Український ринок дизпалива підійшов до моменту, коли дешевша нафта вже не означає автоматичного здешевлення пального на АЗС. І це головний висновок, який зараз мають почути і бізнес, і споживачі.

Станом на 10 липня середня роздрібна ціна дизпалива становила 75,45 грн/л, гуртова — 69,23 грн/л, а розрахунковий імпортний паритет — 69,12 грн/л. Внутрішній гурт та імпортна альтернатива фактично зрівнялися: різниця між ними становить лише 11 копійок на літрі.

Простору для подальшого зниження цін майже не залишилося.

Ще 19 червня ситуація була іншою. Роздрібна ціна становила 78,92 грн/л, гуртова — 64,13 грн/л, а імпортний паритет — 64,25 грн/л. Розрив між ціною на АЗС і гуртом сягав 14,79 грн/л. До 10 липня він скоротився до 6,22 грн/л.

Причому за тиждень роздріб подешевшав на 6 копійок, тоді як гурт зріс одразу на 4,66 грн/л. Роздріб ще за інерцією догравав попередній цикл зниження, але закупівельна база вже різко розвернулася вгору.

Саме тому очікувати, що АЗС і надалі знижуватимуть ціни, було б самообманом. Запас цінової міцності  операторів скоротився більш ніж удвічі.

Brent дешевшає, а дизпаливо дорожчає

Найбільша помилка зараз — оцінювати перспективи українського ринку лише за ціною Brent.

Із 19 червня до 10 липня нафта подешевшала з 79,46 до 76,90 дол. за барель. Проте європейські котирування дизпалива за цей самий період зросли з 922,75 до 1048,25 дол. за тонну. Нафта дешевшала, а готовий продукт дорожчав.

Парадоксу тут немає: між Brent та українською стелою є нафтопереробка, баланс готового продукту, європейські котирування, фрахт, страхування, внутрішній гурт і лише потім — роздрібна ціна.

Саме готового дизпалива зараз бракує більше, ніж сирої нафти. Потоки сировини почали відновлюватися швидше, ніж робота нафтопереробних заводів.  Нафти на ринку може ставати більше, але переробити її у потрібні обсяги низькосірчистого дизпалива — питанн часу .

Російський експорт обвалився — і це відчув європейський ринок

Окремий і дуже сильний чинник — різке скорочення російського експорту. У червні морські відвантаження дизпалива і газойлю з Росії впали на 39% порівняно з травнем і на 46% у річному вимірі — до 1,8 млн тонн. Постачання через Приморськ скоротилися на 53%, до 623 тис. тонн.

Із 1 до 8 липня російський експорт становив лише 214 тис. барелів на добу. Для порівняння: у липні 2025 року середній показник сягав 793 тис. барелів на добу. Після запровадження заборони на експорт дизпалива для виробників європейська маржа переробки зросла до 60,17 дол. за барель.

Це вже не локальна проблема Росії. Менше російського пального означає дефіцит в Атлантичному басейні, жорсткішу конкуренцію за альтернативні вантажі, вищі європейські котирування і, зрештою, вищу закупівельну вартість для України.

Більше того, Росія не лише скорочує експорт, а й збільшує власний імпорт нафтопродуктів. Колишній великий постачальник дедалі більше перетворюється на конкурента за той самий ресурс. Це додатково нервує ринок і підштовхує ціни вгору.

Китай та Індія поки що лише дають надію

Китай теоретично може частково пом’якшити дефіцит. У липні його експорт дизпалива може зрости до 600–700 тис. тонн проти приблизно 200 тис. тонн у попередньому плані.

Індія також створила передумови для збільшення постачання, знизивши експортне мито на дизпаливо з 14 до 8,5 рупії за літр.

Але тут не варто видавати наміри за результат. Китайські обсяги поки залишаються планом, а не підтвердженим експортом. Частина вантажів може залишитися в Азії, доставка до Європи потребує часу, а фрахт залишається дорогим. Індійський чинник також ще не підтверджений фактичним збільшенням відвантажень.

Дорогий фрахт не дає ринку заспокоїтися

Часткове відновлення судноплавства через Ормузьку протоку не повернуло логістику до нормального стану. Завантажені нафтові потоки залишалися приблизно удвічі нижчими за довоєнний рівень. При цьому здешевлення перевезення сирої нафти великими танкерами не означає здешевлення доставки готового пального. Ставки для менших паливних танкерів на маршруті з Нігерії до Нідерландів зросли приблизно з 63 тис. до понад 112 тис. дол. на добу.

Для України це принципово. Ми імпортуємо не нафту, а готовий продукт, який необхідно знайти, купити, застрахувати і доставити.

