дослідження European Battery Market Outlook 2026–2030, оприлюдненого асоціацією SolarPower Europe, у 2025 році в Україні було введено майже 3 ГВт·год нових потужностей зі зберігання енергії.

 Україна вперше увійшла до п’ятірки найбільших ринків систем накопичення енергії BESS у Європі.

Загалом європейський ринок BESS перевищив 100 ГВт·год. Лише у 2025 році в Європі введено 36 ГВт·год нових систем накопичення. Найбільшим сегментом стали великомасштабні промислові накопичувачі, або utility-scale BESS, на які припало понад половину всіх нових введень. Лідерами європейського ринку залишаються Німеччина, Велика Британія та Італія.

Для українського ринку електроенергії це має практичне значення через потребу в гнучкості, балансуванні та згладжуванні погодинної волатильності, особливо в умовах високої сонячної генерації вдень і вечірніх піків споживання.

Джерело: Facebook