Дискаунтери першими можуть підняти ціни

Найвразливішими зараз виглядають дискаунтери. За середньої ціни 71,71 грн/л їхній спред до імпортного паритету становить лише 2,58 грн/л, або 3,73%. У середньому сегменті цей запас дорівнює 5,40 грн/л, у преміальному — 9,88 грн/л. Тому у разі нового подорожчання гурту саме дискаунтери можуть першими підняти ціни. Преміальні мережі мають більший буфер і можуть довше утримувати стели без змін.

Загальне здешевлення, найімовірніше, завершилося. Основний потенціал попереднього зниження вже реалізовано. Найбільш імовірний сценарій — стабілізація роздрібних цін із ризиком помірного зростання в окремих мережах.

Нове зниження стане можливим лише тоді, коли ринок побачить не прогнози постачання, а реальні додаткові обсяги дизпалива: підтверджені китайські та індійські відвантаження, дешевший фрахт, нормалізацію судноплавства через Ормузьку протоку і зниження європейських котирувань.

І навіть після цього ефект не з’явиться на стелах миттєво. Спочатку мають подешевшати зовнішні котирування, далі український гурт — і лише після цього виникне новий простір для роздрібного зниження.

Тому ринку зараз не варто заспокоювати себе дешевшою Brent. Вирішальне питання — чи буде у Європі достатньо фізичного дизпалива за прийнятною ціною. Поки переконливої позитивної відповіді немає.

Джерело: Terminal. За матеріалами: НТЦ «Псіхєя».

Комбінація обмеженого танкерного трафіку через Ормуз і заборони експорту дизелю з росії підштовхнула біржові індикатори газойлю та крек-спреди.

За перші сім днів липня середній денний показник танкерних переходів через Ормузьку протоку становив 18. Hellenic Shipping News зазначило, що дані vessel tracking не враховують танкери з вимкненими транспондерами, тому фактична картина може бути ширшою за видиму статистику.

ICE Brent напередодні закрився на 5,2% вище — трохи понад 78 доларів за барель. Видання пов’язало подальший ціновий тиск із додатковими ударами США по Ірану та заявами про можливе відновлення блокади іранських портів.

Окремий тиск виник на ринку дизельного пального. росія оголосила заборону експорту дизелю до кінця липня на тлі дефіциту пального після українських ударів по НПЗ. На цьому фоні front-month контракт ICE gasoil зріс майже на 13%, а крек-спред торгувався вище 60 доларів за барель.

У повідомленні також наведено дані EIA: комерційні запаси сирої нафти у США за тиждень зросли на 2,99 млн барелів, запаси бензину скоротилися на 1,9 млн барелів, а запаси дистилятів — на 4,98 млн барелів.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Hellenic Shipping News Worldwide.

росія зіткнулася не просто з чергами на АЗС, а з кризою власної моделі виробництва бензину. У вихідному матеріалі Володимир Мілов пов’язує дефіцит із радянською спадщиною нафтопереробки, залежністю модернізованих НПЗ від західного обладнання, концентрацією бензинових потужностей на обмеженій кількості заводів та складністю швидкого ремонту після ударів.

Бензинова проблема росії стала системною

Бензинова криза в росії, за оцінкою Володимира Мілова, має не ситуативний, а структурний характер. Йдеться не лише про нестачу пального на окремих АЗС, а про слабкість усієї системи виробництва автомобільного бензину.

Автор наголошує: попри великі обсяги видобутку та переробки нафти, російська нафтопереробка історично не була побудована навколо масового виробництва якісного бензину. За його словами, радянська модель була орієнтована переважно на важкі нафтопродукти, насамперед мазут, а не на потреби великого автомобільного ринку.

«Попри те, що в росії велика нафтовидобувна й нафтопереробна галузь, з бензином у нас завжди була дуже серйозна проблема», — заявив Володимир Мілов.

У матеріалі зазначається, що останніми роками виробництво бензину в росії коливалося приблизно біля 40 млн т на рік. Водночас загальна щорічна переробка нафти оцінювалася приблизно у 270 млн т, а виробництво дизельного пального — у 80–90 млн т. Ще понад 40 млн т становив мазут.

Саме тому, за логікою автора, загальна потужність НПЗ не є головним показником для оцінки бензинової стійкості росії. Важливо не скільки нафти переробляє країна загалом, а які саме заводи виробляють бензин і в яких обсягах.

Чому загальні потужності НПЗ вводять в оману

Мілов підкреслює: бензин становить лише приблизно п’яту частину загального виходу російської нафтопереробки. Основні обсяги бензину, за його словами, зосереджені на обмеженій кількості заводів, переважно в європейській частині росії та Західному Сибіру.

Частина НПЗ, які часто згадуються у повідомленнях про удари, не мають вирішального значення саме для бензинового балансу. Наприклад, заводи в Краснодарському краї, за оцінкою автора, виробляють порівняно мало бензину, хоча можуть мати значення для забезпечення окупованих територій, Криму або експорту інших нафтопродуктів.

• Ключова проблема — не загальний обсяг нафтопереробки, а концентрація бензинових потужностей.
• Бензинові НПЗ зосереджені на обмеженій кількості великих підприємств.
• Ураження таких заводів має значно більший ефект для ринку бензину, ніж удар по підприємству з низькою часткою виробництва бензину.

Однією з найсильніших тез матеріалу є твердження, що за останні місяці українськими безпілотниками були уражені заводи, які виробляли приблизно 90% бензину в росії. Це оцінка, яка є центральною для логіки матеріалу.

«Не частка в загальній потужності важлива. Саме за виробництвом бензину 90% потужностей були уражені українськими дронами», — зазначив Володимир Мілов.

 

Модернізація НПЗ стала джерелом вразливості

За словами Мілова, російські нафтові компанії протягом останніх 20–25 років намагалися виправити радянську структуру нафтопереробки. На приблизно півтора десятка заводів проводилася глибока модернізація, спрямована на збільшення виробництва світлих нафтопродуктів і високоякісного високооктанового бензину.

Водночас ця модернізація, за оцінкою автора, значною мірою спиралася на західне обладнання та технології. Після початку повномасштабної війни проти України в лютому 2022 року західні компанії залишили російський ринок. Це означає, що пошкоджене високотехнологічне обладнання складно не лише ремонтувати, а й замінювати.

• Перевага модернізації — зростання виробництва якіснішого бензину.
• Слабке місце модернізації — залежність від західного обладнання та сервісу.
• Після 2022 року доступ до такого обладнання та технологічної підтримки різко ускладнився.

Мілов стверджує, що саме модернізовані НПЗ стали головними цілями, тому що на них розміщене обладнання, критично важливе для виробництва високооктанового бензину.

Швидкий ремонт виглядає малоймовірним

Характер пошкоджень НПЗ не завжди відомий, тому точні строки відновлення визначити складно. Водночас, частина установок могла вийти з ладу надовго.

Окрема проблема — розміри й складність обладнання для сучасної нафтопереробки. Його не можна швидко виготовити, непомітно перевезти або легко замінити. За оцінкою Мілова, російські виробники такого обладнання не мають достатніх потужностей, щоб швидко закрити потреби великої кількості НПЗ.

Висновок автора: швидко повернути виробництво бензину до попереднього рівня буде вкрай складно. Навіть якщо окремі заводи частково відновлять роботу, це не обов’язково вирішить проблему системного дефіциту.

Східні НПЗ не врятують європейську частину росії

Окремо розглянуто роль НПЗ у Східній Сибіру та на Далекому Сході. За словами Мілова, їхня частка у виробництві бензину становить менше 10%, а їхні можливості не придатні для швидкого забезпечення європейської частини росії.

Причини — обмежені обсяги, власні регіональні потреби та складна логістика. Автор зазначає, що в росії немає достатньої системи нафтопродуктопроводів, яка дала б змогу легко перекидати бензин зі сходу на захід. Залізниця, за його оцінкою, також перевантажена через переорієнтацію торгівлі на Китай.

• східні НПЗ мають невелику частку у бензиновому балансі;
• частина їхнього ресурсу потрібна самим східним регіонам;
• перевезення великих обсягів бензину на захід може додатково навантажити залізницю;
• логістична схема не виглядає швидким рішенням для дефіциту.

Імпорт бензину буде дорогим і складним

Одним із можливих виходів для російської влади Мілов називає імпорт бензину. Проте він одразу підкреслює: близькі країни не здатні забезпечити масштаби російського внутрішнього ринку.

За його словами, внутрішнє споживання бензину в росії приблизно відповідає власному виробництву — близько 40 млн т на рік. Такі обсяги не можуть бути швидко заміщені Білоруссю, Казахстаном або іншими сусідніми країнами.

Європейський напрям, на думку автора, практично закритий через санкції та політичну позицію ЄС. Альтернативні маршрути через Індію, Близький Схід або інші регіони потребують складної схеми: російську нафту потрібно відправити на переробку, отримати назад бензин, забезпечити танкерну логістику та доставити пальне на внутрішній ринок.

Мілов оцінює таку схему як довгу, дорогу й не відпрацьовану. Він звертає увагу, що лише шлях танкера з Балтійських або Чорноморських портів до Індії може тривати близько місяця, після чого потрібні переробка та зворотне транспортування бензину.

Бюджет заплатить за різницю в цінах

У матеріалі також згадується закон про стабілізацію паливного ринку, який, за словами Мілова, передбачає виплату нафтовим компаніям демпфера на імпорт бензину. Йдеться про компенсацію різниці між нижчою внутрішньою ціною та дорожчим імпортним бензином за світовими цінами.

Автор зазначає, що російська влада вже виплачувала нафтовикам 2–3 млрд дол. на місяць у межах паливного демпфера, щоб стримувати внутрішні ціни. У разі імпорту бензину додаткові компенсації, за його оцінкою, також можуть становити мільярди доларів на місяць.

Тобто паливна криза переходить із виробничої площини у бюджетну. Якщо бензин доведеться завозити за високою ціною, різницю між ринковою вартістю й політично прийнятною внутрішньою ціною може оплачувати держава.

Другий сценарій — гірша якість бензину

Ще один спосіб реагування — змішування бензину з нижчими за якістю фракціями, зокрема з прямогонним бензином. Автор називає це фактичним погіршенням якості пального.

За його словами, прямогонний бензин не відповідає характеристикам повноцінного високооктанового бензину й потребує додаткової технологічної обробки. Змішування з такими фракціями може погіршити октанове число та детонаційну стійкість пального.

• низьке октанове число може створювати ризики для двигунів;
• зниження стандартів погіршує якість пального;
• сучасний автопарк може бути менш придатним до використання такого бензину;
• дефіцит може маскуватися через появу на ринку гіршого за якістю пального.

Мілов також зазначає, що російська влада вже знизила екологічні вимоги до бензину до стандарту Євро-3, а в обговореннях згадується можливість повернення до ще нижчого стандарту Євро-2.

«Основний спосіб, до якого вони будуть вдаватися, — змішувати різні фракції нафтопродуктів і допускати у продаж розбавлений бензин із нижчим октановим числом та гіршими характеристиками», — вважає Володимир Мілов.

Криза може поглиблюватися

Фінальний висновок вихідного матеріалу зводиться до того, що швидкого доброго виходу з бензинової кризи для росії не видно. Імпорт потребує часу, грошей і складної логістики. Ремонт НПЗ ускладнений технологічною залежністю. Погіршення якості бензину переносить проблему на споживачів.

Мілов вважає, що росія через війну проти України втрачає навіть той статус, який іронічно називали «країною-бензоколонкою», і перетворюється на потенційного великого імпортера бензину.

За його оцінкою, українські удари виявили слабке місце російської економіки — концентрацію виробництва бензину на обмеженій кількості технологічно залежних НПЗ. Якщо удари по паливній інфраструктурі та обмеження на доступ до обладнання триватимуть, криза може не лише зберегтися, а й поглибитися.

Головний висновок матеріалу: бензинова криза в росії є наслідком не одного збою, а поєднання радянської спадщини, технологічної залежності, концентрації виробництва, логістичних обмежень і війни, яку москва розпочала проти України.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Володимир Мілов.

Reuters повідомив, що росія 8 липня запровадила заборону на експорт дизельного пального до 31 липня. Рішення ухвалили на тлі дефіциту пального, черг на АЗС і стрибків цін після систематичних українських ударів по російських НПЗ.

Заборона посилює конкуренцію за альтернативні партії дизелю

Віцепрем’єр росії Олександр Новак заявив на урядовій нараді, що ситуація з пальним залишається складною. За його словами, росія також почне імпортувати пальне у липні. Заборона поширюється і на виробників дизелю, але не стосується постачання за вже укладеними міжурядовими угодами, зокрема з Монголією.

Ринкова реакція була негайною. Benchmark-маржа європейського дизелю після оголошення заборони зросла до рекордних $60,17 за барель. Аналітик Sparta Commodities Абхішек Кумар зазначив у коментарі Reuters, що рішення росії припало на майже найгірший момент для ринку, оскільки війна з Іраном уже змусила ринок активно використовувати запаси для компенсації порушеного постачання з Близького Сходу.

Reuters також навів дані щодо падіння російського експорту. Морський експорт дизелю та газойлю з росії у червні впав на 39% проти попереднього місяця — до близько 1,8 млн т, а проти 3,35 млн т за той самий місяць минулого року скоротився на 46%. За даними Kpler, у період з 1 до 8 липня експорт становив лише 214 тис. барелів на добу проти 793 тис. барелів на добу за весь липень 2025 року та 842 тис. барелів на добу у липні 2021 року.

«Сьогодні було запроваджено заборону на експорт дизельного пального, і це дасть можливість збільшити постачання на внутрішній ринок», — сказав віцепрем’єр росії Олександр Новак.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Автогаз повертає перевагу: LPG дешевшає швидше за бензин і залишається вигіднішим за дизель

Після квітневої цінової паніки світовий ринок скрапленого газу перейшов до різкої корекції. Липневі контрактні ціни на пропан і бутан знизилися на десятки відсотків, а український роздріб уже відреагував на цей зовнішній фон.

LPG знову має помітну перевагу у вартості 100 км пробігу.

Станом на 3 липня середня ціна автогазу в Україні становила 40,02 грн/л. Бензин А-95 коштував 74,47 грн/л, дизельне пальне — 75,51 грн/л. Тобто літр LPG був дешевшим за бензин на 34,45 грн, а за дизель — на 35,48 грн.

У відносному вимірі автогаз коштував лише 53,7% від ціни А-95 і 53,0% від ціни дизпального. Це вже не косметична різниця, а повноцінний ціновий розрив, який повертає LPG роль головної економічної альтернативи для частини автопарку.

Світовий ринок охолов після квітневого стрибка

Головний зовнішній сигнал прийшов із липневих контрактних цін. Saudi Aramco знизила ціну пропану з 760 до 580 дол./т, тобто на 180 дол./т, або на 23,7%. Бутан подешевшав із 820 до 600 дол./т — на 220 дол./т, або на 26,8%.

Для Середземномор’я та Чорноморського регіону важливішим є індикатор Sonatrach. У профільному новинному зрізі липнева ціна пропану була зафіксована на рівні 440 дол./т, бутану — 480 дол./т. Це означає падіння пропану на 135 дол./т, або на 23,5%, а бутану — на 130 дол./т, або на 21,3%.

Тобто світовий ринок LPG не просто заспокоївся після квітневого перегріву — він швидко відкотив значну частину кризової премії. У квітні пропан доходив до 850 дол./т, бутан — до 900 дол./т. Порівняно з цими піками липневі рівні Sonatrach нижчі приблизно на 410 дол./т по пропану і на 420 дол./т по бутану. Це майже половина квітневої ціни.

Але ринок не став безризиковим

Попри різке падіння контрактних орієнтирів, поточна картина не є однозначно “ведмежою”. На азійському ринку пропан CFR North Asia піднявся до 590,50 дол./т, додавши 2 дол./т за сесію. Бутан там, навпаки, знизився на 3 дол./т — до 595,50 дол./т.

У США запаси пропану та пропілену зросли п’ятий тиждень поспіль і досягли 91,3 млн барелів. За тиждень приріст становив 1,259 млн барелів. Водночас експорт пропану та пропілену знизився на 5,9% — до 1,907 млн барелів на добу. Це створює додатковий тиск на ціни з боку пропозиції.

Проте логістика залишається слабким місцем. Фрахт великих газовозів за маршрутом Перська затока — Японія зріс із 211 до 250 дол./т, тобто на 39 дол./т, або на 18,5%. Такий стрибок не скасовує загального зниження цін на LPG, але може частково “з’їдати” перевагу дешевшого ресурсу на окремих напрямках постачання.

Український роздріб уже відреагував

В Україні автогаз за місяць подешевшав із 46,11 до 40,02 грн/л. Зниження становить 6,09 грн/л, або 13,2%.

Для порівняння: бензин А-95 за той самий період знизився лише на 1,8%, до 74,47 грн/л. Дизельне пальне просіло сильніше — на 11,36%, до 75,51 грн/л. Але навіть після цього дизель залишається майже вдвічі дорожчим за LPG у літровому вимірі.

Перевага автогазу зараз тримається не тільки на слабкій реакції бензинового роздробу. Вона зберігається навіть на тлі суттєвого здешевлення дизельного пального.

Скільки коштує 100 км на LPG, бензині й дизелі

Для автовласника важливіше, скільки коштує пробіг.

Для розрахунку взято умовний типовий легковий автомобіль одного класу. Модельна витрата: 8,0 л/100 км на бензині А-95, 9,6 л/100 км на LPG і 6,5 л/100 км на дизельному пальному. Це не паспорт конкретної моделі, а порівняльний сценарій, який дозволяє оцінити порядок економії.

За таких умов 100 км на автогазі коштують 384 грн. На бензині А-95 — 596 грн. На дизелі — 491 грн.

Отже, порівняно з бензином LPG економить близько 212 грн на кожні 100 км. Це мінус 35,5% до вартості пробігу. Порівняно з дизелем економія менша, але також відчутна — близько 107 грн на 100 км, або 21,7%.

Що це означає для автовласника

Для автомобіля з уже встановленим газобалонним обладнанням нинішні ціни створюють очевидну перевагу. За кожну тисячу кілометрів пробігу LPG дає приблизно 2,1 тис. грн економії проти бензину А-95 і близько 1,1 тис. грн проти дизельного пального.

Для тих, хто лише розглядає встановлення ГБО, картина складніша. Потрібно рахувати не лише різницю на 100 км, а й вартість обладнання, середній місячний пробіг, фактичну витрату конкретного автомобіля, режим руху та частку поїздок на газі. Але базовий ціновий сигнал зараз сильний: LPG коштує майже половину ціни бензину й дизеля.

Ризики залишаються

Поточна перевага LPG не означає, що автогаз гарантовано дешевшатиме й далі. Ринок уже пройшов глибоку корекцію, а частина спотових індикаторів рухається змішано. Крім того, логістика в сегменті LPG залишається чутливою до ситуації в Перській затоці, вартості фрахту та попиту з боку Азії.

Для України важливо й те, що зовнішнє здешевлення не завжди миттєво передається в роздріб. На ціну АЗС впливають залишки в мережах, гуртові партії, логістика, курс валют, конкуренція в регіонах і комерційна політика операторів.

Але на поточному зрізі висновок достатньо чіткий: LPG після квітневої паніки повернув собі сильну економічну позицію. Світові ціни на пропан і бутан різко знизилися, український автогаз за місяць подешевшав на 13,2%, а його вартість на 100 км пробігу залишається нижчою, ніж у бензину й дизеля.

Для автовласника це означає просту річ: якщо рахувати не емоції, а гривні на кілометр, LPG знову виглядає найвигіднішим пальним серед основних альтернатив.

Джерело: Науково-технічний центр «Псіхєя»

Автор статті: Оксана Мороз, кандидат наук, експерт з інвестиційного менеджменту, авторка понад 40 наукових та аналітичних публікацій з актуальних питань практичного значення щодо імплементації Паризької угоди, енергобезпеки та фінансування міжнародного розвитку.

Третій матеріал із серії про декарбонізацію нафтогазової промисловості. У першій статті йшлося про те, чому електрифікація має увійти до кліматичної та енергетичної політики України. У другій — як саме електрифікація знижує витрати та підвищує ефективність виробничих процесів. Цей матеріал присвячено прикладному напряму: компресорним станціям і газотранспортній інфраструктурі.

Низьковуглецева електрифікація нафтогазової промисловості має найбільше практичне значення там, де поєднуються високе споживання палива, значні втрати енергії, постійне навантаження на обладнання та прямий вплив на собівартість операцій. Саме тому серед категорій нафтогазових об’єктів особливої уваги потребують компресорні станції газотранспортних систем.

Компресорні станції забезпечують підтримку тиску в трубопроводах, безпечне та ефективне транспортування природного газу. Вони є не допоміжним, а базовим елементом роботи газотранспортної інфраструктури. Тому їх електрифікація має розглядатися як один із головних напрямів модернізації нафтогазового сектору України.

Де електрифікація дає практичний ефект

Електрифікація нафтогазових об’єктів передбачає заміну паливних технологій сучасними низьковуглецевими рішеннями: електроприводами, електричними нагрівачами, відновлюваними джерелами енергії разом із системами накопичення енергії BESS замість паливних електрогенераторів.

На наземних нафтогазових платформах значною частиною витрат є паливо — дизельне пальне або природний газ. Заміна паливних технологій на сучасні низьковуглецеві рішення може зменшити обсяг антропогенних викидів на нафтових і газових платформах на 30–80% порівняно з нинішнім рівнем.

Цей показник демонструє масштаб потенціалу електрифікації. Водночас для України особливе значення мають ті об’єкти, де електрифікація безпосередньо пов’язана з роботою газотранспортної системи, зменшенням втрат газу, підвищенням ефективності компресорного процесу та економією ресурсу, який може бути використаний або проданий.

НПЗ: важливий, але не єдиний напрям

Нафтопереробні заводи відповідальні майже за 5% світових викидів парникових газів в енергетичному секторі. Основна частина викидів парникових газів на НПЗ походить від спалювання вуглеводнів для процесного нагрівання та генерації пари. Генерація пари становить близько 20% викидів CO₂. Частина викидів також припадає на специфічні процеси, зокрема виробництво водню.

Наразі лише 5–10% енергоспоживання НПЗ припадає на електроенергію. Доцільним є збільшення цього показника до 20%. Це вимагатиме від НПЗ інтеграції відновлюваних джерел енергії разом із BESS та модернізації внутрішньої системи розподілу електроенергії.

Для нафтопереробки електрифікація означає скорочення паливної складової, зменшення викидів і оновлення внутрішньої енергетичної інфраструктури. Але з погляду газотранспортної інфраструктури найприкладніший ефект дає саме електрифікація компресорних станцій.

Компресорні станції: ключовий об’єкт електрифікації

Компресорні станції газотранспортних систем є критично важливими для підтримки тиску в трубопроводах. Вони забезпечують безпечне та ефективне транспортування природного газу.

При цьому близько 90% компресорів, що використовуються в газотранспортній системі, працюють на газі. Це поршневі двигуни або газові турбіни. Решта 10% — електричні.

Така структура обладнання показує головний резерв електрифікації. Якщо переважна більшість компресорів працює на газі, саме заміна газових приводів електричними може дати найбільший технологічний і економічний ефект у цьому сегменті.

Втрати газу і споживання ресурсу

За даними Департаменту енергетики США, компресори та компресорні станції є найбільшими джерелами споживання та втрат газу в системі. На них припадає приблизно 86% загальних втрат у мережах передачі та розподілу.

Більшість цього обсягу — 76% — спалюється для живлення поршневих та відцентрових механізмів, що забезпечують транспортування природного газу. Ще 8% становлять витоки через ущільнення цього обладнання.

Ці показники прямо пояснюють, чому компресорні станції мають бути в центрі уваги. Йдеться не лише про скорочення викидів. Йдеться про зменшення споживання газу самим процесом транспортування, скорочення технологічних втрат і вивільнення ресурсу, який може бути зекономлений.

Електропривід замість газотурбінного приводу

Заміна газотурбінних приводів на електричні дозволяє щонайменше підвищити ефективність компресорного процесу з 35–45% до 96%.

Це один із найсильніших кількісних аргументів на користь електрифікації газотранспортної інфраструктури. Газотурбінний привід споживає газ для забезпечення роботи компресорного обладнання. Електричний привід змінює саму енергетичну основу процесу та різко підвищує його ефективність.

Крім підвищення ефективності, заміна газотурбінних приводів на електричні дозволяє зменшити витрати на обслуговування до 90% та вартість встановлення на 50–60%.

Додатковий економічний результат — прибуток від продажу зекономленого газу. Тобто електрифікація компресорних станцій поєднує одразу три ефекти: зменшення витрат, підвищення ефективності та монетизацію зекономленого ресурсу.

Чому це має значення для України

У контексті виконання міжнародних зобов’язань за Паризькою угодою, зменшення залежності від зовнішніх джерел постачання вуглеводнів та світових цін на них, підвищення конкурентоспроможності та доступності цін для споживачів електрифікація нафтогазової промисловості має бути віднесена до пріоритетів державної політики.

При оновленні Енергетичної стратегії України, яке започатковане Міненерго разом зі Світовим банком на початку року, до пріоритетів необхідно віднести електрифікацію нафтогазової промисловості із конкретизацією напрямів.

Компресорні станції мають бути одним із таких конкретизованих напрямів. Саме вони поєднують високе споживання газу, технологічні втрати, значний потенціал підвищення ефективності та прямий економічний ефект від зекономленого ресурсу.

Підприємствам вітчизняного нафтогазового сектору необхідно переглянути програми декарбонізації та плани інвестиційних проєктів із модернізації, передбачивши повномасштабну електрифікацію. У цьому перегляді компресорні станції мають розглядатися як один із першочергових об’єктів.

Державна політика і фінансування

До пріоритетів державної політики необхідно віднести стимулювання імпортування та впровадження технологій електрифікації шляхом надання податкових пільг і скорочення митних зборів.

Також необхідно сприяти залученню пільгових кредитів та грантових коштів міжнародних партнерів для впровадження проєктів електрифікації.

Банкам разом зі страховими компаніями вітчизняного сектору потрібно переглянути проєктні портфелі першочергового фінансування з наданням переваги проєктам електрифікації нафтогазової промисловості як комерційно привабливим.

Для компресорних станцій така логіка фінансування має особливе значення. Електрифікація цього сегмента дає вимірюваний технологічний результат: підвищення ефективності компресорного процесу з 35–45% до 96%, скорочення витрат на обслуговування до 90%, зниження вартості встановлення на 50–60% та додатковий прибуток від продажу зекономленого газу.

Висновок

Компресорні станції газотранспортних систем є головним прикладним напрямом електрифікації нафтогазової інфраструктури України. Саме тут зосереджені найбільші аргументи на користь переходу від газових приводів до електричних: близько 90% компресорів працюють на газі, на компресори та компресорні станції припадає приблизно 86% загальних втрат у мережах передачі та розподілу, 76% цього обсягу спалюється для живлення механізмів, а ще 8% становлять витоки через ущільнення.

Електрифікація компресорних станцій дозволяє підвищити ефективність компресорного процесу з 35–45% до 96%, скоротити витрати на обслуговування до 90%, зменшити вартість встановлення на 50–60% та отримати додатковий прибуток від продажу зекономленого газу.

Тому в оновленій Енергетичній стратегії України, корпоративних програмах декарбонізації та інвестиційних планах нафтогазового сектору електрифікація компресорних станцій має бути визначена як один із ключових напрямів модернізації. Вона поєднує кліматичний ефект, економію ресурсу, підвищення ефективності та практичне зміцнення газотранспортної інфраструктури.

Читати більше:

Електрифікація нафтогазової промисловості має стати пріоритетом кліматичної та енергетичної політики України

Від газових турбін до електроприводів: як електрифікація знижує витрати та підвищує ефективність нафтогазових операцій

Джерело: Термінал 

Saudi Aramco знизила офіційні липневі ціни на скраплений нафтовий газ на 24–27%, а Sonatrach — на 2–10%. Для європейського ринку ключовим є рішення алжирської Sonatrach, оскільки її офіційні ціни використовуються як орієнтир для Середземномор’я та Чорноморського регіону, включно з Туреччиною.

Липневі ціни Sonatrach стали важливим сигналом для напрямів постачання LPG у Середземномор’ї та Чорноморському регіоні

Reuters повідомило 1 липня 2026 року, що державна нафтова компанія Саудівської Аравії Saudi Aramco знизила офіційні ціни продажу LPG на липень на 24–27%. Алжирська Sonatrach також знизила ціни на 2–10%. За даними трейдерів, причиною стала вища пропозиція на світових ринках.

Saudi Aramco знизила липневу офіційну ціну пропану на $180 за метричну тонну — до $580 за тонну. Ціну бутану знижено на $220 за тонну — до $600 за тонну.

Sonatrach знизила липневу офіційну ціну пропану на $57 за тонну — до $518 за тонну. Ціну бутану знижено на $10 за тонну — до $600 за тонну.

Reuters зазначає, що пропан і бутан є різновидами LPG із різними температурами кипіння. LPG використовують як автомобільне пальне, паливо для опалення та сировину для нафтохімічної промисловості.

Для європейського ринку важливим є саме орієнтир Sonatrach. За повідомленням Reuters, офіційні ціни Saudi Aramco використовуються як референс для контрактів на постачання LPG з Близького Сходу до Азійсько-Тихоокеанського регіону. Водночас офіційні ціни Sonatrach використовуються як бенчмарки для Середземноморського та Чорноморського регіонів, включно з Туреччиною.

Це означає, що липневе зниження алжирських цін стало прямим ціновим сигналом для напрямів, які мають значення для торгівлі LPG у південній Європі та Чорноморському басейні. Reuters не наводить окремої оцінки впливу на Україну та не подає прогнозу подальшої динаміки цін.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Reuters 2 липня повідомило, що українські споживачі готувалися до повернення погодинних відключень електроенергії, оскільки підвищення температури збільшувало споживання, насамперед через використання кондиціонерів. У Запорізькій області температура у вівторок трималася близько 36°C, що посилювало навантаження як на людей, так і на енергосистему.

Для українського ринку електроенергії це важливий короткостроковий сигнал. Погодні фактори впливають не лише на загальний рівень споживання, а й на погодинний профіль попиту. У години спеки зростає навантаження від кондиціонування, а ввечері ризик для системи може зберігатися навіть після зниження сонячної генерації.

Ситуація на ринку

Для РДН і ВДР така ситуація означає підвищену чутливість до фактичного споживання та точності погодинного прогнозу. Якщо попит через кондиціонування зростає швидше, ніж очікували учасники ринку, підвищується ризик небалансів і потреба у внутрішньодобовому коригуванні позицій.

Ризики

Ключовий ризик — поєднання високого попиту, обмеженої стійкості енергосистеми та локальних обмежень споживання. Для учасників ринку це означає, що розрахунок короткострокових позицій має враховувати не лише середньодобову температуру, а й години пікового навантаження.

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 

Під час блокування Ормузької протоки глобальна пропозиція СПГ зменшилася на 9 млрд м³ на місяць. Разом зі зростанням цін це призвело до уповільнення темпів закачування газу в ПСГ. Через атаки Ірану по об’єктах QatarEnergy пошкоджень зазнали 17% СПГ-потужностей, або 17,5 млрд м³ на рік.

Відновлення СПГ-потужностей може потребувати 3–5 років.

За повідомленням QatarEnergy, відновлення виробництва до рівня 50% можливе протягом 1 місяця, що відповідає до 45 кораблів СПГ на місяць. Відновлення до 80% може відбутися протягом двох місяців, або до 70 кораблів СПГ на місяць.

Попри те, що після підписання Меморандуму про взаєморозуміння між США та Іраном ціни на нафту та СПГ знизилися майже на 20%, судноплавство через Ормузьку протоку поки що відновлюється лише у тестовому режимі. Ринок обережно оцінює перспективи нормалізації постачання, оскільки залишаються невирішеними питання координації безпечного проходу суден з Іраном, а також ризики нових обстрілів. У разі виконання сторонами умов меморандуму експорт нафти та СПГ через Ормузьку протоку може поступово відновитися найближчими тижнями.

Джерело: Facebook